Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти

Авторы патента:


Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти
Многостадийный способ экстракции растворителем для залежей тяжелой нефти

 


Владельцы патента RU 2547861:

Н-СОЛВ ХЕВИ ОЙЛ КОРПОРЕЙШН (CA)

Группа изобретений относится к добыче тяжелых углеводородов. Технический результат - максимизация разжижения тяжелой нефти и, как следствие, максимизация ее извлечения. В способе многостадийной экстракции in situ тяжелой нефти из пластов с применением растворителя сначала удаляют жидкости и газы из зон контакта с тяжелой нефтью для увеличения поверхности раздела неизвлеченной тяжелой нефти, подлежащей контакту с растворителем. Затем закачивают растворитель в виде пара в указанные зоны для повышения давления в пласте вплоть до образования достаточного количества растворителя в виде жидкости, чтобы обеспечить контакт с увеличенной поверхностью раздела тяжелой нефти. Затем изолируют пласт на время, достаточное, чтобы обеспечить диффузию растворителя в неизвлеченную нефть через поверхность раздела на этапе созревания, для получения смеси растворителя и нефти с пониженной вязкостью. Измеряют один или более параметров пласта для определения степени разжижения растворителем неизвлеченной нефти в пласте. Начинают извлечение нефти из пласта на основе гравитационного дренажа после того, как вязкость смеси станет достаточно низкой, чтобы позволить ей протекать через пласт к эксплуатационной скважине. 2 н. и 17 з. п. ф-лы, 11 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к экстракции углеводородов и, более конкретно, к экстракции тяжелой нефти из подземных формаций. В частности, изобретение относится к многостадийному способу экстракции тяжелой нефти, который можно применять, например, после того, как первичная экстракция становится неэффективной. Главным образом, настоящее изобретение относится к улучшенному основанному на применении растворителей многостадийному способу экстракции тяжелой нефти.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Термин «тяжелая нефть» имеет широкое определение, но обычно под тяжелой нефтью подразумевается до некоторой степени разложившаяся и вязкая нефть, которая может содержать битумы. Тяжелая нефть в пластовых условиях обычно имеет низкую подвижность, поэтому пласт трудно разрабатывать, и он имеет очень низкий коэффициент нефтеотдачи. Тяжелая нефть обычно является более вязкой, чем легкая или обычная нефть, но менее вязкой, чем битумы, которые могут быть обнаружены в нефтяном песке. Под тяжелой нефтью обычно понимается нефтепродукт, плотность которого в градусах АНИ (Американского нефтяного института) находится в диапазоне от приблизительно 10 до 22 при вязкости, составляющей от приблизительно 100 до 10000 сантипуаз. В контексте настоящего описания под тяжелой нефтью понимается нефть, соответствующая приведенному определению.

Тяжелая нефть In situ (на месте) имеется в больших количествах, но ее трудно извлекать. Недавний (2003) расчет ресурса, проведенный Геологическим управлением США с использованием предполагаемого коэффициента нефтеотдачи 19%, оценивает теоретически извлекаемые запасы тяжелой нефти только на территории Северной Америки в 35,3 миллиардов баррелей. Этот расчет USGS (от англ. - United States Geological Survey) подразумевает, что общий внутренний ресурс тяжелой нефти на территории Северной Америки составляет приблизительно 200 миллиардов баррелей, и что более 80% этих внутренних запасов тяжелой нефти являются неизвлекаемыми при применении лучших современных экстракционных технологий. Отчет USGS также утверждает, что мировой ресурс тяжелой нефти составляет 3,3 триллиона баррелей, и что 87% этого ресурса являются неизвлекаемыми или трудноизвлекаемыми при помощи современной технологии. Таким образом, имеется существенная коммерческая заинтересованность в улучшении технологии экстракции нефти. Более конкретно, если улучшение экстракционной технологии приведет к увеличению нефтеотдачи тяжелой нефти с сегодняшних 13% всего лишь до 25%, то это выразится в мировых масштабах в дополнительных 400 миллиардах баррелей извлекаемой нефти.

