Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)

Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к системам и способам добычи нефти и/или газа.

Уровень техники

Для увеличения объема добычи нефти в месторождениях во всем мире могут быть использованы методы повышения нефтеотдачи пласта (МПНО). Существуют три основных метода повышения нефтеотдачи, а именно метод теплового воздействия, метод закачки химреагента/полимера и метод закачки газа, которые могут быть использованы для увеличения объема добычи нефти из пласта месторождения и которые, кроме того, могут быть осуществлены с помощью известных средств, обеспечивая по возможности увеличение продолжительности эксплуатации месторождения и способствуя увеличению коэффициента извлечения нефти.

Метод повышения нефтеотдачи с помощью теплового воздействия осуществляют посредством подвода теплоты в продуктивный пласт. Наиболее широко распространенный вид такого воздействия заключается в вытеснении паром, который уменьшает вязкость нефти так, что она может протекать к эксплуатационным скважинами. Нагнетание в пласт растворов химических реагентов повышает нефтеотдачу за счет уменьшения капиллярных сил, которые удерживают остаточную нефть. Нагнетание в пласт растворов полимеров повышает эффективность вытеснения нефти закачанной в пласт водой. Нагнетание в пласт смешивающегося агента действует подобно нагнетанию химических реагентов. За счет нагнетания текучей среды, которая может смешиваться с нефтью, может быть извлечена удерживаемая остаточная нефть.

Фиг.1 иллюстрирует известную в уровне техники систему 100 (аналог). Известная система 100 включает подземный пласт 102 месторождения, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. Оборудование и устройства 110 для ведения добычи размещены на поверхности. Пласты 102 и 104 пересекает скважина 112, которая заканчивается в пласте 106. Соответствующий участок пласта 106 показан на фиг.1 позицией 114. Нефть и газ добывают из пласта 106 через скважину 112 и направляют к оборудованию и устройствам 110 для ведения добычи. Газ и жидкую фазу отделяют друг от друга, при этом газ накапливают в хранилище 116 газа, а жидкость накапливают в хранилище 118 для жидкости.

В патентном документе US 5826656 описан способ добычи остаточной нефти после заводнения из подземного нефтеносного заводненного пласта, через который от земной поверхности пробурена, по меньшей мере, одна скважина, включающий нагнетание растворителя, смешивающегося с нефтью, в заводненную, содержащую остаточную нефть нижнюю часть подземного нефтеносного пласта через скважину, подготовленную для подачи смешивающегося с нефтью растворителя в указанную нижнюю часть нефтеносного пласта; продолжение подачи смешивающегося с нефтью растворителя в нижнюю часть нефтеносного пласта в течение периода времени, равного, по меньшей мере, одной неделе; повторную подготовку скважины для извлечения количеств смешиваемого с нефтью растворителя и количеств остаточной заводненной нефти из верхней части нефтеносного пласта; и извлечение количеств смешиваемого с нефтью растворителя и остаточной заводненной нефти из верхней части нефтеносного пласта. Указанный пласт предварительно может быть заводнен и заполнен растворителем, способным смешиваться с нефтью. Растворитель может быть закачан через горизонтальную скважину, и растворитель и нефть могут быть извлечены через большое количество скважин, подготовленных для добычи нефти и растворителя из верхней части нефтеносного пласта. Патентный документ US 5826656 включен в настоящее описание полностью посредством ссылки.

В рассматриваемой в настоящее время опубликованной заявке на выдачу патента США №2006/0254769, имеющей дату публикации - 16.11.2006 и регистрационный номер ТН2616 в книге записи поверенных, описана система, содержащая средства для извлечения нефти и/или газа из подземного пласта месторождения, при этом нефть и/или газ включает одно или большее количество серосодержащих соединений; средства для превращения, по меньшей мере, части серосодержащих соединений, содержащихся в добытых нефти и/или газе, в состав, включающий сероуглерод; и средства для выпуска в пласт, по меньшей мере, части состава, включающего сероуглерод. Указанная опубликованная заявка на выдачу патента США №2006/0254769 включена в настоящее описание полностью посредством ссылки.

