Способ добычи нефти и/или газа (варианты)
Группа изобретений относится к способу добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет повышения нефтеотдачи пласта. Сущность изобретения: способ включает нагнетание состава для повышения нефтеотдачи в первую скважину в пласте; создание вынужденного течения нефти и/или газа в направлении второй скважины в пласте; добычу нефти и/или газа из второй скважины; нагнетание агента, способствующего извлечению текучей среды, во вторую скважину; создание вынужденного течения состава для повышения нефтеотдачи в направлении первой скважины в пласте; и добычу состава для повышения нефтеотдачи из первой скважины, при этом состав для повышения нефтеотдачи имеет плотность, большую, чем плотность агента, способствующего извлечению текучей среды. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 10 ил.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способам добычи нефти и/или газа.
Уровень техники
Для увеличения объема добычи нефти в месторождениях по всему миру могут быть использованы методы повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). Существуют три основных типа методов повышения нефтеотдачи пласта, а именно метод теплового воздействия, метод закачивания (нагнетания) химреагента/полимера и метод закачивания (нагнетания) газа, которые могут быть использованы для повышения нефтеотдачи пласта месторождения (сверхнефтеотдачи, которая может быть достигнута с помощью обычных способов добычи), обеспечивая, по возможности, увеличение продолжительности эксплуатации месторождения и способствуя увеличению коэффициента извлечения нефти.
Метод теплового воздействия осуществляют посредством подвода теплоты в продуктивный пласт. Наиболее широко практикуемый вид такого воздействия - вытеснение нефти водяным паром, который снижает вязкость нефти так, чтобы она могла протекать к продуктивным скважинам. Нагнетание в пласт химических реагентов повышает извлечение нефти за счет уменьшения капиллярных сил, которые удерживают оставшуюся в пласте нефть. Нагнетание в пласт полимеров повышает эффективность вытеснения нефти закачиваемой в пласт водой. Нагнетание в пласт смешивающегося агента действует подобно нагнетанию химических реагентов. За счет закачивания текучей среды, которая смешивается с нефтью, может быть извлечена удерживаемая остаточная нефть.
На фиг.1 представлена известная система 100. Эта система 100 включает подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. Оборудование и устройства 110 для ведения добычи нефти установлены на поверхности. Скважина 112 пересекает пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Часть пласта 106 показана позицией 114. Нефть и газ добывают из пласта 106 через скважину 112 и направляют к оборудованию 110 для ведения добычи. Газ и жидкость отделяют друг от друга, при этом газ запасают в резервуаре 116 для газа, а жидкость - в резервуаре 118 для жидкости.
В патентном документе US 5826656 описан способ извлечения остаточной обводненной нефти из подземного заводненного нефтеносного пласта, через который от земной поверхности пробурена, по меньшей мере, одна скважина, включающий нагнетание в пласт 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 больших количеств смешивающегося с нефтью растворителя и больших количеств остаточной заводненной нефти из верхней части нефтеносного пласта; и извлечение больших количеств смешивающегося с нефтью растворителя и остаточной заводненной нефти из верхней части нефтеносного пласта. Пласт предварительно может быть заводнен, и в него может быть закачан смешивающийся с нефтью растворитель. Растворитель может быть закачан через горизонтальную скважину, а извлечены указанные растворитель и нефть могут быть через большое количество скважин, подготовленных для добычи нефти и извлечения растворителя из верхней части нефтеносного пласта. Патентный документ US 5826656 включен в настоящее описание полностью посредством ссылки.
В данной области техники существует необходимость в усовершенствовании систем и способов для повышения нефтеотдачи пласта с использованием растворителя, например, за счет снижения вязкости, химических эффектов и нагнетания в пласт смешивающегося агента. Существует также необходимость в усовершенствованных системах и способах для нагнетания в пласт смешивающегося с нефтью растворителя.
Сущность изобретения
В соответствии с одним аспектом изобретение обеспечивает способ добычи нефти и/или газа, включающий закачивание в пласт состава, повышающего нефтеотдачу, через пробуренную в пласте первую скважину, создание вынужденного движения нефти и/или газа в направлении второй скважины в пласте; добычу нефти и/или газа из второй скважины; закачивание во вторую скважину агента, способствующего извлечению текучей среды; создание вынужденного течения состава, повышающего нефтеотдачу пласта, в направлении первой скважины; и извлечение состава, повышающего нефтеотдачу пласта, из первой скважины.
Согласно другому аспекту изобретение обеспечивает способ добычи нефти и/или газа, включающий закачивание в имеющиеся в пласте трещины, карсты и/или пустоты смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение первого периода времени через первую скважину; добычу нефти и/или газа из указанных трещин, карстов и/или пустот через вторую скважину в течение первого периода времени; закачивание в указанные трещины, карсты и/или пустоты смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в течение второго периода времени через вторую скважину; и добычу нефти и/или газа из трещин, карстов и/или пустот пласта через первую скважину в течение второго периода времени.
Преимуществами настоящего изобретения являются одно или более из указанных ниже, а именно:
усовершенствованные системы и способы для повышения добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя;
усовершенствованные системы и способы для повышения добычи углеводородов из пласта с помощью текучей среды, включающей смешивающийся растворитель;
улучшенные составы и/или способы для вторичного извлечения углеводородов;
усовершенствованные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта;
усовершенствованные системы и способы для повышения нефтеотдачи пласта с использованием смешивающегося растворителя;
усовершенствованные системы и способы повышения нефтеотдачи пласта с использованием состава, который смешивается 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 - схема размещения скважин, соответствующая фиг.2а, при осуществлении процессов, обеспечивающих повышение нефтеотдачи пласта.