Битуминозные нефтяные пески в Канаде привлекают большое внимание благодаря огромному содержанию в них углеводородов. Однако достаточно небольшого увеличения среднего мирового коэффициента нефтеотдачи тяжелой нефти, с 13% до 18% от пластовой нефти, чтобы получить дополнительно количество нефти, равное оценке промышленных запасов нефти в канадских нефтяных песках.

Учитывая нефтяной пик и ограниченные возможности открытия новых месторождений, извлечение трудноизвлекаемой тяжелой нефти становится все более важным. Кроме того, очень желательно иметь возможность дополнительного извлечения нефти при помощи энергосберегающих экстракционных технологий. Давно является общепризнанным, что растворители имеют теоретический потенциал для придания подвижности и извлечения трудноизвлекаемой тяжелой нефти. Теоретически растворитель не требует применения высоких температур и, следовательно, отсутствует высокое энергопотребление и выбросы парниковых газов, столь характерные, например, для паровых процессов экстракции битумов.

В настоящее время, используя самые совершенные существующие модели, основанные на компьютерном моделировании, специалисты в данной области техники хорошо поняли, что растворитель быстро и глубоко диффундирует в пластовую тяжелую нефть. Это описано в опубликованных результатах компьютерного моделирования (Tadahiro et al., май 2005 JCPT, стр.41, фиг.18), которые показывают проникновение пропанового растворителя на 8 метров (25 футов) от края паровой камеры в тяжелую нефть с вязкостью, составляющей 5200 сантипуаз. Das (2005 SPE paper 97924 фиг.12) сообщает также, что можно ожидать, что пропановый растворитель проникнет на 5 метров за край камеры в месторождении Атабаски.

Однако лабораторные исследования, проведенные автором изобретения (Nenniger CIPC paper 2008-139, фиг.1 и 2), показали, что механизм экстракции растворителями для тяжелой нефти и нефтяных песков сильно отличается от прогнозируемого компьютерным моделированием. В частности, вместо глубокой диффузии растворителя в нефтеносную зону наблюдается формирование растворителем выраженной границы раздела с неразжиженной нефтью, которая может быть названа поверхностью разрыва концентрации. Поверхность разрыва концентрации возникает из-за того, что растворитель с трудом диффундирует или проникает в нефть высокой вязкости, такую как тяжелая нефть или битумы. В ходе эксперимента на моделирующем пласте автор изобретения наблюдал осаждение асфальтена на расстоянии длины пор от сырого битума, что означает, что градиент концентрации на малых расстояниях очень велик.

Характерный физический масштаб наблюдаемого процесса разжижения растворителем тяжелой нефти - это длина отдельных пор, которая составляет приблизительно 100 микрон в песке с проницаемостью, составляющей 5 дарси. Предположение, что две поддающиеся смешиванию углеводородные жидкости, такие как нефть и растворитель, смешаются быстро и легко, представлялось вполне разумным и подтверждалось моделированием Tadahiro и Das. Поэтому экспериментальное обнаружение концентрационного скачка было неожиданным. Более конкретно, обнаружение поверхности разрыва концентрации показало, что общепринятое мнение относительно быстрого разжижения тяжелой нефти и битумов в результате диффузии растворителя ошибочно.

Ранее, в предшествующем уровне техники, было сделано множество попыток разработки экстракционных процессов на основе растворителей. Например, в патенте US 5720350 описан способ извлечения нефти, остающейся в пласте обычной нефти после первоначального извлечения обычной нефти. В этом способе применен гравитационный дренаж из формации, при котором поддающийся смешиванию с нефтью растворитель, плотность которого несколько выше, чем плотность содержащегося в газовой шапке газа, закачивают в формацию над уровнем жидкости. После закачки растворителя добычу нефти начинали из нижней части формации. Идея заключалась в том, что растворитель вытесняет оставшуюся нефть в эксплуатационную скважину. Однако традиционное извлечение обычно является очень хорошим - извлечено может быть от 30% до 60% или более пластовой нефти, - следовательно, для извлечения сколько-нибудь значительной части оставшейся нефти могут потребоваться очень большие и потенциально неэкономичные объемы растворителя.