В патентном документе US 5062970 описана композиция, включающая поверхностно-активное вещество, подходящее для повышения нефтеотдачи пласта, содержащее в массовом отношении от 60/40 до 10/90 а) (о,m)- и/или (o,p) - диалкилбензолсульфонат щелочного металла и b) полиалкоксифенилэфирсульфонат щелочного металла.

Другие композиции и способы увеличения добычи углеводородов описаны в патентных документах US 3943160, US 3946812, US 4077471, US 4216079, US 5318709, US 5723423, US 6022834, US 6269881, а также в статье Wellington, et al., «Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding», Society of Petroleum Engineers, 1995. Все перечисленные источники информации включены в настоящее описание посредством ссылки.

В данной области техники существует необходимость в усовершенствованных системах и способах для повышения нефтеотдачи. Кроме того, в данной области техники существует необходимость в усовершенствованных системах и способах повышения нефтеотдачи с использованием растворителя, например, за счет снижения вязкости, химических эффектов и нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей. Кроме того, в данной области техники существует также необходимость в усовершенствованных системах и способах повышения нефтеотдачи с использованием смешивающихся растворителей. В данной области техники существует также необходимость в улучшенных системах и способах извлечения растворителя после нагнетания в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей.

Сущность изобретения

Согласно одному аспекту настоящее изобретение обеспечивает систему для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающую первое множество скважин, рассредоточнных над пластом; второе множество скважин, рассредоточенных над пластом; при этом первое множество снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, в то время как второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; при этом второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт агента очистки (ремедиации), в то время как первое множество скважин снабжено средствами для извлечения из пласта смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в течение второго периода времени.

Согласно другому аспекту изобретение обеспечивает способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание состава, включающего сероуглерод, в пласт в течение первого периода времени из первой скважины; добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины в течение первого периода времени; нагнетание в пласт агента очистки в течение второго периода времени из второй скважины; и извлечение состава, включающего сероуглерод, из пласта из первой скважины в течение второго периода времени.

Заявленное изобретение обеспечивает одно или более из следующих преимуществ:

улучшенные системы и способы для повышенного извлечения углеводородов из пласта с помощью растворителя;

улучшенные системы и способы для повышенного извлечения углеводородов из пласта с помощью текучей среды, включающей смешивающийся растворитель;

улучшенные композиции и/или методы для вторичного извлечения углеводородов;

улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта;

улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта, использующие смешивающийся растворитель;

улучшенные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта, использующие соединение, которое может быть смешивающимся с нефтью на месте;

улучшенные системы и способы для извлечения соединения, которое может быть смешивающимся с нефтью на месте.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 - система для добычи нефти и/или газа.

Фиг.2а - схема размещения скважин.

Фиг.2b и 2с - схемы размещения скважин согласно фиг.2а, иллюстрирующие осуществление процесса повышения нефтеотдачи пласта.

Фиг.3а-3с - системы для добычи нефти и/или газа.

Подробное описание изобретения

На фиг.2а показано множество 200 скважин для некоторых воплощений изобретений. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными линиями штриховки) и группу 204 скважин (обозначены диагональными линиями штриховки).

Каждая скважина в группе 202 скважин находится на расстоянии 230 по горизонтали от соседней скважины в группе 202 скважин. Каждая скважина в группе 202 скважин находится на расстоянии 232 по вертикали от соседней скважины в группе 202 скважин.

Каждая скважина в группе 204 скважин находится на расстоянии 236 по горизонтали от соседней скважины в группе 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин находится на расстоянии 238 по вертикали от соседней скважины в группе 204 скважин.

Каждая скважина в группе 202 скважин находится на расстоянии 234 от соседних скважин в группе 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин находится на расстоянии 234 от соседних скважин в группе 202 скважин.

Каждая скважина в группе 202 скважин может быть окружена четырьмя скважинами в группе 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин может быть окружена четырьмя скважинами в группе 202 скважин.

Расстояние 230 по горизонтали находится в интервале от приблизительно 5 метров до приблизительно 1000 метров, или от приблизительно 10 метров до приблизительно 500 метров, или от приблизительно от 20 метров до приблизительно 250 метров, или от приблизительно 50 метров до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 метров до приблизительно 120 метров или составляет приблизительно 100 метров.

Расстояние 232 по вертикали может составлять приблизительно от 5 до 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.

