Системы и способы добычи нефти и/или газа

Системы и способы добычи нефти и/или газа

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

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

Уровень техники

Добычу нефти с применением способов повышения нефтеотдачи (EOR) можно использовать для увеличения добычи нефти на месторождениях во всем мире. Имеются три основных типа EOR, термические, химические/полимерные способы и нагнетание газа, их можно использовать для увеличения добычи нефти из пласта сверх той, которая может быть получена с помощью обычных средств, по возможности продлевая жизнь месторождения и увеличивая коэффициент нефтеотдачи.

Термически стимулируемая добыча работает посредством добавления тепла в пласт. Наиболее широко используемая форма представляет собой вытеснение нефти паром, которое уменьшает вязкость нефти таким образом, что она может протекать в добывающие скважины. Химическое заводнение повышает добычу посредством уменьшения капиллярных сил, которые удерживают остаточную нефть. Полимерное заводнение повышает коэффициент вытеснения нагнетаемой воды. Нагнетание смешивающейся текучей среды работает способом, сходным с химическим заводнением. Посредством нагнетания текучей среды, которая является смешиваемой с нефтью, может добываться удерживаемая остаточная нефть.

Обращаясь к фиг.1, здесь иллюстрируется система 100, известная из уровня техники. Система 100 включает подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. Добывающее оборудование 110 предусматривается на поверхности. Скважина 112 проходит через пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Часть пласта 106 показана, как 114. Нефть и газ добывают из пласта 106 через скважину 112 в добывающем оборудовании 110. Газ и жидкость отделяют друг от друга, газ хранят в газохранилище 116, а жидкость хранят в хранилище 118 для жидкости.

Патент США номер 5826656 описывает способ добычи остаточной нефти с помощью заводнения из заводненного нефтеносного подземного пласта, через который проходит от поверхности земли, по меньшей мере, одна скважина, посредством нагнетания смешиваемого с нефтью растворителя в заводненную, содержащую остаточную нефть нижнюю часть нефтеносного подземного пласта через скважину, законченную для нагнетания смешиваемого с нефтью растворителя в нижнюю часть нефтеносного пласта; продолжения нагнетания смешиваемого с нефтью растворителя в нижнюю часть нефтеносного пласта в течение периода времени, равного, по меньшей мере, одной неделе; повторного заканчивания скважины для получения некоторых количеств смешиваемого с нефтью растворителя и добычи некоторых количеств заводненной остаточной нефти из верхней части нефтеносного пласта; и получения некоторых количеств смешиваемого с нефтью растворителя и добычи остаточной нефти из верхней части заводненного нефтеносного пласта. Пласт может до этого как заводняться водой, так и заводняться смешиваемым с нефтью растворителем. Растворитель может нагнетаться через горизонтальную скважину, а растворитель и нефть могут извлекаться через множество скважин, законченных для добычи нефти и извлечения растворителя из верхней части нефтеносного пласта.

Публикация заявки РСТ на патент WO 2010/02693 описывает способ, включающий извлечение источника углерода из пласта; преобразование, по меньшей мере, части источника углерода в синтез-газ; преобразование, по меньшей мере, части синтез-газа в простой эфир и нагнетание, по меньшей мере, части простого эфира в пласт.

Публикация РСТ заявки на патент WO 2008/141051 описывает систему добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающую скважину над пластом; механизм для нагнетания композиции для повышения нефтеотдачи из пласта, которая содержит простой диметиловый эфир; и механизм для добычи нефти и/или газа из пласта.

В данной области имеется потребность в улучшенных системах и способах добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи. Кроме того, в данной области имеется потребность в улучшенных системах и способах добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи с использованием закачки воды. Кроме того, в данной области имеется потребность в улучшенных системах и способах улучшения работы и коэффициента нефтеотдачи от заводнения.

Раскрытие изобретения

В одном из аспектов, настоящее изобретение предусматривает систему добычи нефти и/или газа из подземного пласта, содержащего скважину над пластом; механизм для нагнетания в пласт композиции для повышения нефтеотдачи, которая содержит воду и добавку; и механизм для добычи нефти и/или газа из пласта.