В патенте US 5273111 описан способ извлечения углеводородов посредством смещенных вбок и по вертикали горизонтальных скважин, в котором применяют непрерывный процесс, сочетающий гравитационный дренаж и вытеснение или перемещение газом (т.е. вытеснение давлением) для добычи нефти из вертикальных и горизонтальных скважин особой конфигурации. В этом патенте указано, что конфигурация скважин должна быть оптимизирована для снижения конусообразования и прорыва растворителя в пространство между скважинами: но применение вытеснения или перемещения газом приведет к селективному извлечению через части пласта, имеющие более высокую проницаемость. Таким образом, хотя конусообразование и прорыв растворителя могут быть уменьшены, они все же останутся значительными, и, следовательно, по-видимому, процесс вытеснения не захватит большую часть трудноизвлекаемой нефти.

В патенте US 5065821 описан способ закачки газа в неразработанный пласт с горизонтальными и вертикальными скважинами, включающий в себя закачку газа через первую вертикальную скважину одновременно с осуществлением циклической закачки, пропитки и извлечения газа через горизонтальную скважину, после чего устанавливается соединение с вертикальной скважиной, вертикальная скважина становится эксплуатационной скважиной, а горизонтальная скважина становится нагнетательной скважиной. Этот способ также основан на непрерывной закачке газообразного растворителя (т.е. вытеснении давлением) в пласт после установления соединения между скважинами. На начальных этапах очень трудно доставить растворитель в неразработанный пласт для диффузии в нефть и ее разжижения, что делает способ медленным и непрактичным.

В патентной заявке Канады №2494391 на имя Nexen описана другая экстракционная технология на основе растворителей, в которой применена непрерывная закачка растворителя или экстракция, которую можно характеризовать как вытеснение или перемещение растворителем в системе горизонтальных и вертикальных скважин. Однако и здесь любая попытка вытолкнуть нефть при помощи вытеснения растворителем приводит к быстрому конусообразованию, закорачиванию, отсутствию захвата части трудноизвлекаемой нефти и лишь минимальному извлечению.

Несмотря на наличие этих и множества других предыдущих попыток улучшить способ экстракции тяжелой нефти на основе растворителей, результаты остаются неудовлетворительными. Очевидно, что необходимо достичь иного и значительно лучшего понимания того, как эффективно использовать растворители для улучшения извлечения тяжелой нефти с тем, чтобы увеличить захват тяжелой нефти растворителем. Необходимо разработать такой способ экстракции нефти растворителем, который учитывал бы медленность проникновения растворителя в пластовую тяжелую нефть и был бы непосредственно направлен на решение этой проблемы.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Теперь ясно, что первоначальное проникновение растворителя в нефть является очень медленным. С другой стороны, как только небольшое количество растворителя - возможно, достаточно одного или двух процентов, - продиффундирует в нефть, содержащуюся в отдельной поре в продуктивной зоне, дальнейшее разжижение частично разжиженной нефти происходит очень быстро. Это создает отчетливую границу раздела между растворителем/разжиженной нефтью и тяжелой нефтью, которая медленно продвигается через продуктивную зону пласта от поры к поре. Настоящее изобретение предлагает способ и процесс, учитывающие это медленное продвижение фронта растворителя и, следовательно, задачей изобретения является обеспечение эффективного и предсказуемого придания подвижности трудноизвлекаемой in situ (на месте) тяжелой нефти и извлечения больших объемов нефти.