Расстояние 236 по горизонтали может находиться в интервале приблизительно от 5 до 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или от приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.

Расстояние 238 по вертикали может составлять приблизительно от 5 до 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или составляет приблизительно 100 метров.

Расстояние 234 может находиться в интервале от приблизительно 5 до приблизительно 1000 метров, или приблизительно от 10 до приблизительно 500 метров, или от приблизительно 20 до приблизительно 250 метров, или приблизительно от 30 до приблизительно 200 метров, или от приблизительно 50 до приблизительно 150 метров, или от приблизительно 90 до приблизительно 120 метров, или может составлять приблизительно 100 метров.

Множество 200 скважин может включать в себя от приблизительно 10 до приблизительно 1000 скважин, например, от приблизительно 5 до приблизительно 500 скважин в группе 202 скважин, и от приблизительно 5 до приблизительно 500 скважин в группе 204 скважин.

Множество 200 скважин, показанных на фиг.2а, можно представить себе как вид сверху с группой 202 скважин и группой 204 скважин, которые являются вертикальными скважинами, размещенными на определенном расстоянии друг от друга на некотором участке земли. Указанное множество 200 скважин можно представить себе как вид сбоку в поперечном сечении с группой 202 скважин и группой 204 скважин, которые являются горизонтальными скважинами, размещенными в пласте месторождения на определенном расстоянии друг от друга.

Добыча нефти и/или газа из подземного пласта месторождения посредством множества 200 скважин может быть осуществлена каким-либо известным способом. Подходящие способы включают подводную добычу, поверхностную добычу, первичную, вторичную или третичную добычу. Выбор конкретного способа, используемого для извлечения нефти и/или газа из подземного пласта, не является существенным.

Фиг.2b иллюстрирует множество 200 скважин для некоторых воплощений изобретения. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными линиями штриховки) и группу 204 скважин (обозначены диагональными линиями штриховки).

В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может добываться из группы 202 скважин. Как показано на фигуре, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет некоторый профиль 208 нагнетания в пласт, а добыча нефти для группы 202 скважин характеризуется некоторым профилем 206 извлечения (притока) нефти.

Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в группу 202 скважин, а нефть может добываться из группы 204 скважин. Как показано на фигуре, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет некоторый профиль 206 нагнетания, а добыча нефти для группы 204 скважин характеризуется некоторым профилем 208 извлечения (притока) нефти.

Группа 202 скважин может быть использована для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, а группа 204 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта месторождения в течение первого периода времени; затем группа 204 скважин может быть использована для нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, а группа 202 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени, при этом первый и второй периоды времени образуют цикл.

Могут быть осуществлены многократные повторяющиеся циклы, которые включают чередование для групп 202 и 204 скважин нагнетания смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта и добычи нефти и/или газа из пласта, при этом в течение первого периода времени одна группа скважин является нагнетательной, а другая - продуктивной, а затем на второй период времени они переключаются.

Один цикл может продолжаться от приблизительно 12 часов до приблизительно 1 года, или от приблизительно 3 дней до приблизительно 6 месяцев, или от приблизительно 5 дней до приблизительно 3 месяцев. Каждый цикл может увеличиваться по времени. К примеру, продолжительность каждого цикла может увеличиваться от приблизительно 5% до приблизительно 10% по сравнению с предшествующим циклом, например, продолжительность цикла может увеличиваться приблизительно на 8%.

Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта или смесь, включающую смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, можно нагнетать в начале цикла, а несмешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта или смесь, включающую несмешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, можно нагнетать в пласт в конце цикла. Указанное начало цикла может составлять от 10% до приблизительно 80% от общей продолжительности цикла, или от 20% до приблизительно 60% цикла, или от 25% до приблизительно 40% цикла, а указанный конец цикла может продолжаться остальную часть цикла.

На фиг.2с показано множество 200 скважин для некоторых воплощений. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными линиями штриховки) и группу 204 скважин (обозначены диагональными линиями штриховки).

Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в группу 204 скважин, а нефть может быть добыта из группы 202 скважин. Как показано (на фиг.2с), смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет профиль 208 нагнетания, который с перекрытием 210 частично перекрывает профиль 206 извлечения (притока) нефти, которая притекает к группе 202 скважин.

Смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в группу 202 скважин, а нефть может быть добыта из группы 204 скважин. Как показано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет профиль 206 нагнетания, который с некоторым перекрытием 210 частично перекрывает профиль 208 извлечения нефти, притекающей к группе 204 скважин.

Для извлечения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, характеризующегося профилем 206 нагнетания, обратно к группе 202 скважин в группу 204 скважин может быть закачан агент очистки после завершения добычи нефти из группы 204 скважин. Подходящие агенты очистки будут рассмотрены ниже.

Фиг.3а и 3b иллюстрируют систему 300 для некоторых воплощений изобретения. Система 300 включает подземный пласт 302 месторождения, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. На поверхности размещено оборудование и устройства 310 для добычи. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и имеет отверстия в месте нахождения пласта 306. Участки 314 пласта 306 могут быть подвергнуты гидроразрыву и/или они могут быть перфорированы. В процессе первичной добычи нефть и/или газ из пласта 306 могут притекать в участки 314, затем в скважину и транспортируются вверх к наземному оборудованию 310. Оборудование 310 обеспечивает разделение газа, который может быть направлен к средствам 316 обработки газа, и жидкости, которая может быть направлена в резервуар 318 для жидкости. Оборудование 310 включает также резервуар 330 для смешивающегося состава, повышающего нефтеотдачу пласта. Как показано на фиг.3а, смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может нагнетаться в скважину 312, что показано направленной вниз стрелкой, и закачиваться в пласт 306. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть оставлен в пласте для его насыщения в течение некоторого периода времени, составляющего от приблизительно 1 до приблизительно 15 дней, например, от приблизительно 5 до приблизительно 50 часов.

После периода насыщения смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта и нефть и/или газ затем могут быть извлечены, как показано на фиг.3b, обратно вверх по скважине 312 к оборудованию 310. Оборудование 310 может быть приспособлено для разделения и/или рециркуляции смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, например, посредством испарения указанного состава, конденсирования или фильтрования или химического реагирования, и затем повторного нагнетания состава в скважину 312, например, путем проведения повторного цикла насыщения пласта, иллюстрируемого на фиг.3а и 3b, с повторением цикла от приблизительно 2 до приблизительно 5 раз.

В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в пласт 306 под давлением, меньшим, чем давление гидроразрыва пласта, например, составляющим от приблизительно 40% до приблизительно 90% от давления гидроразрыва.

Скважина 312, показанная на фиг.3а, служащая для нагнетания в пласт 306, может представлять собой скважину из группы 202 скважин, а скважина 312, показанная на фиг.3b, используемая для добычи из пласта 306, может представлять собой скважину из группы 204 скважин.

Скважина 312, показанная на фиг.3а, служащая для нагнетания в пласт 306, может относиться к скважине группы 204 скважин, а скважина 312, показанная на фиг.3b, используемая для добычи из пласта 306, может относиться к группе 202 скважин.

Для извлечения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта из пласта 306 обратно к скважине 312 после завершения добычи нефти из пласта 306 в другую соседнюю скважину может быть закачан агент очистки (не показано). Подходящие агенты очистки будут рассмотрены ниже.

Фиг.3с иллюстрирует систему 400 для некоторых воплощений изобретения. Система 400 включает подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. Оборудование и устройства 410 для ведения добычи могут быть размещены на поверхности. Скважина 412 пересекает пласты 402 и 404 и снабжена отверстиями в месте нахождения пласта 406. Участки 414 пласта, по усмотрению, могут быть подвергнуты гидроразрыву и/или могут быть перфорированы. По мере того как нефть и газ добываются из пласта 406, они поступают на участки 414 и транспортируются вверх по скважине 412 к оборудованию и устройствам 410 для ведения добычи. Газ и жидкость могут быть разделены, и газ может быть направлен в хранилище 416 газа, а жидкость может быть направлена в хранилище 418 жидкости. Оборудование и устройства 410 для добычи могут быть приспособлены для производства и/или хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, который может быть приготовлен и может храниться в резервуаре 430 для производства и хранения. Сероуглерод и/или другие серосодержащие соединения из скважины 412 могут быть направлены в резервуар 430 для производства и хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают по скважине 432 вниз к участкам 434 пласта 406. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта пересекает пласт 406 и способствует добыче нефти и газа, и затем этот смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, нефть и/или газ, все вместе, могут быть извлечены в скважину 412 и направлены к оборудованию и устройствам 410 для ведения добычи. Затем смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть направлен на рециркуляцию, например, посредством перехода состава в парообразное состояние, его конденсирования или фильтрования или химического реагирования, и последующего повторного нагнетания указанного состава в скважину 432.