Фиг.3а-3с - системы для добычи нефти и/или газа.
Фиг.4 - иллюстрация способа добычи нефти и/или газа.
Фиг.5 - система для добычи нефти и/или газа.
Фиг.6 - система для добычи нефти и/или газа.
Подробное описание изобретения
На фиг.2а иллюстрируется множество скважин 200 в некоторых воплощениях изобретения. Множество 200 скважин включает группу 202 скважин (показаны горизонтальными линиями штриховки) и группу 204 скважин (показаны диагональными линиями штриховки).
Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 230 по горизонтали от соседней скважины в группе 202 скважин. Каждая скважина в группе 202 скважин расположена на расстоянии 232 по вертикали от соседней скважины в группе 202 скважин.
Каждая скважина в группе 204 скважин расположена 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 группы 204 скважин. Каждая скважина в группе 204 скважин находится на расстоянии 234 от соседних скважин группы 202 скважин.
В некоторых воплощениях каждая скважина в группе 202 скважин окружена четырьмя скважинами группы 204 скважин. В некоторых воплощениях каждая скважина в группе 204 скважин окружена четырьмя скважинами группы 202 скважин.
В некоторых воплощениях расстояние 230 по горизонтали находится в интервале от приблизительно 5 до 1000 метров, или от приблизительно 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.
В некоторых воплощениях расстояние 232 по вертикали составляет 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.
В некоторых воплощениях расстояние 236 по горизонтали составляет 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.
В некоторых воплощениях расстояние 238 по вертикали составляет 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.
В некоторых воплощениях расстояние 234 составляет от приблизительно 5 до приблизительно 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.
В некоторых воплощениях множество скважин 200 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 скважин 204.
В некоторых воплощениях множество скважин 200, как видно на виде сверху, образовано группой 202 скважин и группой 204 скважин, которые являются вертикальными скважинами, размещенными на определенном расстоянии друг от друга на некотором участке земли. В некоторых воплощениях множество скважин 200, как видно на виде сбоку в поперечном сечении, образовано 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 посредством множества скважин 200 может быть осуществлена любым 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.
В некоторых воплощениях нефть и/или газ могут быть извлечены из пласта в скважину и протекают по скважине и промысловому трубопроводу к наземному оборудованию. В некоторых воплощениях для увеличения расхода извлекаемых из пласта нефти и/или газа может быть использован метод повышения нефтеотдачи пласта с помощью агента, например водяного пара, воды, поверхностно-активного вещества, полимера и/или смешивающегося агента, например состава, включающего сероуглерод или двуокись углерода.
В некоторых воплощениях добытые из пласта нефть и/или газ могут включать соединение серы. Соединение серы может представлять собой сульфид водорода, меркаптаны, сульфиды и дисульфиды, отличающиеся от сероводорода, или гетероциклические соединения серы, например тиофены, бензотиофены, или дибензотиофены с замещенными и сконденсированными кольцами, или их смеси.
В некоторых воплощениях извлеченное из пласта соединение серы может быть превращено в состав, включающий сероуглерод. Превращение, по меньшей мере, части соединения серы в состав, включающий сероуглерод, может быть осуществлено любым известным способом. Подходящие способы превращения могут включать реакцию окисления соединения серы до серы и/или двуокисей серы, и посредством реакции серы и/или двуокиси серы с углеродом и/или соединением, содержащим углерод, с образованием состава, включающего сероуглерод. Выбор способа, используемого для превращения, по меньшей мере, части соединения серы в состав, включающий сероуглерод, не является существенным.
В некоторых воплощениях состав с сероуглеродом, может быть подходящим смешивающимся агентом для повышения нефтеотдачи пласта. Состав с сероуглеродом, может включать сероуглерод и/или производные сероуглерода, например тиокарбонаты, ксантогенаты и их смеси; и, не обаятельно, одно или более из следующих веществ: сульфид водорода, серу, двуокись серы, углеводороды и их смеси.
В некоторых воплощениях подходящий способ производства состава с сероуглеродом раскрыт в рассматриваемой в настоящее время заявке на патент США №11/409436, подана 19.04.2006, регистрационный номер ТН2616 в книге записи поверенных. Указанная заявка №11/409436 включена в настоящее описание посредством ссылки.
На фиг.2b иллюстрируется множество скважин 200 для некоторых воплощений изобретения. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными линиями штриховки) и группа 204 скважин (обозначены диагональными линиями штриховки).
В некоторых воплощениях смешивающийся агент, повышающий нефтеотдачу пласта, нагнетают в группу 204 скважин, а нефть добывают из группы 202 скважин. Как показано на фигуре, смешивающийся агент, служащий для повышения нефтеотдачи пласта, имеет некоторый профиль 208 нагнетания в пласт, а добыча нефти для группы 202 скважин характеризуется некоторым профилем 206 извлечения нефти.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент, повышающий нефтеотдачу пласта, нагнетают в группу 202 скважин, а нефть извлекают 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 нефти.
В некоторых воплощениях 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 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.
В некоторых воплощениях могут быть осуществлены многократно 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 производят их переключение.
В некоторых воплощениях 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. В некоторых воплощениях каждый цикл может увеличиваться по времени, например продолжительность каждого цикла может увеличиваться от приблизительно 5% до приблизительно 10% по сравнению с предшествующим циклом, например, продолжительность цикла может увеличиваться приблизительно на 8%.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта или смесь, включающую смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, можно закачивать в пласт в начале цикла, а в конце цикла в пласт можно закачивать не смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта или смесь, включающую не смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях указанное начало цикла может составлять от 10% до приблизительно 80% от 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.