В другом аспекте, настоящее изобретение предусматривает способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание воды и добавки в пласт из первой скважины и добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины.

Преимущества настоящего изобретения включают одно или несколько преимуществ из перечисленных далее:

Улучшенные системы и способы для улучшенной добычи углеводородов из пласта с помощью улучшенного заводнения.

Улучшенные системы и способы для улучшенной добычи углеводородов из пласта с помощью рабочего агента на водной основе, содержащего растворимую в нефти или смешиваемую с нефтью добавку.

Улучшенные композиции и/или технологии для вторичной добычи углеводородов.

Улучшенные системы и способы добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи.

Улучшенные системы и способы добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи с использованием смешиваемой добавки при заводнении.

Улучшенные системы и способы добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи с использованием воды вместе с соединением, которое является смешиваемым с нефтью, по месту.

Улучшенные системы и способы поддержания давления в пласте.

Улучшенные системы и способы поддержания скорости добычи.

Улучшенные системы и способы увеличения времени жизни пласта коллектора.

Улучшенные системы и способы повышения коэффициента нефтеотдачи.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 иллюстрирует систему добычи нефти и/или газа.

Фиг.2a иллюстрирует структуру скважины.

Фиг.2b и 2с иллюстрируют структуру скважины на фиг.2a в течение способов с повышением нефтеотдачи.

Фиг.3a-3c иллюстрируют системы добычи нефти и/или газа.

Фиг.4 иллюстрирует способ добычи нефти и/или газа.

Фиг.5 иллюстрирует список пригодных для использования добавок для заводнения.

Фиг.6 иллюстрирует список пригодных для использования добавок для заводнения.

Фиг.7 иллюстрирует увеличение добычи при использовании добавки для заводнения.

Фиг.8 иллюстрирует увеличение добычи с использованием различных концентраций добавок для заводнения.

Осуществление изобретения

Фиг.2a, 2b и 2c:

Обращаясь теперь к фиг.2a, здесь, в некоторых вариантах осуществления, иллюстрируется расстановка 200 скважин. Расстановка 200 содержит группу 202 скважин (обозначенных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенных диагональными линиями).

Каждая скважина в группе 202 скважин имеет горизонтальное расстояние 230 от соседней скважины в группе 202 скважин. Каждая скважина в группе 202 скважин имеет вертикальное расстояние 232 от соседней скважины в группе 202 скважин.

Каждая скважина в группе 204 скважин имеет горизонтальное расстояние 236 от соседней скважины в группе 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин имеет вертикальное расстояние 238 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.

В некоторых вариантах осуществления, каждая скважина в группе 202 скважин окружена четырьмя скважинами в группе 204 скважин. В некоторых вариантах осуществления, каждая скважина в группе 204 скважин окружена четырьмя скважинами в группе 202 скважин.

В некоторых вариантах осуществления, горизонтальное расстояние 230 составляет от примерно 5 до примерно 1000 метров или от примерно 10 до примерно 500 метров, или от примерно 20 до примерно 250 метров, или от примерно 30 до примерно 200 метров, или от примерно 50 до примерно 150 метров, или от примерно 90 до примерно 120 метров, или оно составляет примерно 100 метров.

В некоторых вариантах осуществления, вертикальное расстояние 232 составляет от примерно 5 до примерно 1000 метров или от примерно 10 до примерно 500 метров, или от примерно 20 до примерно 250 метров, или от примерно 30 до примерно 200 метров, или от примерно 50 до примерно 150 метров, или от примерно 90 до примерно 120 метров, или оно составляет примерно 100 метров.

В некоторых вариантах осуществления, горизонтальное расстояние 236 составляет от примерно 5 до примерно 1000 метров или от примерно 10 до примерно 500 метров, или от примерно 20 до примерно 250 метров, или от примерно 30 до примерно 200 метров, или от примерно 50 до примерно 150 метров, или от примерно 90 до примерно 120 метров, или оно составляет примерно 100 метров.

