Система и способ извлечения нефти

Система и способ извлечения нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к системе и способу извлечения нефти из подземного пласта, в частности, настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи из подземного пласта.

Уровень техники

Во всем мире большое количество нефти находится в пластах, содержащих тяжелую нефть или битум. Без учета углеводородов в битуминозных сланцах, оценивается, что в естественном залегании находится от 1,3 до 1,5 триллионов кубометров (8-9 триллионов баррелей) тяжелой нефти и битума. Пласты, содержащие тяжелую нефть или битум, могут находиться на глубине от поверхности земли больше, чем 2000 м. Тяжелая нефть или битум в таких пластах, на глубине 75 м или больше, могут быть извлечены путем извлечения in situ, при этом скважины бурятся внутрь пласта, чтобы извлечь нефть.

Извлечение нефти in situ из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум, обычно затрудняется вязкостью тяжелой нефти или битума. Обычно вязкость нефти в пласте, содержащем тяжелую нефть или битум, является достаточно большой, так что нефть с трудом течет к добывающей скважине.

Разработаны термические способы для извлечения нефти in situ из пласта, содержащего тяжелую нефть или битум, в которых вязкость нефти в пласте снижают за счет нагревания нефти в пласте, таким образом, нефть в пласте становится подвижной для добычи из пласта через скважину. Для обеспечения тепла в некоторых термических способах используют водяной пар для снижения вязкости нефти пласта, содержащего тяжелую нефть или битум. Обычными термическими способами, используемыми для снижения вязкости тяжелой нефти или битума в пласте, являются гравитационный дренаж с использованием пара (SAGD), циклическая паростимуляция (CSS), и вертикальное вытеснение паром (VSD) путем нагревания пласта паром, который вводится внутрь пласта.

Чтобы усилить мобилизацию нефти в пласте, содержащем тяжелую нефть или битум, для добычи из пласта были использованы растворители в комбинации с водяным паром. Углеводороды с низкой молекулярной массой были использованы в комбинации с водяным паром, чтобы снизить вязкость битума in situ и увеличить степень извлечения углеводородов из пласта, содержащего битум. Например, в патенте США №6662872 разработан способ снижения вязкости битума в пласте и увеличения степени извлечения из пласта путем совместной инжекции водяного пара и C₁-C₈ нормальных углеводородов (например, метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан или октан), и в патенте США №6708759 разработан способ снижения вязкости битума в пласте и увеличения степени извлечения из пласта, который предусматривает, в частности, совместную инжекцию водяного пара и жидкого нефтяного конденсата, который содержит парафиновые углеводороды с низкой молекулярной массой. Углеводороды с большей молекулярной массой, в том числе ароматические углеводороды, также были использованы в комбинации с водяным паром для того, чтобы извлечь тяжелые вязкие масла, такие как битум, из пласта, содержащей нефть. Например, в патенте США №4280559 описан способ, в котором водяной пар вводится внутрь пласта, содержащей вязкую нефть, и извлекаются углеводороды, затем внутрь пласта вводится углеводородный растворитель, содержащий небольшую концентрацию парафиновых углеводородов с низкой молекулярной массой, которые предпочтительно представляют собой легкую нафту, бензин, и/или ароматические растворители, в том числе бензол, толуол, или ксилол, вводятся в пласт с последующей второй инжекцией водяного пара, и затем углеводороды извлекаются из пласта. Кроме того, в патенте США 3838738 раскрыто использование ароматических углеводородов, таких как бензол и толуол, в комбинации с водяным паром, чтобы извлечь битум из пласта, содержащей битум, путем введения водяного пара и ароматических углеводородов на пути движения текучих сред в пласте, между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной, при этом ароматические углеводороды испаряются на пути движения текучих сред и испарившиеся углеводороды конденсируются и смешиваются с битумом, таким образом, битум становится подвижным для добычи из пласта через эксплуатационную скважину. Другие растворители, такие как сероуглерод или галогенированные углеводороды, также были использованы в комбинации с водяным паром для того, чтобы сделать подвижными тяжелые вязкие масла, такие как битум in situ для добычи из пласта, содержащей тяжелые масла. Кроме того, в патенте США №3838738 описано, что сероуглерод может быть использован вместе с водяным паром, чтобы битум стал подвижным для добычи из пласта, содержащей битум, и в патенте США №3822748 описано, что сероуглерод или галогенированные углеводороды могут быть использованы в качестве текучих сред, смешивающихся с нефтью, вместе с водяным паром при температуре водяного пара ниже, чем 121°C (250°F), чтобы битум стал подвижным для добычи из пласта битуминозного песка.