Настоящее изобретение учитывает трудность получения равномерного распространения растворителя в продуктивной зоне пласта тяжелой нефти и предусматривает разделение способа на этапы, способствующие диффузии и однородности растворителя. Малая глубина проникновения и высокий градиент концентрации на поверхности разрыва означают, что скорость разжижения растворителем трудноизвлекаемой нефти на широком основании пласта ограничена двумя ключевыми параметрами, а именно размером поверхности раздела трудноизвлекаемой нефти, доступной для растворителя, и временем, в течение которого растворитель находится в контакте с поверхностью раздела. Степень вязкости смеси растворитель/нефть определяется степенью разжижения растворителем тяжелой нефти, и, в свою очередь, прямо влияет на подвижность смеси тяжелой нефти в пласте и, следовательно, на возможность ее извлечения из эксплуатационной скважины посредством гравитационного дренажа.

В соответствии с настоящим изобретением способ, максимизирующий разжижение тяжелой нефти растворителем, максимизирует возможность извлечения трудноизвлекаемой тяжелой нефти.

Таким образом, настоящее изобретение заключается в процедуре, содержащей несколько этапов, в том числе увеличение поверхности раздела путем удаления блокаторов растворителя из пустот, образованных в пласте в процессе первичной экстракции. Очистка пустот позволяет поместить в пласт большее количество растворителя, что обеспечивает контакт большего количества растворителя с большим количеством трудноизвлекаемой нефти, и тем самым позволяет получить скорость экстракционного процесса, значительно превышающую скорость, возможную в неразрабатываемом пласте или даже в частично разработанном пласте, содержащем пустоты, заполненные блокирующими растворитель пластовыми флюидами и газами. Кроме того, изобретение обеспечивает достаточную продолжительность воздействия для растворителя и нефти на этапе созревания, чтобы позволить растворителю медленно, но в достаточной степени проникать в заполненные нефтью поры и достигать приемлемой степени однородности или разжижения на микромасштабном уровне по всему пласту. В соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения степень созревания in situ является измеряемой, что позволяет определить момент, когда следует перейти к следующему этапу процесса экстракции, состоящему в реальном извлечении нефти из пласта посредством гравитационного дренажа.

Таким образом, в соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения предлагается способ многостадийной экстракции нефти in situ в пластовых условиях для пластов тяжелой нефти, причем способ основан на применении растворителя и включает в себя следующие этапы:

а. удаление жидкостей и газов из зон контакта с тяжелой нефтью для увеличения поверхности раздела неизвлеченной тяжелой нефти, подлежащей контакту с растворителем;

b. закачка растворителя в виде пара в указанные зоны для повышения давления в пласте вплоть до образования достаточного количества растворителя в жидком виде, чтобы обеспечить контакт с увеличенной поверхностью раздела тяжелой нефти;

с. изолирование пласта на этапе созревания на время, достаточное, чтобы обеспечить диффузию растворителя в неизвлеченную нефть через поверхность раздела, для получения смеси растворителя и нефти с пониженной вязкостью;

d. измерение одного или более параметров пласта с тем, чтобы убедиться в степени разжижения растворителем неизвлеченной нефти в пласте, и

е. извлечение нефти из пласта на основе гравитационного дренажа после того, как вязкость смеси станет достаточно низкой, чтобы позволить ей протекать через пласт к эксплуатационной скважине.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Ниже предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения, приведенные только в качестве примеров, будут описаны со ссылками на прилагаемые чертежи.

На фиг.1 представлен целевой пласт тяжелой нефти с горизонтальной скважиной, расположенной у низа продуктивной зоны, и вертикальная нагнетательная скважина.

На фиг.2 представлен график зависимости общей пропускающей способности для типичного пласта тяжелой нефти от проницаемости в миллидарси.

На фиг.3 представлен график зависимости давления в пласте от времени для примера пласта в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг.4 представлен график зависимости вязкости от температуры для различных соотношений растворителя и нефти в тяжелой нефти, разжиженной растворителем.