В некоторых вариантах осуществления, вертикальное расстояние 238 составляет от примерно 5 до примерно 1000 метров или от примерно 10 до примерно 500 метров, или от примерно 20 до примерно 250 метров, или от примерно 30 до примерно 200 метров, или от примерно 50 до примерно 150 метров, или от примерно 90 до примерно 120 метров, или оно составляет примерно 100 метров.

В некоторых вариантах осуществления, расстояние 234 составляет от примерно 5 до примерно 1000 метров или от примерно 10 до примерно 500 метров, или от примерно 20 до примерно 250 метров, или от примерно 30 до примерно 200 метров, или от примерно 50 до примерно 150 метров, или от примерно 90 до примерно 120 метров, или оно составляет примерно 100 метров.

В некоторых вариантах осуществления, расстановка 200 скважин может иметь от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 202 скважин и от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 204 скважин.

В некоторых вариантах осуществления, расстановка 200 скважин видна на виде сверху с группой 202 скважин и группой 204 скважин, которые представляют собой вертикальные скважины, находящиеся на некотором расстоянии между собой, на участке земли. В некоторых вариантах осуществления, расстановка 200 скважин видна как вид сбоку в поперечном сечении с группой 202 скважин и группой 204 скважин, которые представляют собой горизонтальные скважины, находящиеся на некотором расстоянии между собой, в пласте.

Обращаясь теперь к фиг.2b, в некоторых вариантах осуществления, иллюстрируется расстановка 200 скважин. Расстановка 200 содержит группу 202 скважин (обозначенных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенных диагональными линиями).

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения нагнетают в группу 204 скважин, а нефть добывают из группы 202 скважин. Как иллюстрируется, смесь для заводнения имеет профиль 208 нагнетания, а профиль 206 добычи нефти получают с помощью группы 202 скважин.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения нагнетают в группу 202 скважин, а нефть добывают из группы 204 скважин. Как иллюстрируется, смесь для заводнения имеет профиль 206 нагнетания, а профиль 208 добычи нефти получают с помощью группы 204 скважин.

В некоторых вариантах осуществления, группу 202 скважин можно использовать для нагнетания смеси для заводнения, а группу 204 скважин можно использовать для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; затем группу 204 скважин можно использовать для нагнетания смеси для заводнения, а группу 202 скважин можно использовать для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени, при этом первый и второй периоды времени составляют цикл.

В некоторых вариантах осуществления, можно осуществлять множество циклов, которые включают переключение групп 202 и 204 скважин между нагнетанием смеси для заводнения и добычей нефти и/или газа из пласта, где одна группа скважин является нагнетательной, а вторая является добывающей в течение первого периода времени, а затем они меняются местами в течение второго периода времени.

В некоторых вариантах осуществления, цикл может составлять от примерно 12 часов до примерно 1 года или от примерно 3 дней до примерно 6 месяцев, или от примерно 5 дней до примерно 3 месяцев. В некоторых вариантах осуществления, каждый цикл может увеличиваться со временем, например, каждый цикл может примерно на 5% - примерно на 10% превышать продолжительность предыдущего цикла, например превышать примерно на 8%.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения может нагнетаться в начале цикла, а несмешиваемый агент для добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи или смесь, содержащая несмешиваемый агент для добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи, может нагнетаться в конце цикла. В некоторых вариантах осуществления, начало цикла может включать первые примерно 10%-80% цикла, или первые примерно 20%-60% цикла, первые примерно 25%-40% "цикла, а конец цикла может составлять остальную часть цикла.

Обращаясь теперь к фиг.2c, в некоторых вариантах осуществления, иллюстрируется расстановка 200 скважин. Расстановка 200 содержит группу 202 скважин (обозначенных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенных диагональными линиями).

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения нагнетают в группу 204 скважин, а нефть добывают из группы 202 скважин. Как иллюстрируется, смесь для заводнения имеет профиль 208 нагнетания, который перекрывается, 210, с профилем 206 добычи нефти, который получают с помощью группы 202 скважин.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения нагнетают в группе 202 скважин, а нефть добывают из группы 204 скважин. Как иллюстрируется, смесь для заводнения имеет профиль 206 нагнетания, который перекрывается, 210, с профилем 208 добычи нефти, который получают с помощью группы 204 скважин.