Однако каждому из растворителей, которые были использованы в комбинации с водяным паром для того, чтобы сделать нефть подвижной для добычи, присущи определенные проблемы, когда они используются для извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум. Часть тяжелой нефти или битума, особенно асфальтеновая фракция тяжелой нефти или битума, не растворима в углеводородах, имеющих низкую молекулярную массу, в частности, в парафиновых и наиболее конкретно в нормальных парафинах или парафиновых углеводородах с низкой молекулярной массой. В результате, при использовании углеводородных растворителей, имеющих низкую молекулярную массу, в комбинации с водяным паром с целью извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум: 1) остается значительная часть нефти, которая не растворима в растворителе на месте в пласте, что снижает выход; и 2) потенциально блокирует мобилизацию извлекаемой нефти в пласте за счет осаждения асфальтенов внутри пласта. Более тяжелые углеводороды, такие как ароматические углеводороды, легкая нафта и бензин, лучше смешиваются с тяжелой нефтью и битумом и не осаждают асфальтены из тяжелой нефти или битума, при использовании в качестве растворителя в комбинации с водяным паром для того, чтобы извлечь нефть из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум, однако, из-за более высокой температуры испарения таких углеводородов, требуется значительное количество энергии для отделения этих растворителей от добытой нефти. Экономически нецелесообразно использовать или углеводороды с низкой молекулярной массой, или более тяжелые углеводороды в качестве растворителя для использования в комбинации с водяным паром для мобилизации и извлечения нефти in situ из пласта, содержащего тяжелую нефть или битум, в связи с затратами и доступностью растворителей, особенно более тяжелых углеводородов.

Хотя сероуглерод смешивается с тяжелой нефтью или битумом, он практически не применим в комбинации с водяным паром для использования in situ для извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум, поскольку: 1) сероуглерод легко гидролизуется в присутствии водяного пара с образованием сероводорода и диоксида углерода, закисляя и делая кислым пласт и 2) плотность сероуглерода больше, чем у нефти и воды, и он уходит на дно пласта. Галогенированные углеводороды, также смешивающиеся с тяжелой нефтью и битумом, практически не применимы в комбинации с водяным паром in situ для извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум, поскольку галогенированные углеводороды отравляют катализаторы гидропереработки нефти, и поэтому, они должны быть полностью удалены из добытой нефти до ее переработки, и кроме того, галогенированные углеводороды вызывают мутации.

Следовательно, желательно разработать усовершенствованное устройство и способ извлечения нефти из пласта, содержащей тяжелую нефть или битум.

Раскрытие изобретения

В одном аспекте, настоящее изобретение относится к способу добычи нефти, который включает в себя:

обеспечение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида, причем указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью;

обеспечение водяного пара или горячей воды, имеющей температуру по меньшей мере 80°C;

введение указанного водяного пара или горячей воды вместе с указанной композицией для извлечения нефти внутрь подземного нефтеносного пласта, содержащего сырую нефть, имеющую динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП) при 25°C и удельный вес в градусах API при 15,5°C (60°F) не более 20°С, измеренные в соответствии со стандартом ASTM D6822, причем указанная композиция для извлечения нефти составляет по меньшей мере 15 мас.% от объединенных водяного пара и композиции для извлечения нефти, введенных вместе внутрь пласта;

контактирование указанного водяного пара или горячей воды и указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в пласте; и

добычу нефти из пласта после введения указанного водяного пара или горячей воды и указанной композиции для извлечения нефти внутрь пласта.