В некоторых воплощениях смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта включают сероуглерод, сероводород, двуокись углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические углеводороды С2-С6, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, сольвент-нафта, растворитель битума, ацетон, керосин, ксилен, трихлорэтан, или смеси двух или более из вышеуказанных агентов, или другие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта, известные в уровне техники. В некоторых воплощениях подходящие смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта являются смешивающимися при первом контакте или смешивающимися при многократном контакте с нефтью в пласте.
В некоторых воплощениях подходящие не смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта включают воду в виде пара или жидкости, воздух, смеси из двух или более из вышеуказанных агентов, или другие, не смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта, известные в уровне техники. В некоторых воплощениях подходящие не смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта являются не смешивающимися при первом контакте или не смешивающимися при многократном контакте с нефтью в пласте.
В некоторых воплощениях не смешивающиеся и/или смешивающиеся агенты для повышения нефтеотдачи пласта, закачиваемые в пласт, могут быть извлечены из добытой нефти и/или газа и вновь закачаны в пласт.
В некоторых воплощениях нефть, находящаяся в пласте перед закачиванием в него каких-либо смешивающихся агентов для повышения нефтеотдачи пласта, имеет вязкость, составляющую, по меньшей мере, приблизительно 100 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 500 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 1000 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 5000 сантипуаз, или, по меньшей мере, приблизительно 10000 сантипуаз. В некоторых воплощениях находящаяся в пласте нефть перед закачиванием любых агентов для повышения нефтеотдачи пласта имеет вязкость вплоть до приблизительно 5000000 сантипуаз, или вплоть до приблизительно 2000000 сантипуаз, или вплоть до приблизительно 1000000 сантипуаз, или вплоть до приблизительно 500000 сантипуаз.
На фиг.2с иллюстрируется множество скважин 200 для некоторых воплощений. Множество 200 включает группу 202 скважин (обозначены горизонтальными заштрихованными линиями) и группу 204 скважин (обозначены диагональными заштрихованными линиями).
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 204 скважин, а нефть извлекают из группы 202 скважин. Как показано (на фиг.2с), смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет профиль 208 нагнетания, который частично, с некоторым перекрытием 210, перекрывает профиль 206 извлечения нефти, которая притекает к группе 202 скважин.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 202 скважин, а нефть добывают из группы 204 скважин. Как показано, смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта имеет профиль 206 нагнетания, который частично, с некоторым перекрытием 210, перекрывает профиль 208 извлечения нефти, притекающей к группе 204 скважин.
Вывод из пласта, по меньшей мере, части смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлен каким-либо известным методом. Один подходящий метод заключается в нагнетании смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта в один единственный канал в единственной скважине, создании возможности составу с сероуглеродом насыщать пласт, и затем откачивании, по меньшей мере, части состава с сероуглеродом, вместе с газом и/или жидкостями. Другой подходящий метод заключается в закачивании смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта в первую скважину и затем откачивании, по меньшей мере, части смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта вместе с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор используемого метода для нагнетания, по меньшей мере, части состава, включающего смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта и/или другие жидкости и/или газы, не является существенным.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта и/или другие жидкости и/или газы могут закачиваться в пласт под давлением, достигающим давления гидроразрыва пласта.
В некоторых воплощениях смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта может быть подмешан к нефти и/или газу в пласте с образованием смеси, которая может быть извлечена из скважины. В некоторых воплощениях в скважину может быть закачано некоторое количество смешивающегося агента для повышения нефтеотдачи пласта, после чего производят нагнетание в пласт другой компоненты с тем, чтобы создать вынужденное перемещение этого состава через пласт. При этом для создания вынужденного перемещения через пласт состава, включающего смешивающийся агент для повышения нефтеотдачи пласта, могут быть использованы, например, воздух, вода в жидком или парообразном состоянии, двуокись углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.
В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть нагрет перед его нагнетанием в пласт с целью снижения вязкости находящихся в пласте флюидов, например, тяжелой сырой нефти, парафинов, асфальтенов и т.п.
В некоторых воплощениях для снижения вязкости пластовых флюидов смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть нагрет и доведен до состояния кипения при его нахождении в пласте, с использованием нагретой текучей среды или нагревателя. В некоторых воплощениях нагретая вода и/или водяной пар могут быть использованы для нагрева и/или испарения находящегося в пласте смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи.
В некоторых воплощениях несмешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть нагрет и/или доведен до кипения, при его нахождении в пласте, с помощью нагревателя. Один подходящий нагреватель описан в рассматриваемой в настоящее время заявке на патент США №10/693816, дата подачи - 24.10.2003, номер ТН2557 в книге записи поверенных. Указанная заявка включена в это описание полностью посредством ссылки.
На фиг.3а и 3b иллюстрируется система 300 для некоторых воплощений изобретения. Система 300 включает подземный пласт 302, 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 подвергают гидроразрыву и/или они могут быть перфорированы. В процессе первичной добычи нефть и/или газ из пласта 306 притекают в участки 314, затем в скважину 312 и транспортируются вверх к наземному оборудованию 310. Оборудование 310 обеспечивает затем отделение газа, направляемого к средствам 316 обработки газа, от жидкой фракции, которую транспортируют в резервуар 318 для жидкой фракции. 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 иллюстрируется 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, как показано на фиг.3b, смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта и нефть и/или газ затем извлекают обратно вверх по скважине 312 к оборудованию 310. Оборудование 310 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, посредством 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.