На фиг.5 представлена кривая давления пара конкретного растворителя, этана, в зависимости от объемной концентрации этана, растворенного в тяжелой нефти, в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг.6 представлено время прохождения растворителем заданного расстояния через пласт тяжелой нефти (в сутках) за счет разжижения тяжелой нефти в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг.7 представлена расчетная скорость извлечения нефти для горизонтальной скважины длиной 800 м с 10-метровой продуктивной зоной в зависимости от степени разжижения растворителем нефти для пласта со средней проницаемостью в 1 дарси в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг.8 представлена расчетная скорость извлечения нефти для горизонтальной скважины длиной 800 м с 10-метровой продуктивной зоной в зависимости от степени разжижения растворителем нефти для пласта со средней проницаемостью в 7 дарси в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг.9 представлена расчетная стоимость растворителя на один кубический метр извлеченной нефти для пласта тяжелой нефти с проницаемостью в 7 дарси по фиг.7 в зависимости от объемной концентрации растворителя в нефти (для этана или C2), принимая, что в соответствии с настоящим изобретением растворитель в конечном счете извлекается в процессе продувки.

На фиг.10 представлена зависимость давления в пласте от времени в соответствии с настоящим изобретением, если растворитель, извлекаемый совместно с нефтью, не закачивается повторно в пласт.

На фиг.11 представлены расчетные объемы закачки и извлечения в зависимости от времени для способа экстракции в соответствии с настоящим изобретением для пласта, имеющего активный водоносный горизонт или пластовое давление другого типа, так что давление в пласте эффективно ограничивается постоянной величиной.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение наиболее применимо для пластов тяжелой нефти, подвергавшихся первичному извлечению и демонстрирующих хорошее ограничение. В соответствии с настоящим изобретением, первичное извлечение приводит к появлению в пласте выработанной зоны, содержащей заполненные газом или водой пустоты. Предпочтительный пласт - это пласт, который подвергался первичному извлечению, в ходе которого было извлечено от 5% до 25% исходной пластовой нефти, причем наиболее предпочтительно от 8% до 15%. Наиболее предпочтительно соответствующий целевой пласт должен иметь значительную толщину продуктивного пласта без горизонтальных барьеров большой протяженности, чтобы при достаточном понижении вязкости тяжелой нефти in situ мог осуществляться гравитационный дренаж. Хотя пласты, прошедшие первичное извлечение, являются предпочтительными, настоящее изобретение пригодно также для неразработанных пластов, содержащих природные дренируемые пустоты, имеющие объем от приблизительно 5% до 25% от исходной пластовой нефти. Примером такого пласта является пласт с водонасыщенностью, составляющей от 20% до 40%, и нефтенасыщенностью, составляющей от 60% до 80%, четко ограниченный в пористой породе.

На фиг.1 схематически представлен целевой нефтяной пласт с вертикальной скважиной 20 и горизонтальной эксплуатационной скважиной 22. Горизонтальная скважина 22 обычно расположена у низа продуктивной зоны 24 и является эксплуатационной скважиной, через которую текущие через пласт флюиды могут быть извлечены посредством гравитационного дренажа. Типичная продуктивная зона 24 содержит слои с разной проницаемостью, обозначенные позициями 28, 30, 32, 34, 36, 38 и 40. Наиболее предпочтительно продуктивная зона 24 ограничена непроницаемым слоем 25 перекрывающих отложений и непроницаемым подстилающим слоем 26, но специалистам в области технологии нефтедобычи ясно, что настоящим изобретением предусмотрена также возможность применения искусственных средств ограничения. Предпочтительно продуктивная зона 24 разработана в полном возможном объеме при помощи обычных технологий первичного извлечения, например холодной добычи тяжелой нефти с песком (CHOPS от англ. «Cold Heavy Oil Production with Sand»), в результате чего в зоне, которую можно назвать зоной извлеченной нефти, остались пустоты значительного объема. Хотя слои 28-40 продуктивной зоны могут быть достаточно однородными, обычно имеются некоторые вариации проницаемости вследствие, например, исходного процесса отложения. Обычно также имеются некоторые естественные вариации в качестве нефти и ее вязкости в зависимости от положения в пласте.