В другом аспекте, настоящее изобретение относится к системе, содержащей:

композицию для извлечения нефти, содержащую по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида, причем указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью;

водяной пар или горячую воду, имеющую температуру по меньшей мере 80°C;

средство для совместного введения указанной композиции для извлечения нефти и указанного водяного пара или горячей воды внутрь подземного нефтеносного пласта, содержащего нефть, имеющего вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП) при 25°С и удельный вес в градусах API при 15,5°С (60°F) не более 20°С; и

средство для добычи нефти из подземного нефтеносного пласта после введения указанной композиции для извлечения нефти и указанного водяного пара или горячей воды внутрь пласта.

Краткое описание чертежей

На фигурах чертежей изображен один или несколько вариантов осуществления в соответствии с настоящим изобретением, только для примера, но не с целью ограничения. На фигурах одинаковые номера позиций относятся к одинаковым или подобным элементам.

Фигура 1 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения.

Фигура 2 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения.

Фигура 3 иллюстрирует технологическое оборудование, которое может быть использовано для практического осуществления способа настоящего изобретения.

Фигура 4 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения, с представлением композиции для извлечения нефти, которую вводят внутрь нефтеносного пласта.

Фигура 5 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения, с представлением добычи нефти из пласта.

Фигура 6 иллюстрирует систему добычи нефти, которая может быть использована для практического осуществления способа настоящего изобретения.

Фигура 7 представляет собой график, демонстрирующий извлечение нефти из нефтеносного песка при 30°C с использованием различных растворителей.

Фигура 8 представляет собой график, демонстрирующий извлечение нефти из нефтеносного песка при 10°C с использованием различных растворителей.

Фигура 9 представляет собой график, демонстрирующий эффект снижения вязкости Западноафриканской парафинистой сырой нефти при увеличении концентрации диметилсульфида.

Фигура 10 представляет собой график, демонстрирующий эффект снижения вязкости Ближневосточной асфальтеновой сырой нефти при увеличении концентрации диметилсульфида.

Фигура 11 представляет собой график, демонстрирующий эффект снижения вязкости Канадской асфальтеновой сырой нефти при увеличении концентрации диметилсульфида.

Осуществление изобретения

Настоящее изобретение относится к способу и системе для повышения нефтеотдачи из подземного нефтеносного пласта, содержащего тяжелую нефть, сверхтяжелую нефть, или битум, с использованием водяного пара или горячей воды и композиции для извлечения нефти, содержащей по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида, где указанную композицию для извлечения нефти вводят внутрь пласта вместе с водяным паром или горячей водой. Указанная композиция для извлечения нефти является смешиваемой при первом контакте с жидкофазной нефтью и, в частности, является смешиваемой при первом контакте с нефтью в подземном нефтеносном пласте.

Водяной пар или горячая вода, введенные внутрь пласта, обеспечивают тепло для пласта, делая нефть в пласте менее вязкой. Композиция для извлечения нефти может иметь очень низкую вязкость, так что, при введении композиции для извлечения нефти внутрь пласта с водяным паром или горячей водой, смешивающаяся композиция для извлечения нефти может полностью смешаться с нефтью, с которой она контактирует, с образованием смеси, имеющей значительно сниженную вязкость по сравнению с нефтью, первоначально находящейся в пласте. Композиция для извлечения нефти может испаряться внутри пласта за счет тепла, обеспечиваемого водяным паром или горячей водой, которые вводятся внутрь пласта с указанной композицией для извлечения нефти, так что композиция для извлечения нефти может проникать сквозь пласт, чтобы контактировать с нефтью в пласте и мобилизовать нефть при конденсации и смешивании с нефтью путем снижения вязкости нефти. Смесь с пониженной вязкостью может мобилизоваться для движения через подземный пласт, при этом мобилизированная смесь может добываться из пласта, таким образом, нефть извлекается из пласта.