В некоторых воплощениях 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.
В некоторых воплощениях скважина 312, показанная на фиг.3а, служащая для нагнетания в пласт 306, может относиться к группе 204 скважин, а скважина 312, показанная на фиг.3b, используемая для добычи из пласта 306, может относиться к группе 202 скважин.
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 установлены на поверхности. Скважина 412 пересекает пласты 402 и 404 и снабжена отверстиями в месте нахождения пласта 406. Участки пласта 414, не обязательно, могут быть подвергнуты гидроразрыву и/или могут быть перфорированы. При добыче нефть и газ из пласта 406 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 приспособлены для производства и/или хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, который может быть приготовлен и может храниться в резервуаре 430, предназначенном для его 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 превращения состава в пар, его конденсации или фильтрования или химического реагирования, и последующего повторного нагнетания 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, создающую вынужденное перемещение 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 одной или более солями, 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, относится к скважине из группы 202 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, представляет собой скважину из группы 204 скважин.
В некоторых воплощениях скважина 412, через которую добывают нефть и/или газ, относится к скважине из группы 204 скважин, а скважина 432, которую используют для нагнетания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, представляет собой скважину из группы 202 скважин.
Фиг.4 иллюстрирует способ 500 для некоторых воплощений настоящего изобретения. Способ 500 включает нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, показанное участками с рисунком наподобие шахматной доски; нагнетание не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, показанное участками с диагональными линиями штриховки; и добычу нефти и/или газа из пласта, показанную участками белого цвета (не заштрихованными).
Период времени нагнетания и добычи для группы 202 скважин показан с помощью верхней временной шкалы, а период времени нагнетания и добычи для группы 204 скважин отображен на нижней временной шкале.
В некоторых воплощениях в момент времени 520 смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 202 скважин в течение интервала времени 502, в то время как нефть и/или газ добывают из группы 204 скважин в течение интервала времени 503. После этого смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают в группу 204 скважин в течение интервала времени 505, в то же время в течение интервала времени 504 нефть и/или газ добывают из группы 202 скважин. Такое периодическое чередование режимов нагнетания и добычи для групп 202 и 204 скважин может быть продолжено путем проведения некоторого количества циклов, например, от приблизительно 5 до приблизительно 25 циклов.
В некоторых воплощениях в момент времени 530 в пласте в результате извлечения нефти и/или газа в период времени 520 возможно образование полости. В течение периода времени 530 только передний край этой полости может быть заполнен смешивающимся составом для повышения нефтеотдачи пласта, который затем продавливают через пласт с помощью не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта можно нагнетать в группу 202 скважин в течение периода 506 времени, после чего в течение периода 508 времени не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта можно нагнетать в группу 202 скважин, в то время как нефть и/или газ могут быть добыты из группы 204 скважин в течение периода 507 времени. После этого смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в группу 204 скважин в период 509 времени, затем не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в группу 204 скважин в период 511 времени, в то время как нефть и/или газ могут быть добыты из группы 202 скважин в период 510 времени. Периодическое чередование режимов нагнетания и добычи для групп 202 и 204 скважин может быть продолжено с проведением некоторого количества циклов, например, от приблизительно 5 до приблизительно 25 циклов.
В некоторых воплощениях в момент времени 540 возможна значительная гидродинамическая взаимосвязь между группой 202 скважин и группой 204 скважин. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в группу 202 скважин в течение периода 512 времени, после чего не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть закачан в группу 202 скважин в течение периода 514, в то же время нефть и/или газ могут добываться из группы 204 скважин в течение периода 515 времени. Попеременное нагнетание смешивающегося и не смешивающегося составов для повышения нефтеотдачи пласта в группу 202 скважин и одновременное осуществление добычи нефти и/или газа из группы 204 скважин может быть продолжено до тех пор, пока это необходимо, например пока нефть и/или газ добываются из группы скважин 204.
В некоторых воплощениях периоды 502, 503, 504 и/или 505 времени могут иметь продолжительность от приблизительно 6 часов до приблизительно 10 дней, например, от приблизительно 12 часов до приблизительно 72 часов или от приблизительно 24 часов до приблизительно 48 часов.
В некоторых воплощениях каждый из периодов 502, 503, 504 и/или 505 времени может быть увеличен по продолжительности времени в интервале от момента 520 времени до момента 530 времени.
В некоторых воплощениях каждый из периодов 502, 503, 504 и/или 505 времени может продолжаться от момента 520 времени до момента 530 времени с осуществлением в этот период приблизительно от 5 до приблизительно 25 циклов, например, от приблизительно 10 до приблизительно 15 циклов.
В некоторых воплощениях период 506 времени составляет от приблизительно 10% до приблизительно 50% от общей продолжительности периода 506 и периода 508 времени, например, от приблизительно 20% до приблизительно 40% или от приблизительно 25% до приблизительно 33% общей продолжительности.
В некоторых воплощениях период 509 времени составляет от приблизительно 10% до приблизительно 50% от общей продолжительности периода 509 и периода 511, например, от приблизительно 20% до приблизительно 40% или от приблизительно 25% до приблизительно 33%.
В некоторых воплощениях общая продолжительность периода 506 и периода 508 времени составляет от приблизительно 2 дней до приблизительно 21 дня, например, от приблизительно 3 дней до приблизительно 14 дней или от приблизительно 5 дней до приблизительно 10 дней.