В некоторых воплощениях некоторое количество смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, смешанного с другими компонентами, может быть закачано в скважину 432, после чего нагнетают другую компоненту, предназначенную для создания вынужденного перемещения через пласт 406 смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта или смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, смешанного с другими компонентами, такими как воздух, вода в парообразном или жидком состоянии, вода, смешанная с одним или более веществ из группы, включающей соли, полимеры и/или поверхностно-активные вещества, двуокись углерода, другие газы, другие жидкости и/или смеси указанных веществ.

В некоторых воплощениях скважина 412, через которую добывают нефть и/или газ, может относиться к скважине из группы 202 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, может представлять собой скважину из группы 204 скважин.

В некоторых воплощениях скважина 412, через которую добывают нефть и/или газ, может относиться к скважине из группы 204 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, может представлять собой скважину из группы 202 скважин.

Для извлечения смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта из пласта 406 обратно к скважине 432 после завершения добычи нефти из пласта 406 и скважины 412 в указанную скважину 412 может быть закачан агент очистки. Подходящие агенты очистки будут рассмотрены ниже.

Агенты очистки

Подходящие агенты очистки включают воду в жидкой или паровой фазе, пены, водные растворы поверхностно-активных веществ, водные растворы полимеров, двуокись углерода, природный газ и/или другие углеводороды и смеси указанных веществ.

В одном воплощении подходящие агенты очистки включают водные растворы поверхностно-активных веществ. Подходящие водные растворы поверхностно-активных веществ описаны в патентных документах US 3943160, US 3946812, US 4077471, US 4216079, US 5318709, US 5723423, US 6022834, US 6269881, а также в статье Wellington, et al., «Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding», Society of Petroleum Engineers, 1995. Все перечисленные источники информации включены в настоящее описание посредством ссылки.

Подвижность остаточных смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи, удерживаемых в пласте, может быть затруднена из-за вязкости смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи и капиллярных эффектов, присущих флюидам, находящимся в порах пласта. Используемый здесь термин «капиллярные силы» относится к силам притяжения, действующим между флюидами и, по меньшей мере, частью пласта. В одном воплощении капиллярные силы могут быть преодолены за счет повышения давления в пласте. В других воплощениях капиллярные силы могут быть преодолены путем снижения поверхностного натяжения между флюидами в пласте. Способность к снижению капиллярных сил в пласте может зависеть от ряда факторов, включающих, но не ограничиваясь таковыми, температуру пласта, содержание соли в воде, находящейся в пласте, и состав находящихся в пласте смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи.

Способы извлечения остаточных смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи, удерживаемых в пласте, могут включать добавление в пласт источников воды (например, соляной раствор, водяной пар), газов, полимеров, мономеров или какие-либо их комбинации для увеличения подвижности смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи пласта.

В одном воплощении пласт может быть обработан путем заводнения. Заводнение может включать закачку воды в часть пласта через нагнетательную скважину. Заводнение, по меньшей мере, части пласта может обеспечить смачивание водой части пласта. Смоченная водой часть пласта может быть подвергнута сжатию с помощью известных способов, и смесь воды и смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи может быть извлечена с помощью одной или большего количества эксплуатационных (добывающих) скважин. Однако слой воды может не смешиваться эффективно со слоем смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи. Плохая эффективность смешивания может быть обусловлена высоким поверхностным натяжением на границе между водой и смешивающимися агентами повышения нефтеотдачи.