Диметилсульфид (также называемый в изобретении "ДМС") в композиции для извлечения нефти является особенно эффективным растворителем для придания подвижности вязкой нефти в пласте, когда он вводится в пласт вместе с водяным паром или горячей водой. ДМС обладает относительно низкой температурой испарения и может испаряться при введении ДМС и водяного пара или горячей воды внутрь пласта. ДМС является смешиваемым со всеми компонентами нефти, в том числе с парафинами с низкой молекулярной массой, остатками и асфальтенами и не осаждает компоненты нефти при контактировании с нефтью, так что из пласта могут быть извлечены все компоненты нефти. ДМС не ухудшает проницаемость пласта за счет осаждения компонентов нефти. ДМС может быть добыт с добытой нефтью и может быть легко извлечен из добытой нефти, благодаря низкой температуре испарения ДМС. Кроме того, в отличие от сероуглерода, ДМС не подвержен гидролизу при температуре, при которой комбинация водяного пара или горячей воды и ДМС может подаваться в пласт или при температуре внутри пласта. Кроме того, ДМС является сравнительно нетоксичным.

Некоторые термины, использованные в описании, определяются следующим образом:

"Удельный вес в градусах API", использованный в описании, относится к удельному весу в градусах API при 15,5°C (60°F), как определено в стандарте ASTM метод D6822.

Термин "асфальтены", использованный в описании, означает углеводороды, которые не растворяются в н-гептане и растворимы в толуоле при стандартной температуре и давлении.

Термин "при функционировании сообщающийся по текучей среде или при функционировании связанный по текучей среде", использованный в описании, означает соединение двух или больше элементов, где элементы непосредственно или косвенно соединены, чтобы обеспечить непосредственный или косвенный поток текучей среды между элементами. Термин "поток текучей среды", использованный в этом определении, относится к потоку газа или жидкости; термин "непосредственный поток текучей среды", использованный в этом определении, означает, что поток жидкости или газа между двумя указанными элементами течет прямо между двумя указанными элементами; и термин "косвенный поток текучей среды", использованный в этом определении, означает, что поток жидкости или газа между двумя указанными элементами может быть направлен через один или несколько дополнительных элементов, чтобы изменить один или несколько параметров жидкости или газа, когда жидкость или газ текут между двумя указанными элементами. Параметры жидкости или газа, которые могут изменяться в косвенном потоке текучей среды, включают физические характеристики, такие как температура или давление газа или жидкости; состояние текучей среды между жидкостью и газом; и/или состав газа или жидкости. В термине "косвенный поток текучей среды", определенном в изобретении, исключаются изменения состава газа или жидкости между двумя указанными элементами за счет химической реакции, например, окисление или восстановление одного или нескольких компонентов жидкости или газа.

Термин "смешиваемый", использованный в описании, определяется как способность двух или больше веществ, композиций или жидкостей смешиваться в любых соотношениях, без разделения на две или больше фаз.

Термин "нефть", использованный в описании, определяется как смесь углеводородов естественного происхождения, обычно в жидком состоянии, которая также может включать соединения серы, азота, кислорода и металлы.

Использованный в описании термин "остаток" относится к компонентам нефти, которые имеют диапазон распределения температур кипения выше 538°C (1000°F), как определено в стандарте ASTM метод D7169.

Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, содержит по меньшей мере 15 мол.% диметилсульфида. Композиция для извлечения нефти может содержать по меньшей мере 20 мол.%, или по меньшей мере 30 мол.%, или по меньшей мере 50 мол.%, или по меньшей мере 75 мол.%, или по меньшей мере 90 мол.%, или, по меньшей мере 99 мол.% диметилсульфида. Композиция для извлечения нефти может по существу состоять из диметилсульфида, или может состоять из диметилсульфида.

Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, может содержать один или несколько сорастворителей, которые образуют смесь с диметилсульфидом в композиции для извлечения нефти. Один или несколько сорастворителей могут представлять собой соединения, которые образуют азеотропную смесь с диметилсульфидом. Один или несколько сорастворителей могут представлять собой соединения, которые извлекаются из пласта при добыче нефти и композиции для извлечения нефти из пласта, и отделяются от нефти при выделении ДМС из нефти, например, соединения, которые имеют температуру испарения близкую или равную температуре испарения ДМС, и особенно соединения, которые образуют азеотропную смесь с ДМС, которые извлекаются из пласта и выделяется вместе с ДМС из нефти, добытой из пласта. Соединения сорастворителей, которые могут образовать азеотропную смесь с ДМС и которые могут находиться в композиции для извлечения нефти, представляют собой пентан, изопентан, 2-метил-2-бутен и изопрен. Композиция для извлечения нефти может содержать по меньшей мере 15 мол.% ДМС и одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из пентана, изопентана, 2-метил-2-бутена и изопрена.