В некоторых воплощениях общая продолжительность периода 509 и периода 511 времени составляет от приблизительно 2 дней до приблизительно 21 дня, например, от приблизительно 3 дней до приблизительно 14 дней или от приблизительно 5 дней до приблизительно 10 дней.
В некоторых воплощениях общая продолжительность периода 512 и периода 514 времени составляет от приблизительно 2 дней до приблизительно 21 дня, например, от приблизительно 3 дней до приблизительно 14 дней или от приблизительно 5 дней до приблизительно 10 дней.
Фиг.5 иллюстрирует систему 600 для некоторых воплощений изобретения. Система 600 включает подземный пласт 602, пласт 604, пласт 606 и пласт 608. Оборудование и устройства 610 для ведения добычи установлены на поверхности. Скважина 612 пересекает пласты 602 и 604 и снабжена отверстиями в месте нахождения пласта 606. Нефть и/или газ могут быть извлечены из верхних участков пласта 606, которые могут включать куполообразную структуру 614. При добыче нефть и газ из указанных верхних участков пласта 606, которые могут включать куполообразную структуру 614, транспортируются вверх по скважине 612 к оборудованию и устройствам 610 для ведения добычи. Газ и жидкость могут быть разделены, и газ может быть направлен в хранилище 616 газа, а жидкость может быть направлена в хранилище 618 жидкости. Оборудование и устройства 610 для добычи приспособлены для производства и/или хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, который может быть приготовлен и может храниться в резервуаре 630. Сероводород и/или другие серосодержащие соединения из скважины 612 могут быть направлены в резервуар 630 для производства и хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта.
Состав для повышения нефтеотдачи пласта прокачивают вниз по скважине 632 к участкам 634 пласта 606. Состав, повышающий нефтеотдачу пласта, имеет бóльшую плотность, чем нефть и/или газ в куполообразной структуре 614, и вызывает плавучесть нефти и/или газа для их улавливания в верхних частях пласта 606, включающих купол 614. Состав для повышения нефтеотдачи пласта проходит через пласт 606 и способствует добыче нефти и газа, и затем этот состав весь может быть извлечен по скважине 612 и направлен к наземному оборудованию 610 для ведения добычи. После этого состав для повышения нефтеотдачи может быть направлен на рециркуляцию, например, посредством испарения состава, его конденсации или фильтрования или химического реагирования с последующей закачиванием состава в скважину 632.
После того как значительная часть нефти и/или газа поступает в скважину, в пласте 606 еще остается большой объем состава для повышения нефтеотдачи. Для удаления состава, повышающего нефтеотдачу пласта, в скважину 612 нагнетают газ или жидкость, имеющие меньшую плотность, чем состав для повышения нефтеотдачи, и выводят указанный состав из скважины 632.
В некоторых воплощениях состав для повышения нефтеотдачи включает сероуглерод или составы с сероуглеродом. В некоторых воплощениях менее плотные газ или жидкость включают двуокись углерода, азот, или смеси, содержащие двуокись углерода или азот.
В некоторых воплощениях в скважину 632 может быть закачано некоторое количество состава для повышения нефтеотдачи или состава для повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, после чего закачивают другую компоненту для создания вынужденного движения указанного состава для повышения нефтеотдачи или состава для повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, через пласт 606, например, закачивают воздух, воду в парообразном или жидком состоянии, двуокись углерода, азот; воду, смешанную с одной или более солями, полимерами и/или поверхностно-активными веществами; другие газы, другие жидкости, и/или смеси указанных веществ.
В некоторых воплощениях скважина 612, через которую добывают нефть и/или газ, принадлежит группе 204 скважин, а скважина 632, которую используют для закачивания состава, повышающего нефтеотдачу, принадлежит к группе 202 скважин.
В некоторых воплощениях скважина 612, через которую добывают нефть и/или газ, принадлежит группе 202 скважин, а скважина 632, которую используют для закачивания состава, повышающего нефтеотдачу, принадлежит к группе 204 скважин.
Фиг.6 иллюстрирует систему 700 для некоторых воплощений изобретения. Система 700 включает подземный пласт 702, пласт 704, пласт 706 и пласт 708. Оборудование и устройства 710 для ведения добычи установлены на поверхности. Скважина 712 пересекает пласты 702 и 704 и снабжена отверстиями в месте нахождения пласта 706. Участки пласта 706 образуют купол 714, который может захватывать жидкую фракцию и/или газ. В пласте 706 имеются трещины, карсты и/или пустоты 707, которые обеспечивают каналы для протекания текучей среды с низким гидравлическим сопротивлением из скважины 712 к скважине 732 и наоборот. При добыче жидкой фракции и/или газа из пласта 706, они перемещаются вверх по скважине 712 к наземному оборудованию и устройствам 710 для ведения добычи. Газ и жидкость могут быть разделены, и газ может быть направлен на обработку и в хранилище 716 газа, а жидкость может быть направлена на обработку и в хранилище 718 жидкости. Оборудование и устройства 710 для добычи приспособлены для производства и/или хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, который может быть приготовлен и может храниться в резервуаре 730. Сероводород и/или другие серосодержащие соединения из скважины 712 могут быть направлены в резервуар 730 для производства и хранения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта.