Добыча из пласта может быть увеличена за счет обработки пласта полимером и/или мономером, которые могут обеспечивать активность движения смешивающихся агентов повышения нефтеотдачи в направлении одной или большего количества эксплуатационных скважин. Полимер и/или мономер могут уменьшить подвижность водяной фазы в порах пласта. Снижение подвижности воды может привести к тому, что смешивающиеся агенты повышения нефтеотдачи будут легче перемещаться через пласт. Полимеры могут включать, но не ограничиваются таковыми, полиакриламиды, частично гидролизированный полиакриламид, полиакрилаты, сополимеры этилена, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловый спирт, сульфонаты полистирола, поливинилпирролидон, AMPS (2-акриламид-2-метилпропан сульфонат) или комбинацию указанных веществ. Примеры сополимеров этилена включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу и гуаровую смолу. В некоторых воплощениях полимеры могут быть сшиты в пласте на месте. В других воплощениях полимеры могут быть получены на месте в пласте. Полимеры и получение полимеров для использования при добыче нефти описаны в патентных документах US 6427268, US 6439308, US 5654261, US 5284206, US 5199490, US 5103909. Все перечисленные документы включены в настоящее описание посредством ссылки.

В одном воплощении к пласту может быть подведен агент очистки. В одном воплощении композиция для очистки может включать одну или большее количество неионных добавок (например, спирты, этоксилированные спирты, неионные поверхностно-активные вещества и/или эфир на основе сахара) и одно или большее количество анионных поверхностно-активных веществ (например, сульфаты, сульфонаты, этоксилированные сульфаты и/или фосфаты).

В одном воплощении в агенте очистки может быть использована алифатическая неионная добавка. Используемый здесь термин «алифатический» относится к неразветвленной или разветвленной цепи атомов углерода и водорода. В некоторых воплощениях алифатическая часть алифатической неионной добавки может иметь среднее количество атомов углерода (среднее углеродное число) в интервале от 10 до 24. В некоторых воплощениях алифатическая часть алифатической неионной добавки может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 12 до 18. В некоторых воплощениях алифатическая неионная добавка может включать разветвленную алифатическую часть. Разветвленная алифатическая часть алифатической неионной добавки может иметь среднее количество атомов углерода от 16 до 17. В некоторых воплощениях разветвленная алифатическая группа алифатической неионной добавки может иметь менее чем приблизительно 0,5 процентов четвертичных атомов углерода алифатических соединений. В одном воплощении среднее количество ветвей на алифатическую неионную добавку меняется в интервале от приблизительно 0,1 до приблизительно 2,5. В других воплощениях среднее количество ветвей на алифатическую неионную добавку меняется в интервале от приблизительно 0,7 до приблизительно 2,5.

В одном воплощении алифатической неионной добавкой может быть алифатический спирт с длинной цепью. Используемый здесь термин «с длинной цепью» относится к углеродной цепи, имеющей средней углеродное число в интервале от 10 до 30. Алифатический спирт с длинной цепью (например, первичный спирт с длинной цепью) может быть приобретен в виде коммерческого препарата (например, спирты Neodol(R), производимые фирмой Shell Chemical Co., Houston, Тех.). В определенных воплощениях алифатический спирт с длинной цепью может быть получен с помощью ряда общеизвестных способов. Алифатический спирт с длинной цепью может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 10 до 24. В некоторых воплощениях алифатический спирт с длинной цепью может иметь среднее количество атомов углерода от 12 до 18. В других воплощениях алифатический спирт с длинной цепью может иметь среднее количество атомов углерода от 16 до 17. В одном воплощении некоторая часть алифатического спирта с длинной цепью может быть разветвленной. Алифатические спирты с разветвленной длинной цепью могут быть получены путем гидроформилирования олефина с разветвленной цепью.

В одном воплощении в агенте очистки может быть использовано поверхностно-активное вещество из алифатических анионных соединений. В определенных воплощениях алифатическая часть алифатического анионного поверхностно-активного вещества может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 10 до 24. В некоторых воплощениях алифатическая часть алифатического анионного поверхностно-активного вещества может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 12 до 18. В других воплощениях алифатическая часть алифатического анионного поверхностно-активного вещества может иметь среднее количество атомов углерода в интервале от 16 до 17.