Менее предпочтительно, композиция для извлечения нефти также может содержать одно или несколько других соединений сорастворителей, которые не образуют азеотропные смеси с ДМС. Один или несколько других сорастворителей также могут быть выбраны из группы, состоящей из о-ксилола, толуола, сероуглерода, дихлорметана, трихлорметана, C₃-C₈ алифатических и ароматических углеводородов, конденсатов природного газа, сероводорода, дизельного топлива, нафты-растворителя, асфальтеновых растворителей, керосина и диметилового эфира.

Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения является смешиваемой при первом контакте с жидкими нефтяными композициями, предпочтительно, любой жидкой нефтяной композицией. В жидкой фазе или в газовой фазе, композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте по существу со всеми сырыми нефтями, в том числе с контакте в жидкой фазе или в газовой фазе с нефтью в нефтеносном пласте. Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с углеводородной композицией, например, с жидкофазной нефтью, которая содержит по меньшей мере 25 мас.%, или по меньшей мере 30 мас.%, или по меньшей мере 35 мас.%, или по меньшей мере 40 мас.% остатка. Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с жидкофазным остатком и жидкофазными асфальтенами в углеводородной композиции. Кроме того, композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с C₃-C₈ алифатическими и ароматическими углеводородами, которые содержат меньше, чем 5 мас.% кислорода, меньше, чем 10 мас.% серы, и меньше, чем 5 мас.% азота.

Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с нефтью, имеющей умеренно высокую или высокую вязкость. Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с нефтью, имеющей динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП), или по меньшей мере 5000 мПа⋅с (5000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП), или по меньшей мере 50000 мПа⋅с (50000 сП), или по меньшей мере 100000 мПа⋅с (100000 сП), или по меньшей мере 500000 мПа⋅с (500000 сП) при 25°С.Композиция для извлечения нефти может быть смешиваемой при первом контакте с нефтью, имеющей динамическую вязкость от 1000 мПа⋅с (1000 сП) до 5000000 мПа⋅с (5000000 сП), или от 5000 мПа⋅с (5000 сП) до 1000000 мПа⋅с (1000000 сП), или от 10000 мПа⋅с (10000 сП) до 500000 мПа⋅с (500000 сП), или от 50000 мПа⋅с (50000 сП) до 100000 мПа⋅с (100000 сП) при 25°C.

Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения предпочтительно имеет низкую вязкость. Композиция для извлечения нефти может быть текучей средой, имеющей динамическую вязкость не более 0,35 мПа⋅с (0,35 сП), или не более 0,3 мПа⋅с (0,3 сП), или не более 0,285 мПа⋅с (0,285 сП) при температуре 25°C.

Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения, предпочтительно имеет относительно низкую плотность. Композиция для извлечения нефти может иметь плотность не более 0,9 г/см³, или не более 0,85 г/см³ при 20°C.

Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения может иметь относительно высокую плотность энергии когезии. Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения может иметь плотность энергии когезии по меньшей мере 1255 Па, или по меньшей мере 1340 Па.

Композиция для извлечения нефти, предложенная для использования в способе или системе настоящего изобретения предпочтительно является относительно нетоксичной или является нетоксичной. Композиция для извлечения нефти может иметь водную токсичность LC₅₀ (50% летальной концентрации, радужная форель) больше, чем 200 мг/л за 96 ч. Композиция для извлечения нефти может иметь острую оральную токсичность LD₅₀ (мышь и крыса) от 535 до 3700 мг/кг, острую кожную токсичность LD₅₀ (кролик) больше 5000 мг/кг, и острую ингаляционную токсичность LC₅₀ (крыса) 40250 ppm за 4 ч.