На первой стадии смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают по скважине 732 вниз до достижения участков 734 пласта 706. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи проходит через пласт 706 и способствует добыче нефти и газа из трещин, карстов и/или пустот 707, и затем этот состав весь может быть извлечен через скважину 712 и направлен к наземному оборудованию 710 для ведения добычи. После этого состав для повышения нефтеотдачи может быть направлен на рециркуляцию, например, посредством испарения состава, его конденсации или фильтрования или химического реагирования с последующим закачиванием состава в скважину 732.
На второй стадии осуществляют реверс потока, и смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают по скважине 712 вниз к пласту 706. Смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи проходит через пласт 706 и способствует извлечению нефти и газа из трещин, карстов и/или пустот 707, и затем весь этот состав может быть извлечен через скважину 732 и направлен к наземному оборудованию 710 для ведения добычи. После этого состав для повышения нефтеотдачи может быть направлен на рециркуляцию, например, посредством испарения состава, его конденсации или фильтрования или химического реагирования с последующей закачиванием состава в скважину 712.
В некоторых воплощениях на третьей стадии смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, который имеет бóльшую плотность, чем содержащиеся в пласте 706 нефть и/или газ, нагнетают в нижнюю часть скважины 732, вблизи поверхности разделения пластов 706 и 708. При этом интенсивность нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи можно регулировать так, чтобы ее величина была близка интенсивности впитывания этого состава в породу, окружающую имеющиеся в пласте трещины, карсты и/или пустоты 707. Указанные состав и нефть и/или газ добывают через скважину 712 из верхней части купола 714, вблизи поверхности раздела пластов 706 и 704. Поскольку плотность нефти и/или газа меньше плотности состава, этот состав создает подъемную силу для нефти и/или газа, т.е. придает им плавучесть. Нефть и/или газ, естественно, всплывают относительно смеси от нижнего уровня, находящегося вблизи места нагнетания состава из скважины 732, к месту добычи, находящемуся у скважины 712.
В некоторых воплощениях, в качестве четвертой стадии смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта может быть извлечен посредством закачивания в пласт жидкости и/или газа, имеющих меньшую плотность, чем плотность состава, через верхнюю часть скважины 712, что вынуждает состав опускаться вниз к нижней части скважины 732. После этого состав может быть извлечен из скважины 732.
В некоторых воплощениях в качестве четвертой стадии смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может быть извлечен из пласта посредством закачивания в него водяного пара и/или горячей воды через верхнюю часть скважины 712. Горячая вода и/или водяной пар способствуют испарению состава, находящегося в пласте месторождения. После этого состав в виде паров может быть эффективно удален из скважины 732.
В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи включает сероуглерод или составы, содержащие сероуглерод. В некоторых воплощениях менее плотный газ или жидкость представляет собой двуокись углерода, азот, или смеси, содержащие двуокись углерода или азот.
В некоторых воплощениях на третьей стадии смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, который имеет меньшую плотность, чем содержащиеся в пласте 706 нефть и/или газ, нагнетают в пласт через верхнюю часть скважины 712 в куполообразную структуру 714, вблизи поверхности разделения пластов 706 и 704. При этом интенсивность нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи можно регулировать так, чтобы ее величина была близка интенсивности впитывания этого состава в породу, окружающую имеющиеся в пласте трещины, карсты и/или пустоты 707. Указанные состав и нефть и/или газ добывают из нижней части скважины 732, вблизи поверхности раздела пластов 706 и 708. Поскольку плотность нефти и/или газа больше плотности состава, нагнетание этого состава обуславливает опускание нефти и/или газа вниз. Нефть и/или газ, естественно, опускаются ниже уровня нахождения смеси, а именно от верхнего уровня, находящегося вблизи места нагнетания состава из скважины 732, к более низкому уровню, на котором производится добыча, месту добычи - у скважины 732,
В некоторых воплощениях в качестве четвертой стадии смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи может быть извлечен посредством нагнетания жидкости и/или газа, более плотных, чем состав, через нижнюю часть скважины 732, что принуждает состав всплывать вверх к верхней части скважины 712. После этого состав может быть удален через скважину 712.
В некоторых воплощениях первая и вторая стадии могут быть осуществлены в виде ряда последовательных циклов, например, до тех пор, пока основная часть нефти и/или газа не будет извлечена из трещин, карстов и/или пустот 707, и/или до тех пор, пока состав, повышающий нефтеотдачу пласта, протекает относительно свободно в указанных трещинах, карстах и/или пустотах 707.
В некоторых воплощениях одна первая стадия и одна вторая стадия образуют один цикл, который может продолжаться в течение приблизительно от 2 дней до 20 дней, например, от приблизительно 5 дней до приблизительно 7 дней. В некоторых воплощениях может быть реализовано от приблизительно 4 до приблизительно 20 циклов, включающих первую и вторую стадии.
В некоторых воплощениях некоторое количество состава для повышения нефтеотдачи или состава для повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, может быть закачано в скважины 712 и/или 732, после чего закачивают другую компоненту с тем, чтобы создать вынужденное движение состава для повышения нефтеотдачи или состава для повышения нефтеотдачи, смешанного с другими компонентами, через пласт 706, например, закачивают воздух; воду в парообразном или жидком состоянии; двуокись углерода; азот; воду, смешанную с одной или более солями, полимерами и/или поверхностно-активными веществами; другие газы; другие жидкости; и/или смеси указанных веществ.
В некоторых воплощениях скважина 712, которую используют для добычи нефти, относится к скважинам группы 202 скважин, а скважина 732, используемая для закачивания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, относится к скважинам группы 204 скважин. В некоторых других воплощениях скважина 712, которую используют для добычи нефти, относится к скважинам группы 204 скважин, а скважина 732, используемая для закачивания смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, относится к скважинам группы 202 скважин.