Способы добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи

Добыча нефти и/или газа с помощью расстановки 200 скважин из подземного пласта может осуществляться с помощью любого известного способа. Пригодные для использования способы включают добычу со дна моря, добычу с поверхности, первичную, вторичную или третичную добычу. Выбор способа, используемого для извлечения нефти и/или газа из подземного пласта, не является критичным.

В некоторых вариантах осуществления, нефть и/или газ может добываться из пласта в скважине и протекать через скважину и трубопровод в оборудование. В некоторых вариантах осуществления, при добыче нефти с применением способов повышения нефтеотдачи, воду с использованием добавленного агента, например поверхностно-активного вещества, полимера, и/или смешиваемый агент, такой как композиция простого диметилового эфира или диоксида углерода, можно использовать для увеличения потока нефти и/или газа из пласта.

Высвобождение, по меньшей мере, части смеси для заводнения и/или других жидкостей и/или газов может осуществляться с помощью любого известного способа. Один из пригодных для использования способов представляет собой нагнетание смеси для заводнения в отдельный проход в отдельной скважине, позволяя смеси для заводнения впитываться, а затем откачку, по меньшей мере, части смеси для заводнения вместе с газом и/или жидкостями. Другой пригодный для использования способ представляет собой нагнетание смеси для заводнения в первую скважину и откачку, по меньшей мере, части смеси для заводнения вместе с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор способа, используемого для нагнетания, по меньшей мере, части смеси для заводнения и/или других жидкостей и/или газов, не является критичным.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения и/или другие жидкости и/или газы могут закачиваться в пласте под некоторым давлением вплоть до давления гидроразрыва пласта.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения может смешиваться с нефтью и/или газом в пласте с образованием смеси, которая может добываться из скважины. В некоторых вариантах осуществления, некоторое количество смеси для заводнения может нагнетаться в скважину, а за ней следует другой компонент, для прокачки композиции через пласт. Например, воздух, воду в жидкой или парообразной форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси можно использовать для прокачки смеси для заводнения через пласт.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения может нагреваться до того, как ее нагнетают в пласт, для понижения вязкости текучих сред в пласте, например, тяжелых нефтей, парафинов, асфальтенов и тому подобного.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения может нагреваться и/или кипятиться в то время, когда она находится в пласте, с использованием нагретой текучей среды или нагревателя, для понижения вязкости текучих сред в пласте. В некоторых вариантах осуществления, можно использовать нагретую воду и/или водяной пар для нагрева и/или испарения смеси для заводнения в пласте.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения может нагреваться и/или кипятиться, когда она находится внутри пласта, с использованием нагревателя. Один из пригодных для использования нагревателей описан в одновременно рассматриваемой заявке на патент Соединенных Штатов, имеющей номер 10/693816, поданной 24 октября 2003 года и имеющей номер папки патентного поверенного ТН2557. Заявка на патент Соединенных Штатов Америки, имеющая номер 10/693816, включается в настоящий документ в качестве ссылки во всей ее полноте.

Фиг.3a и 3b:

Обращаясь теперь к фиг.3a и 3b, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения иллюстрируется система 300. Система 300 включает подземный пласт 302, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. Оборудование 310 предусматривается на поверхности. Скважина 312 проходит через пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Части 314 пласта 306 могут при необходимости иметь трещины и/или быть перфорированными. В течение первичной добычи нефть и газ из пласта 306 добывают в частях 314, в скважине 312, и она проходит в оборудование 310. Затем оборудование 310 отделяет газ, который направляют на газопереработку 316, и жидкость, которую направляют в хранилище 318 для жидкости. Оборудование 310 также включает хранилище 330 для смеси для заводнения. Как показано на фиг.3a, смесь для заводнения может закачиваться в глубину скважины 312, как показано с помощью стрелки, направленной вниз, и закачиваться в пласт 306. Смесь для заводнения можно оставлять для впитывания в пласте в течение периода времени от примерно 1 часа до примерно 15 дней, например от примерно 5 до примерно 50 часов.