В способе настоящего изобретения композицию для извлечения нефти вводят вместе с водяным паром или горячей водой, имеющей температуру по меньшей мере 80°C, внутрь подземного нефтеносного пласта, а система настоящего изобретения включает в себя подземный нефтеносный пласт. Подземный нефтеносный пласт содержит сырую нефть и может содержать неконсолидированный песок, горную поду, минералы и воду. Подземный нефтеносный пласт располагается ниже перекрывающей породы, которая может простираться от земной поверхности до нефтеносного пласта. Подземный нефтеносный пласт может находиться на глубине по меньшей мере 75 м, или по меньшей мере 100 м, или по меньшей мере 500 м, или по меньшей мере 1000 м, или по меньшей мере 1500 м ниже поверхности земли. Подземный нефтеносный пласт может иметь проницаемость от 0,00001 до 15 ед. Дарси, или от 0,001 до 5 ед. Дарси, или от 0,01 до 1 ед. Дарси. Подземный пласт может быть подводным пластом.

Подземный нефтеносный пласт содержит нефть, которую можно отделить и добыть из пласта после контактирования и смешивания с композицией для извлечения нефти. Сырая нефть нефтеносного пласта является смешиваемой при первом контакте с композицией для извлечения нефти под давлением пласта и в температурных условиях, которые создаются, когда композиция для извлечения нефти вводится в пласт с водяным паром или горячей водой, и кроме того, является смешиваемой при первом контакте с композицией для извлечения нефти в условиях стандартной температуры и давления. Сырая нефть нефтеносного пласта представляет собой тяжелую нефть, сверхтяжелую нефть или битум. Тяжелая нефть имеет удельный вес в градусах API не более 20°С. Обычно сверхтяжелая нефть или битум имеют удельный вес в градусах API не более 10°С.

До введения композиции для извлечения нефти и водяного пара или горячей воды в подземный нефтеносный пласт, сырая нефть, содержащаяся в пласте, имеет динамическую вязкость в температурных условиях пласта (конкретно при температуре внутри температурного диапазона в пласте) по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП). Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь динамическую вязкость в температурных условиях пласта по меньшей мере 5000 мПа⋅с (5000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП), или по меньшей мере 20000 мПа⋅с (20000 сП) или по меньшей мере 50000 мПа⋅с (50000 сП), или по меньшей мере 100000 мПа⋅с. Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость от 1000 до 10000000 мПа⋅с (1000-10000000 сП), или от 5000 до 1000000 мПа⋅с (5000-1000000 сП), или от 10000 до 500000 мПа⋅с (10000-500000 сП) в температурных условиях пласта. Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, имеет динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП) при 25°C, и может иметь динамическую вязкость при 25°C по меньшей мере 5000 мПа⋅с (5000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП), или по меньшей мере 20000 мПа⋅с (20000 сП), или по меньшей мере 50000 мПа⋅с (50000 сП), или по меньшей мере 100000 мПа⋅с (100000 сП). В варианте осуществления способа и системы настоящего изобретения, вязкость сырой нефти, содержащейся в нефтеносном пласте по меньшей мере частично или в значительной степени определяет подвижность по меньшей мере части нефти в пласте.

Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может содержать значительное количество высокомолекулярных углеводородов. Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может содержать по меньшей мере 25 мас.%, или по меньшей мере 30 мас.%, или по меньшей мере 35 мас.%, или по меньшей мере 40 мас.% углеводородов, имеющих точку кипения по меньшей мере 538°C (1000°F), которая определяется в соответствии со стандартом ASTM метод D7169. Сырая нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь содержание асфальтенов по меньшей мере 1 мас.%, или по меньшей мере 5 мас.%, или по меньшей мере 10 мас.%.

Подземный нефтеносный пласт может дополнительно содержать песок и воду. Песок может быть не консолидированным песком, смешанным с нефтью и водой в пласте. Сырая нефть может содержать от 1 мас.% до 20 мас.% смеси нефть/песок/вода; песок может составлять от 80 мас.% до 85 мас.% от смеси нефть/песок/вода; и вода может составлять от 1 мас.% до 20 мас.% от смеси нефть/песок/вода. Песок может быть покрыт слоем воды с нефтью, находящейся в пустотах вокруг смоченных песчаных гранул. Кроме того, подземный нефтеносный пласт может содержать небольшой объем газа, такого как метан или воздух.