В некоторых воплощениях добытые нефть и/или газ могут быть транспортированы в оборудование для очистки и переработки. Нефть и/или газ могут быть переработаны для получения промышленных продуктов, таких как транспортные топлива, например бензин и дизельное топливо, горючее для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры. Переработка может включать перегонку или фракционирование нефти и/или газа с получением одной или более фракций перегонки. В некоторых воплощениях нефть и/или газ, и/или одна или большее количество фракций перегонки могут быть подвержены переработке посредством одного или более из нижеследующих процессов: каталитический крекинг, гидрокрекинг, гидропереработка, коксование, термический крекинг, перегонка, риформинг, полимеризация, изомеризация, алкилирование, смешивание, введение добавок и депарафинизация.
В соответствии с одним воплощением изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающий нагнетание через первую скважину в пласте состава для повышения нефтеотдачи пласта; создание вынужденного течения нефти и/или газа в направлении второй скважины в том же пласте; добычу нефти и/или газа из указанной второй скважины; нагнетание агента, способствующего извлечению текучей среды, во вторую скважину; создание вынужденного течения состава для повышения нефтеотдачи пласта в направлении первой скважины; извлечение состава для повышения нефтеотдачи пласта из первой скважины. В некоторых воплощениях первая скважина, кроме того, представляет собой скважину из первого множества скважин, а вторая скважина, кроме того, представляет собой скважину из второго множества скважин, при этом скважина первого множества скважин находится на расстоянии от 10 м до 1 километра от одной или более соседних скважин второго множества скважин. В некоторых воплощениях подземный пласт расположен ниже массы воды. В некоторых воплощениях состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи, кроме того, проведение процесса включает закачивание в пласт не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи, осуществляемое после закачивания в этот пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях состав для повышения нефтеотдачи пласта выбирают из группы, в которую входят состав с сероуглеродом, сероводород, двуокись углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические углеводороды С2-С6, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, сольвент-нафта, растворитель битума, керосин, ацетон, ксилен, трихлорэтан, и их смеси. В некоторых воплощениях не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта выбирают из группы, в которую входят вода в виде пара или жидкости, двуокись углерода, азот, воздух и их смеси. В некоторых воплощениях первое множество скважин включает в себя от 5 до 500 скважин, второе множество скважин также включает от 5 до 500 скважин. В некоторых воплощениях состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой состав с сероуглеродом. В некоторых воплощениях состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой состав с сероуглеродом, при этом способ, кроме того, включает производство состава с сероуглеродом. В некоторых воплощениях подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость в интервале от 100 до 5000000 сантипуаз. В некоторых воплощениях состав для повышения нефтеотдачи имеет плотность, большую, чем плотность нефти и/или газа. В некоторых воплощениях состав для повышения нефтеотдачи имеет плотность большую, чем плотность агента, способствующего извлечению из пласта текучей среды. В некоторых воплощениях агент, способствующий извлечению текучей среды, представляет собой газ, выбранный из двух газов, включающих азот и двуокись углерода. В некоторых воплощениях нефть и/или газ плавает на поверхности состава для повышения нефтеотдачи пласта. В некоторых воплощениях агент, способствующий извлечению текучей среды, плавает на поверхности состава для повышения нефтеотдачи пласта.
В соответствии с одним воплощением изобретения раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий закачивание из первой скважины смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в имеющиеся в пласте трещины, карсты и/или пустоты в течение первого периода времени; добычу нефти и/или газа из указанных трещин, карстов и/или пустот через вторую скважину в течение первого периода времени; закачивание в трещины, карсты и/или пустоты смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение второго периода времени из второй скважины; добычу нефти и/или газа из указанных трещин, карстов и/или пустот через первую скважину в течение второго периода времени. В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой состав с сероуглеродом. В некоторых воплощениях закачивание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи включает закачивание в указанный пласт состава с сероуглеродом в смеси с одним или большим количеством углеводородов; соединений серы, отличающихся от сероуглерода; двуокиси углерода; монооксида углерода; или смесей указанных веществ. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает нагревание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи перед нагнетанием этого состава в пласт или при его нахождении внутри пласта. В некоторых воплощениях смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи нагнетают под давлением, превышающим первоначальное давление в продуктивном пласте, измеренное перед началом нагнетания сероуглерода, при этом указанное превышение находится в интервале от 0 до 37000 кПа. В некоторых воплощениях подземный пласт имеет проницаемость в интервале от 0,0001 до 15 дарси, например, в интервале от 0,001 до 1 дарси. В некоторых воплощениях нефть, присутствующая в подземном пласте перед нагнетанием в него указанного состава, имеет вязкость в интервале от 20 до 2000000 сантипуаз, например, от 1000 до 500000 сантипуаз. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает превращение, по меньшей мере, части извлеченной нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, в которую входят транспортные топлива, такие как бензин и дизельное топливо, а также горючее для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры.
В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает повторение первого и второго периодов времени до тех пор, пока состав свободно протекает через трещины, карсты и пустоты. В некоторых воплощениях способ включает также впитывание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в основную массу породы пласта в течение третьего периода времени посредством закачивания состава из первой скважины. В некоторых воплощениях способ включает также добычу нефти и/или газа из основной массы породы пласта через вторую скважину в течение третьего периода времени. В некоторых воплощениях способ, кроме того, включает извлечение смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта из первой скважины посредством закачивания во вторую скважину агента, способствующего извлечению смешивающегося состава.