После первичного извлечения нефти из пласта зоны наибольшей проницаемости в продуктивной зоне 24, в этом случае слои 30 и 38, предпочтительно будут выработаны, тогда как зоны 28, 32, 34, 36 и 40, имеющие несколько меньшую проницаемость, в основном не будут затронуты и, таким образом, будут содержать больше трудноизвлекаемой нефти. Если пласт первично разрабатывали без пластового давления, разработанные зоны, по-видимому, будут также обладать некоторой газонасыщенностью, поскольку, как это естественно происходит in situ, растворенный газ выделяется из раствора и заполняет поры по мере извлечения нефти. В пустотах зон извлеченной нефти продуктивной зоны будут, по-видимому, также присутствовать значительные количества воды или соляного раствора, особенно там, где было применено заводнение. Растворитель закачивают, как показано стрелкой 44, в вертикальную скважину 20, а смесь 46 смешанного растворителя и нефти извлекают, например, при помощи насоса 48.

На фиг.2 кривая 49 показывает, что нефтяной пласт с некоторой «средней» проницаемостью обычно содержит большое разнообразие пор разных размеров и, следовательно, по-видимому, имеет распределение проницаемости в широких пределах, которое сильно изменяется от одной поры к другой, а также от одного слоя к другому. Это значит, что любой процесс экстракции, основанный на вытеснении газом или жидкостью (в котором давление газа или жидкости применяют для выталкивания нефти из формации), страдает тем недостатком, что вытесняющая жидкость, например раствор, движется преимущественно прежде всего через самые большие поры с наибольшей проницаемостью, и, таким образом, обходит значительные количества нефти, содержащейся в более мелких порах с меньшей проницаемостью. Такая нефть, оставшаяся после прохождения вытесняющей жидкости, не обладающая подвижностью при скоростях промышленного извлечения в пластовых условиях, и является трудноизвлекаемой нефтью. Это явление невовлечения части нефти в процесс экстракции создает особенно большую проблему для экстракционных процессов на основе растворителя, поскольку растворитель имеет тенденцию к разжижению нефти вдоль путей с наибольшей проницаемостью, что усугубляет проблему закорачивания и конусообразования. Существует несколько способов физического измерения и определения неоднородности естественной проницаемости продуктивной зоны, включая каротажные устройства и измерения пористости. Итак, фиг.2 показывает, что значительная часть нефти задерживается в порах с меньшей проницаемостью в продуктивной зоне.

На фиг.3 представлена последовательность этапов экстракции в соответствии с одним из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения в виде последовательности изменений давления в пласте с течением времени. На фиг.3 представлены этап 50 создания пустот, этап 52 закачки растворителя, этап 54 созревания и этап 56 извлечения нефти с одновременным возвращением растворителя в формацию и этап 58 продувки растворителя. Все эти предпочтительные этапы будут подробнее рассмотрены ниже. На фиг.3 представлен схематический график процесса в соответствии с настоящим изобретением в применении к пласту, в котором в качестве растворителя используется этан, исходная температура в пласте составляет 20°С и повышается затем до 24°С (см. фиг.4), а значения пористости пласта и вязкости трудноизвлекаемой тяжелой нефти соответствуют принятым.