После периода впитывания, как показано на фиг.3b, смесь для заводнения и нефть и/или газ затем извлекают обратно из скважины 312 в оборудование 310. Оборудование 310 адаптировано для отделения и/или рециркуляции смеси для заводнения, например, с помощью разделения под действием силы тяжести, центробежного разделения, химического поглощения и/или посредством кипячения композиции, ее конденсации или ее фильтрования или химического взаимодействия, а затем хранения или транспортировки желаемых жидкостей и газов и повторного нагнетания и/или выпуска нежелательных жидкостей и газов, например, посредством повторения цикла впитывания, показанного на фиг.3a и 3b, от примерно 2 до примерно 5 раз.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения может закачиваться в пласте 306 под давлением более низким, чем давление гидроразрыва пласта, например при давлении от примерно 40% до примерно 90% от давления гидроразрыва.

В некоторых вариантах осуществления, скважина 312, как показано на фиг.3a, нагнетающая в пласт 306, может представлять собой скважину в группе 202 скважин, а скважина 312, как показано на фиг.3b, добывающая из пласта 306, может представлять собой скважину в группе 204 скважин.

В некоторых вариантах осуществления, скважина 312, как показано на фиг.3a, нагнетающая в пласт 306, может представлять собой скважину в группе 204 скважин, а скважина 312, как показано на фиг.3b, добывающая из пласта 306, может представлять собой скважину в группе 202 скважин.

Фиг.3c:

Обращаясь теперь к фиг.3c, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения иллюстрируется система 400. Система 400 включает подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. Добывающее оборудование 410 предусматривается на поверхности. Скважина 412 проходит через пласты 402 и 404 и имеет отверстия в пласте 406. Части пласта 414 могут при необходимости иметь трещины и/или быть перфорированными. Когда нефть и газ добывают из пласта 406, они поступают в части 414 и проходят вверх по скважине 412 к добывающему оборудованию 410. Газ и жидкость могут разделяться, и газ может направляться в газохранилище 416, а жидкость может направляться в хранилище 418 для жидкости. Добывающее оборудование 410 способно производить и разделять смесь для заводнения, которая может производиться и храниться в оборудовании для получения/хранения 430. Смесь для заводнения закачивают в нижнюю часть скважины 432, в части 434 пласта 406. Смесь для заводнения проходит через пласт 406, чтобы облегчить добычу нефти и газа, а затем смесь для заводнения, нефть и/или газ могут извлекаться через скважину 412 с помощью добывающего оборудования 410. Смесь для заводнения может затем рециркулироваться, например, с помощью отделения смеси для заводнения от остальной части потока добычи, а затем повторного нагнетания композиции в скважину 432.

В некоторых вариантах осуществления, некоторое количество смеси для заводнения или смеси для заводнения, смешанной с другими компонентами, может нагнетаться в скважину 432, после этого другой компонент прокачивает смесь для заводнения или смесь для заводнения, смешанную с другими компонентами, через пласт 406, например жидкость, такая как вода в газообразной или жидкой форме; вода, смешанная с одной или несколькими солями, полимерами и/или поверхностно-активными веществами; или газ, такой как воздух; диоксид углерода; другие газы; другие жидкости и/или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления, скважина 412, которая дает нефть и/или газ, представляет собой скважину в группе 202 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смеси для заводнения, представляет собой скважину в группе 204 скважин.

В некоторых вариантах осуществления, скважина 412, которая дает нефть и/или газ, представляет собой скважину в группе 204 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смеси для заводнения, представляет собой скважину в группе скважин 202.

Фиг.4:

Обращаясь теперь к фиг.4, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения иллюстрируется способ 500. Способ 500 включает нагнетание смеси для заводнения, показанной в виде узора шахматной доски на этой фигуре; нагнетание несмешиваемой композиции для повышения нефтеотдачи, показанной с помощью диагональной структуры на фигуре; и добычу нефти и/или газа из пласта, показанных как белая структура на фигуре.