Теперь рассмотрим фигуры 1 и 2, где показаны системы 100 для добычи нефти, которые могут быть использованы для практического осуществления одного или нескольких вариантов способа настоящего изобретения, выполняемого в режиме гравитационного дренажа с использованием пара (SAGD). Система 100 для добычи нефти включает нефтеносный пласт 105, который может содержать нефтеносные участки 104, 106 и 108, расположенные ниже перекрывающей породы 102. Система 100 для добычи нефти может включать первую скважину 132, через которую может вводиться композиция для извлечения нефти, или ее компоненты, вместе с водяным паром, внутрь пласта 105, и вторую скважину 112, из которой может добываться нефть, вода и по меньшей мере часть композиции для извлечения нефти. Система для добычи нефти также может включать оборудование 116 для хранения воды, оборудование 130 для хранения композиции для извлечения нефти и оборудование 134 для хранения нефти.

Кроме того, система 100 для добычи нефти может включать технологическое оборудование 110. Это "технологическое оборудование 110 может включать систему 120 для обработки воды и установку 122 разделения. Теперь рассмотрим фигуру 3, где система 120 для обработки воды может включать установку 202 очистки воды, содержащую один или несколько фильтров 204 для улавливания твердых частиц, которые могут включать ультрафильтрационную мембрану; одну или несколько установок 206 ионной фильтрации, такую как нанофильтрационная мембранная установка и/или установка обратного осмоса; и/или одну или несколько систем 208 ионного обмена для удаления ионов из воды. Исходная вода может поступать в установку 202 для очистки воды по трубопроводу 212 и проходить через фильтры 204 для улавливания твердых частиц с целью удаления взвешенных твердых частиц из исходной воды, и затем вода проходит через установку 206 ионной фильтрации и/или систему 208 ионного обмена для удаления из воды ионов, особенно многовалентных катионов и сульфатных ионов. Кроме того, система обработки воды может содержать кипятильник 210, который при функционировании сообщается по текучей среде с установкой 202 очистки воды с помощью трубопровода 214, с целью приема очищенной воды из установки очистки воды. Кипятильник 210 может быть выполнен с возможностью получать высококачественный водяной пар, имеющий качество пара от 0,7 до 1,0, или получать низкокачественный водяной пар, имеющий качество пара от больше, чем 0,3 до меньше, чем 0,7, из очищенной воды, полученной с помощью установки очистки воды, причем указанный водяной пар может экспортироваться из системы 120 для обработки воды по трубопроводу 216.

Установка 122 разделения в технологическом оборудовании 110 может быть выполнена с возможностью разделения нефти, воды и по меньшей мере части композиции для извлечения нефти, добытой из пласта. Установка 122 разделения может содержать сосуд 230 для сепарации воды и установку 232 однократного испарения или дистилляции. Сосуд 230 для сепарации воды установки 122 разделения может при функционировании сообщаться по текучей среде со второй скважиной с помощью трубопровода 234, чтобы принимать нефть, воду и композицию для извлечения нефти, добытые из пласта с помощью второй скважины. Добытая нефть и добытая композиция для извлечения нефти могут быть отделены от полученной воды в сосуде 230 для сепарации воды, где отделенная добытая вода может экспортироваться из сосуда для сепарации воды и установки 122 разделения с помощью трубопровода 244. В сосуд для сепарации воды могут быть поданы вспомогательные средства разделения нефти/воды, такие как деэмульгатор и/или соляной раствор, через входной патрубок 240, чтобы облегчить отделение добытой нефти и добытой композиции для извлечения нефти от добытой воды. Добытая нефть и добытая композиция для извлечения нефти могут подаваться из сосуда 230 для сепарации воды в установку 232 однократного испарения или дистилляции по трубопроводу 238. Добытая композиция для извлечения нефти может быть отделена от добытой нефти в установке однократного испарения или дистилляции, причем установка однократного испарения или дистилляции может эксплуатироваться при температуре от 40 до 80°C и/или при пониженном давлении от 0,01 до 0,09 МПа, чтобы отделить композицию для извлечения нефти от добытой нефти. Полученная композиция для извлечения нефти может включать компоненты добытой нефти, которые имеют точку кипения равную или близкую к температуре кипения ДМС, или которые образуют азеотропную смесь с ДМС, как описано выше. Добытая нефть может экспортироваться из установки 232 однократного испарения или дистилляции и установки 122 разделения по трубопроводу 242, и полученная композиция для извлечения нефти может экспортироваться из установки 232 однократного испарения или дистилляции и установки 122 разделения через трубопровод 236.