Специалистам в данной области техники будет очевидно, что возможны многие модификации и варианты описанных выше воплощений изобретения, схем размещения, веществ и способов без выхода за пределы сущности и объема изобретения. Соответственно, объем приведенных ниже пунктов формулы изобретения и их функциональные эквиваленты не должны быть ограничены конкретными воплощениями, описанными и иллюстрируемыми в настоящем описании, поскольку они по своей сути являются лишь примерами.
1. Способ добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающий:
нагнетание состава для повышения нефтеотдачи в первую скважину в пласте; создание вынужденного течения нефти и/или газа в направлении второй скважины в пласте; добычу нефти и/или газа из второй скважины;
нагнетание агента, способствующего извлечению текучей среды, во вторую скважину; создание вынужденного течения состава для повышения нефтеотдачи в направлении первой скважины в пласте; и добычу состава для повышения нефтеотдачи из первой скважины, при этом состав для повышения нефтеотдачи имеет плотность большую, чем плотность агента, способствующего извлечению текучей среды.
2. Способ по п.1, в котором первая скважина, кроме того, входит в состав первого множества скважин, а вторая скважина входит в состав второго множества скважин, при этом скважина первого множества скважин расположена на расстоянии в интервале от 10 м до 1 км от одной или более соседних с ней скважин второго множества скважин.
3. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором подземный пласт расположен ниже массы воды.
4. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта, при этом способ включает процесс нагнетания в пласт не смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта, после нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта.
5. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором состав для повышения нефтеотдачи пласта выбирают из группы, включающей состав с сероуглеродом, сероводород, двуокись углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические углеводороды С2-С6, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, сольвент-нафта, растворитель нефтяного битума, керосин, ацетон, ксилен, трихлорэтан, и их смеси.
6. Способ по п.4, в котором не смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта выбирают из группы, в которую входят вода в парообразном или жидком состоянии, двуокись углерода, азот, воздух и их смеси.
7. Способ по п.2, в котором первое множество скважин включает в себя от 5 до 500 скважин, и второе множество скважин включает от 5 до 500 скважин.
8. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой состав с сероуглеродом.
9. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой состав с сероуглеродом, при этом способ, кроме того, включает приготовление состава с сероуглеродом.
10. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость в интервале от 100 от 5000000 сП.
11. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором состав для повышения нефтеотдачи имеет плотность, большую, чем плотность нефти и/или газа.
12. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором агент, способствующий извлечению текучей среды, выбирают из группы веществ, включающих азот, двуокись углерода, горячую воду, водяной пар и смесь указанных веществ.
13. Способ по п.1, в котором нефть и/или газ плавают на поверхности состава, повышающего нефтеотдачу пласта.
14. Способ по п.12, в котором агент, способствующий извлечению текучей среды, плавает на поверхности состава, повышающего нефтеотдачу пласта.
15. Способ добычи нефти и/или газа, включающий нагнетание в имеющиеся в пласте трещины, карсты и/или пустоты смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в течение первого периода времени через первую скважину;
добычу нефти и/или газа из указанных трещин, карстов и/или пустот через вторую скважину в течение первого периода времени;
нагнетание в указанные трещины, карсты и/или пустоты смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в течение второго периода времени через вторую скважину;
и добычу нефти и/или газа из трещин, карстов и/или пустот пласта через первую скважину в течение второго периода времени,
при этом смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта является составом с сероуглеродом.
16. Способ по п.15, в котором нагнетание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой нагнетание состава с сероуглеродом в пласт в смеси с одним или более углеводородами; серосодержащими соединениями, отличающимися от сероуглерода; двуокисью углерода; оксидом углерода; или их смесями.
17. Способ по любому из пп.15 и 16, кроме того, включающий нагревание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта перед нагнетанием в пласт указанного состава или при его нахождении внутри пласта.
18. Способ по любому из пп.15 и 16, в котором смешивающийся состав для повышения нефтеотдачи пласта нагнетают под давлением, превышающим первоначальное давление в пласте, измеренное перед началом указанного нагнетания, на величину в интервале от 0 до 37000 кПа.
19. Способ по любому из пп.15 и 16, в котором подземный пласт имеет проницаемость в интервале от 0,0001 до 15 Д, например проницаемость от 0,001 до 1 Д.
20. Способ по любому из пп.15 и 16, в котором нефть, находящаяся в подземном пласте перед нагнетанием в него указанного состава, имеет вязкость в интервале от 20 до 2000000 сП, например от 100 до 500000 сП.
21. Способ по любому из пп.15 и 16, кроме того, включающий переработку, по меньшей мере, части добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы материалов, в которую входят транспортные топлива, такие, как бензин, дизельное топливо, а также топливо для отопительных целей, смазки, химические реагенты и/или полимеры.
22. Способ по любому из пп.15 и 16, кроме того, включающий повторение первого и второго периодов времени до тех пор, пока состав свободно протекает через трещины, карсты и/или пустоты.
23. Способ по любому из пп.15 и 16, кроме того, включающий впитывание смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта в основную массу породы пласта в течение третьего периода времени при нагнетании указанного состава через первую скважину.
24. Способ по любому из пп.15 и 16, кроме того, включающий добычу нефти и/или газа из породы пласта через вторую скважину в течение третьего периода времени.
25. Способ по любому из пп.15 и 16, кроме того, включающий извлечение смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи из первой скважины за счет нагнетания во вторую скважину агента, способствующего извлечению указанного состава.