Временной график нагнетания и добычи для группы 202 скважин показан с помощью верхнего временного графика, в то время как временной график нагнетания и добычи для группы 204 скважин показан с помощью нижнего временного графика.

В некоторых вариантах осуществления, в момент времени 520 смесь для заводнения нагнетают в группу 202 скважин в течение периода 502 времени, в то время как нефть и/или газ добывают из группы 204 скважин в течение периода 503 времени. Затем смесь для заводнения нагнетают в группу 204 скважин в течение периода 505 времени, в то время как нефть и/или газ добывают из группы 202 скважин в течение периода 504 времени. Это циклирование нагнетания/добычи для групп 202 и 204 скважин может продолжаться в течение ряда циклов, например в течение от примерно 5 до примерно 25 циклов.

В некоторых вариантах осуществления, в момент 530 времени может иметься полость в пласте из-за нефти и/или газа, который добыт в течение времени 520. В течение времени 530 только передний край полости может быть заполнен смесью для заводнения, которую затем прокачивают через пласт вместе с несмешиваемой композицией для повышения нефтеотдачи. Смесь для заводнения может нагнетаться в группу 202 скважин в течение периода 506 времени, затем несмешиваемая композиция для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 202 скважин в течение периода 508 времени, в то время как нефть и/или газ могут добываться из группы 204 скважин в течение периода 507 времени. Затем смесь для заводнения может нагнетаться в группу 204 скважин в течение периода 509 времени, затем несмешиваемая композиция для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 204 скважин в течение периода 511 времени, в то время как нефть и/или газ могут добываться из группы 202 скважин в течение периода 510 времени. Это циклирование нагнетания/добычи для группы 202 и 204 скважин может продолжаться в течение ряда циклов, например от примерно 5 до примерно 25 циклов.

В некоторых вариантах осуществления, в момент 540 времени, может иметься значительное гидравлическое сообщение между группой 202 скважин и группой 204 скважин. Смесь для заводнения может нагнетаться в группу 202 скважин в течение периода 512 времени, затем несмешиваемая композиция для повышения нефтеотдачи может нагнетаться в группу 202 скважин в течение периода 514 времени, в то время как нефть и/или газ могут добываться из группы 204 скважин в течение периода 515 времени. Циклирование нагнетания смешиваемых и несмешиваемых композиций для повышения нефтеотдачи в группе 202 скважин, добывая в то же время нефть и/или газ из группы 204 скважин, может продолжаться настолько долго, насколько это необходимо, например настолько долго, насколько нефть и/или газ добывают из группы 204 скважин.

В некоторых вариантах осуществления, добываемая нефть и/или газ может транспортироваться на нефтеперерабатывающий завод и/или на оборудование для переработки. Нефть и/или газ могут перерабатываться с получением коммерческих продуктов, таких как топлива для транспортных средств, такие как бензин и дизельное топливо, горючее для отопительных целей, смазывающие вещества, химические вещества и/или полимеры. Переработка может включать перегонку и/или фракционную перегонку нефти и/или газа для получения одной или нескольких фракций отгонки. В некоторых вариантах осуществления, нефть и/или газ, и/или одна или несколько фракций отгонки могут подвергаться воздействию одного или нескольких из следующих способов: каталитического крекинга, гидрокрекинга, гидрообработки, коксования, термического крекинга, перегонки, риформинга, полимеризации, изомеризации, алкилирования, смешивания и депарафинизации.

Смесь для заводнения

В некоторых вариантах осуществления, нефть и/или газ могут извлекаться из пласта с помощью смеси для заводнения.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения может включать от примерно 50% до примерно 99% воды, например от примерно 60% до примерно 98%, от примерно 70% до примерно 97%, от примерно 80% до примерно 96%, или от примерно 90% до примерно 95%.