Рассмотрим снова фигуры 1 и 2, где первая скважина 132 и вторая скважина 112 простираются от поверхности 140 в один или несколько нефтеносных участков 104, 106, и 108 подземного нефтеносного пласта 105. Находящаяся под поверхностью часть 142 первой скважины 132 и находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 могут проходить через один или несколько нефтеносных участков пласта 105. Находящаяся под поверхностью часть 144 второй, добывающей, скважины 112 может быть расположена ниже находящейся под поверхностью части 142 первой, нагнетательной, скважины 132. Находящиеся под поверхностью части 142 и 144 первой и второй скважин 132 и 112, соответственно, могут быть расположены перпендикулярно участкам 146 и 148 первой и второй скважин 132 и 112, соответственно, которые простираются от поверхности 140 до соответствующих частей 142 и 144 скважин, находящихся под поверхностью. Находящаяся под поверхностью часть 142 первой скважины 132 и находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 могут простираться горизонтально сквозь пласт, и горизонтально простирающаяся находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 может простираться по существу параллельно к (и ниже) горизонтально простирающейся находящейся под поверхностью части 142 первой скважины 132.

Вертикальный промежуток между горизонтальной находящейся под поверхностью частью 142 первой скважины 132 и горизонтальной находящейся под поверхностью частью 144 второй скважины 112 может составлять от 2 метров до 150 метров, или от 5 метров до 100 метров. Горизонтальная, находящаяся под поверхностью часть 142 первой скважины 132 и горизонтальная, находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 могут иметь длину от 25 метров до 2000 метров, или от 50 метров до 1000 метров, или от 100 метров до 500 метров. Предпочтительно, горизонтальная, находящаяся под поверхностью часть 144 второй скважины 112 имеет такую же длину (или больше), что и горизонтальная, находящаяся под поверхностью часть 142 первой скважины 132.

Как показано на фигуре 1, носочный участок 150 находящейся под поверхностью части 142 первой скважины 132 может быть выровнен с пяточным участком 152 находящейся под поверхностью части 144 второй скважины. В качестве альтернативы, как показано на фигуре 2, пяточный участок 154 находящейся под поверхностью части 142 первой скважины 132 может быть выровнен с пяточным участком 152 находящейся под поверхностью части 144 второй скважины 112. Обратимся снова к фигурам 1 и 2: хотя скважины 132 и 112 показаны с крутым переходом под прямым углом от вертикали к горизонтали, в некоторых вариантах осуществления скважины 132 и 112 могут иметь плавный переход от вертикали к отклонению от горизонтали, например по радиусу плавной кривой.

Обратимся теперь к фигурам 1, 2 и 3, где в способе настоящего изобретения композицию для извлечения нефти, содержащую по меньшей мере 15 мол.% ДМС, вводят в один или несколько нефтеносных участков 104, 106, или 108 нефтеносного пласта 105, содержащего тяжелую нефть или битум, через первую нагнетательную скважину 132 вместе с водяным паром. Композиция для извлечения нефти и водяной пар могут вводиться в пласт путем закачивания композиции для извлечения нефти и водяного пара внутрь пласта 105 через одно или несколько отверстий в первой скважине 132. Композиция для извлечения нефти может подаваться в первую скважину 132 для введения внутрь пласта из оборудования 130 для хранения композиции для извлечения нефти, которое при функционировании связано по текучей среде с первой скважиной с помощью трубопровода 129, чтобы обеспечить подачу композиции для извлечения нефти в первую скважину. Водяной пар может подаваться в первую скважину 132 для введения в пласт вместе с композицией для извлечения