Первый этап 50 создания пустот осуществляют как этап предварительной обработки, или подготовительный этап. Подвижные флюиды и газы, которые для ясности будут далее называться блокаторами растворителя, откачивают или экстрагируют из пласта. Наиболее предпочтительно эти блокаторы растворителя могут быть извлечены через уже имеющиеся скважины, оставшиеся после этапа первичного извлечения, но в некоторых случаях предпочтительной может являться установка горизонтальной скважины, ведущей к нижней части формации, и применение ее для извлечения блокаторов растворителя. Считается, что наиболее сильными блокаторами растворителя являются вода, соляной раствор и метан, и все они возможно присутствуют в пласте после того, как первичное извлечение теряет эффективность. Созданию дополнительных пустот в продуктивной зоне 24 может дополнительно содействовать введение в пласт паров растворителя под относительно низким давлением, чтобы удалить как можно больше растворенного в нефти газа и метана. Предпочтительным растворителем является этан, хотя в некоторых условиях пласта можно применять также пропан. Выбор растворителя зависит от некоторых факторов, включающих эффективность растворителя при давлении, имеющемся в данном пласте (которое часто зависит от глубины пласта), и стоимость растворителя на открытом рынке на данный момент времени. Предпочтительно применять этан для пластов, расположенных на глубине, превышающей 1000 футов, и пропан для пластов более мелкого залегания. Создание пустот в соответствии с настоящим изобретением происходит поэтапно, в соответствии с хорошо организованной последовательностью сдвигов для максимизации удаления воды и метана из продуктивной зоны 24 залежи. Таким образом, преимуществом настоящего изобретения является возможность сохранения любой оставшейся после первичного извлечения нефти конфигурации скважин.

Важным аспектом настоящего изобретения также является чистота растворителя. В любой среде со смешанными растворителями, лучше растворимые компоненты преимущественно охотнее диффундируют в нефть, оставляя хуже растворимые компоненты на границе раздела с нефтью. Таким образом, через некоторое время хуже растворимые компоненты концентрируются на границе раздела с нефтью и блокируют диффузию лучше растворимых компонентов в нефть, тем самым мешая процессу разжижения нефти. Таким образом, одним из аспектов настоящего изобретения является замещение относительно нерастворимых элементов, например метана, который может естественно присутствовать в формации, достаточно чистым растворителем в высоких концентрациях, например этаном или пропаном, чтобы хуже растворимые элементы не могли замедлять разжижение нефти или препятствовать ему. Если между нефтью и растворителем присутствует вода, она также действует как барьер для растворителя, и поэтому в соответствии с настоящим изобретением она предпочтительно также должна быть удалена из пустот, насколько возможно. Таким образом, блокаторами растворителя могут являться газ или жидкость в условиях пласта, которые предпочтительно должны быть удалены.

В соответствии с настоящим изобретением этап создания пустот может быть осуществлен при поддержании пластового давления или без этого, в зависимости от условий пласта. В некоторых случаях необходимо применять поддержание пластового давления для минимизации притока из активного водоносного горизонта в процессе создания пустот и следующего этапа загрузки растворителя. В других случаях пласт может быть достаточно изолированным и стабильным, чтобы не требовать такого поддержания пластового давления. Однако настоящее изобретение предусматривает оба типа создания пустот, в зависимости от того, какой из них является наиболее подходящим для условий конкретного пласта.

Следующий этап 52 настоящего изобретения является этапом загрузки растворителя. На этом этапе продолжается введение в пласт растворителя в виде пара для осторожного повышения давления в пласте до величины, чуть превышающей давление насыщения нефти парами растворителя, чтобы заполнить весь объем пустот, созданных на первом этапе, жидким растворителем. В соответствии с настоящим изобретением, путем введения растворителя в виде пара осуществляется попытка распространения растворителя в самые дальние пустоты, а затем, путем повышения давления выше давления насыщения, заполнения жидким растворителем всего объема пустот, созданных на первом этапе. Введение большей части растворителя в виде пара предпочтительно, чтобы обеспечить легкое проникновение растворителя в пустоты во всей продуктивной зоне 24 без образования жидкости или других барьеров для дальнейшего проникновения растворителя. В соответствии с настоящим изобретением на последних стадиях закачки давление закачки достаточно высоко, чтобы большая часть растворителя находилась в плотной жидкоподобной фазе. Для этого необходимо обеспечить достаточный объем растворителя для достаточного разжижения и, следовательно, придания подвижности достаточному количеству трудноизвлекаемой нефти. На этом загрузочном этапе необходимо тщательно контролировать давление закачки во избежание риска возможной потери ограничения пласта с последующей потерей растворителя.