Выбор воды, используемой в смеси для заводнения, не является критичным. Пригодная для использования вода, которая должна использоваться в смеси, может представлять собой соленую воду или пресную воду, например воду, полученную из массы воды, такой как море, океан, озеро или река, воду из водной скважины, погребенную воду, добытую из подземного пласта, питьевую воду из городского источника воды, сточные воды из городской фабрики по переработке органических отходов или из другого источника воды. В некоторых вариантах осуществления, вода, используемая в смеси для заводнения, может подвергаться воздействию одной или нескольких стадий переработки, таких как те, которые описаны в публикации заявки на патент Соединенных Штатов Америки, номер US 2009/0308609, которая включается в настоящий документ в качестве ссылки во всей ее полноте, например, если будет использована вода с высоким содержанием солей.

Смесь для заводнения может содержать одну или несколько добавок для увеличения ее эффективности, например, посредством повышения коэффициента нефтеотдачи, посредством увеличения объема нефти при насыщении ее газом, посредством понижения вязкости нефти, посредством повышения подвижности нефти и/или посредством повышения подземного давления в пласте.

В некоторых вариантах осуществления, смесь для заводнения может содержать от примерно 1% до примерно 50% добавок, например от примерно 2% до примерно 40%, от примерно 3% до примерно 30%, от примерно 4% до примерно 20% или от примерно 5% до примерно 10%.

Пригодные для использования добавки, которые должны использоваться вместе со смесью для заводнения, включают химические вещества, имеющие молярную растворимость в воде, по меньшей мере, примерно 1%, например, по меньшей мере, примерно 2% или, по меньшей мере, примерно 3%, вплоть до полной смешиваемости с водой, и имеющие коэффициент разделения октанол - вода, по меньшей мере, примерно 1, например, больший чем примерно 1,3, больший чем примерно 2 или примерно, больший чем 3.

В некоторых вариантах осуществления, пригодные для использования добавки к смеси для заводнения перечислены в прилагаемой таблице 1.

В некоторых вариантах осуществления, пригодные для использования добавки к смеси для заводнения включают спирты, амины, пиридины, простые эфиры, карболовые кислоты, альдегиды, кетоны, фосфаты, хиноны и их смеси, где химическое вещество имеет молярную растворимость в воде, по меньшей мере, примерно 1% и коэффициент разделения октанол - вода, по меньшей мере, примерно 1.

В некоторых вариантах осуществления, пригодные для использования добавки к смеси для заводнения включают простые эфиры, такие как простой диметиловый эфир, простой диэтиловый эфир и простой метилэтиловый эфир.

Имеется ряд химических веществ, которые имеют высокую растворимость в воде, которые фактически являются полностью смешиваемыми в водой, но которые не являются пригодными в качестве добавки к смеси для заводнения из-за их очень низкого коэффициента разделения. При работе было бы легко смешивать эти химические вещества с водой и нагнетать их в подземный пласт, но только незначительное количество этого химического вещества переносилось бы затем в сырую нефть. На практике одно из этих химических веществ с высокой растворимостью и низким коэффициентом разделения только чуть-чуть повышало бы коэффициент нефтеотдачи по сравнению с самим заводнением.

Некоторые примеры химических веществ с высокой растворимостью в воде и низким коэффициентом разделения включают амины, гликоли и спирты, такие как:

тетраэтиленпентамин

триаэтилентетрамин

сорбитол

диаэтилентриамин

этилендиамин

тетраэтиленгликоль

триаэтиленгликоль

глицерин

формамид

диаэтиленгликоль

диэтаноламин

этиленгликоль

моноэтаноламин

пировиноградная кислота.

Имеется также ряд химических веществ, которые имеют высокий коэффициент разделения, но которые не являются пригодными в качестве добавки к смеси для заводнения из-за их очень низкой растворимости в воде. При работе, только очень малое количество этих химических веществ могло бы смешиваться с водой и нагнетаться в подземный пласт, так что только незначительное количество химического вещества переносилось бы в сырую нефть. Для получения большого количества химического вещества, переносимого в сырую нефть, нужно было бы нагнетать очень большой объем воды. На практике одно из этих химических веществ с низкой растворимостью и высоким коэффициентом разделения только чуть-чуть повышало бы коэффициент нефтеотдачи по сравнению с самим заводнением.