Агент очистки может быть получен путем комбинирования (например, смешивания) неионной добавки (например, алифатического анионного поверхностно-активного вещества) с соответствующим количеством анионного поверхностно-активного вещества (например, алифатического анионного поверхностно-активного вещества). В одном воплощении агент очистки может включать алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и алифатическую неионную добавку. В некоторых воплощениях количество (содержание) алифатического анионного поверхностно-активного вещества в композиции может составлять более 40 мас.% от общей композиции. В одном воплощении количество алифатического анионного поверхностно-активного вещества в составе агента очистки может находиться в интервале от приблизительно 60 мас.% до приблизительно 90 мас.% от общей композиции. Количество алифатического анионного поверхностно-активного вещества в композиции может находиться в интервале от приблизительно 80 мас.% до 90 мас.% от общей массы композиции. Количество алифатической неионной добавки в композиции может составлять менее чем 60 мас.% от общей массы композиции. Композиция может включать количество алифатической неионной добавки от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 40 мас.% от общей массы композиции. В некоторых воплощениях количество алифатической неионной добавки может изменяться в переделах от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 20 мас.% от общей массы композиции. Остальная часть композиции может включать, но не ограничивается таковыми, воду, спирты с низким молекулярным весом, органические растворители, алкилсульфонаты, арилсульфонаты, солевой раствор или комбинацию указанных веществ. Спирты с низким молекулярным весом включают, но не в качестве ограничения, метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, третбутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый спирт или их комбинацию.

Алифатическая часть алифатической неионной добавки и алифатическая неионная добавка, используемые в составе агента очистки, могут иметь одинаковые среднее углеродное число, разветвленность и/или число четвертичных атомов углерода. В качестве альтернативы алифатическая неионная добавка может отличаться от анионного поверхностно-активного вещества, используемого в составе агента очистки, углеродным числом, разветвленностью или количеством четвертичных атомов углерода. В одном воплощении алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и алифатическая неионная добавка могут оба иметь среднее количество атомов углерода от 16 до 17. В некоторых воплощениях как алифатическое анионное поверхностно-активное вещество, так и алифатическая неионная добавка могут иметь разветвленные алифатические группы. В других воплощениях алифатическое анионное поверхностно-активное вещество со средним количество атомов углерода от 16 до 17 может быть объединено с алифатической неионной добавкой, имеющей среднее количество атомов углерода в пределах от 10 до 24. В определенных воплощениях алифатическая неионная добавка и алифатическое анионное поверхностно-активное вещество могут оба иметь разветвленную алифатическую группу. Неионная добавка из разветвленной алифатической группы, в других воплощениях, включает заместители (ветви), которые представляют собой преимущественно этильную и метильную группы. В определенных воплощениях боковые заместители в разветвленном анионном поверхностно-активном веществе могут представлять собой метильные группы.

В одном воплощении композиция может включать алифатическое анионное поверхностно-активное вещество в комбинации с одним или более поверхностно-активных веществ на основе сахара. Упомянутые поверхностно-активные вещества на основе сахара включают поверхностно-активные вещества, образованные из алифатического эфира с длинной цепью. В одном воплощении поверхностно-активное вещество на основе сахара образовано из алифатической части с длинной цепью, присоединенной к карбонильной группе эфира, и сахара, присоединенного к кислородной части эфира. Поверхностно-активные вещества на основе сахара включают, но не в качестве ограничения, сорбитанмонолаурат, сорбитанмонопальмитат, сорбитанмоностеарат, сорбитанмоноолеат, сорбитансесквиолеат, сорбитантриолеат, полиоксиэтилен (20) сорбитанмонолаурат, полиоксиэтилен (20) сорбитанмонопальмитат, полиоксиэтилен (20) сорбитанмоностеарат, полиоксиэтилен (20) сорбитанмоноолеат, полиоксиэтилен (20) сорбитантриолеат или комбинацию указанных веществ. Другие поверхностно-активные вещества на основе сахара включают эфиры на основе сахара и этоксилированный эфир на основе сахара.

В других воплощениях содержание алифатического анионного поверхностно-активного вещества в композиции может быть больше, чем приблизительно 40 мас.% от всей композиции. Указанная композиция может включать алифатическое анионное поверхностно-активное вещество в количестве от приблизительно 50 мас.% до приблизительно 90 мас.% от общей композиции. Содержание алифатического анионного поверхностно-активного вещества в композиции может находиться в интервале от приблизительно 80 мас.% до приблизительно 90 мас.% от общей массы композиции. Содержание поверх