Некоторые примеры химических веществ с низкой растворимостью в воде и высоким коэффициентом разделения включают алканы, алкены и ароматические углеводороды, такие как:

н-гексадекан

н-пентадекан

н-гептадекан

н-эйкозан

н-нонадекан

н-октадекан

н-тридекан

н-тетрадекан

гексахлорбензол

1-гексадецен

н-додекан

1-пентадецен

1-тетрадецен

1-гептадеканол.

Несмешиваемые агенты для добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи:

В некоторых вариантах осуществления, пригодные для использования несмешиваемые агенты для добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи включают жидкости или газы, такие как вода в газообразной или жидкой форме, воздух, азот, смеси двух или более из них или другие несмешиваемые агенты для добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи, как известно в данной области. В некоторых вариантах осуществления, пригодные для использования несмешиваемые агенты для добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи не являются смешиваемыми при первом контакте или смешиваемыми при многократном контакте с нефтью в пласте.

В некоторых вариантах осуществления, пригодные для использования несмешиваемые агенты для добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи включают воду. Выбор воды, используемой в качестве несмешиваемого агента, не является критичным. Пригодная для использования вода, которая должна использоваться, может представлять собой соленую воду или пресную воду, например воду, полученную из массы воды, такой как море, океан, озеро или река, воду из водной скважины, погребенную воду, добытую из подземного пласта, питьевую воду из городского источника воды, сточные воды из городской фабрики по переработке органических отходов или из другого источника воды. В некоторых вариантах осуществления, вода, используемая в качестве несмешиваемого агента, может подвергаться воздействию одной или нескольких стадий обработки, таких как те, которые описаны в публикации заявки на патент Соединенных Штатов Америки, номер US 2009/0308609, которая включается в настоящий документ в качестве ссылки во всей ее полноте, например, если будет использована вода с высоким содержанием солей.

В некоторых вариантах осуществления, несмешиваемые агенты и/или смеси для заводнения, нагнетаемые в пласт, могут извлекаться из добываемой нефти и/или газа и повторно нагнетаться в пласт.

В одном из вариантов осуществления, после того как нагнетание смеси для заводнения прекращают, имеется некоторое количество нефти в пласте, который поглотил некоторое количество добавок к смеси для заводнения. Нефть является неподвижной и не может быть извлечена. Для извлечения добавок к смеси для заводнения некоторое количество воды без каких-либо добавок нагнетают в пласт и приводят в контакт с нефтью, эта вода будет поглощать добавки, а затем смесь добавок и воды будет извлекаться на поверхность.

В некоторых вариантах осуществления, нефть, как она присутствует в пласте перед нагнетанием каких-либо агентов для добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи, имеет вязкость, по меньшей мере, примерно 0,01 сантипуаз или, по меньшей мере, примерно 0,1 сантипуаз, или, по меньшей мере, примерно 0,5 сантипуаз, или, по меньшей мере, примерно 1 сантипуаз, или, по меньшей мере, примерно 2 сантипуаз, или, по меньшей мере, примерно 5 сантипуаз. В некоторых вариантах осуществления, нефть, как присутствует в пласте перед нагнетанием каких-либо агентов для добычи нефти с применением способов повышения нефтеотдачи, имеет вязкость до примерно 500 сантипуаз или до примерно 100 сантипуаз, или до примерно 50 сантипуаз, или до примерно 25 сантипуаз.

Поверхностные способы:

В некоторых вариантах осуществления, нефть и/или газ может добываться из пласта с помощью смеси для заводнения. Для разделения добываемых текучих сред, жидкости могут отделяться от газов, например, используя сепараторы на основе силы тяжести и/или центробежной силы, как известно в данной области. Затем могут отделяться жидкости, при этом вода может отделяться от нефти, например, используя сепараторы на основе силы тяжести и/или центробежной силы, как известно в данной области. Газ, нефть и вода могут по-прежнему содержать некоторые добавки к смеси для заводнения. Нефть может подвергаться воздействию способа отгонки для быстрого разделения добавок к смеси для заводнения и легких углеводородов. Эта смесь добавок к смеси для заводнения и легких углеводородов может добавляться к газовой фазе. Затем газовая фаза