В соответствии с настоящим изобретением существует несколько методик закачки или введения растворителя в зависимости от конкретного пласта. Наиболее предпочтительно введение растворителя осуществляют таким образом, чтобы обеспечить проникновение растворителя в пустоты, созданные на первом этапе способа. В некоторых случаях это лучше всего осуществлять при помощи уже имеющейся вертикальной скважины, достигающей зоны высокой проницаемости пласта. Также может быть предпочтительным применение в вертикальной скважине пакеров или других подобных средств, чтобы обеспечить помещение растворителя в соответствующую зону пустот в пласте. Кроме того, если удаление блокирующих жидкостей из отстойника при помощи горизонтальной скважины достаточно велико, то растворитель также может быть закачан через горизонтальную скважину. В соответствии с настоящим изобретением желательно ввести растворитель как можно ближе к пустотам, созданным на первом этапе настоящего изобретения, чтобы попытаться заполнить эти пустоты насколько это возможно. Каким именно образом это может быть осуществлено, зависит от геологии и параметров конкретного пласта, но это может осуществляться через одну или более вертикальных и горизонтальных скважин одновременно.

Следующим этапом настоящего изобретения является этап 54 выдержки времени, или созревания, на котором предусмотрено достаточно времени для медленной диффузии растворителя в нефть, находящуюся в более мелких и менее доступных порах, разжижения этой нефти и понижения ее вязкости с тем, чтобы получить подвижную полностью разжиженную или гомогенизированную смесь в формации. Этот процесс гомогенизации важен также для обеспечения просачивания нефти в поры, заполненные растворителем, одновременно с просачиванием растворителя в поры, заполненные нефтью. В соответствии с настоящим изобретением такая гомогенизация растворителя в нефти помогает воспрепятствовать невовлечению нефти во взаимодействие с растворителем на фазе эксплуатации. В должным образом ограниченном пласте на этапе созревания давление в пласте падает по мере того, как относительно чистый растворитель смешивается с нефтью, и давление его пара снижается. Это падение давления в пласте происходит в соответствии с законом Генри. В кавернах с чистым растворителем будет сохраняться высокое внутрипоровое давление, характерное для давления пара чистого растворителя. В соответствии с настоящим изобретением форма кривой падения давления и оценка того, достигло ли давление ожидаемого асимптотического значения, может служить полезным критерием для диагностики степени однородности содержания растворителя в нефти по всему пласту. В частности, недостаточное падение давления относительно исходного давления загруженного растворителя является показателем плохого проникновения растворителя.

Настоящее изобретение предусматривает разное время созревания для разных пластов. Одним из параметров является расстояние, на которое распространяется диффузия, которое в некоторых случаях может быть определено, если известны проницаемость и неоднородность пласта. Настоящее изобретение также позволяет предсказать оптимальную продолжительность этапа созревания в зависимости от неоднородности пласта и физических характеристик нефти. Например, скорость разжижения нефти бывает весьма различна, и в то время, как легкая нефть с высоким содержанием первоначальных пустот может достичь однородности за короткое время, например за сутки, для битумов с высокой вязкостью и с низким распределением пустот (и растворителя) может для этого потребоваться продолжительный период, возможно, даже десятки лет.

Теперь ясно, почему в соответствии с настоящим изобретением желательно получить достаточно однородное проникновение или абсорбцию растворителя в нефть. При наличии в пласте двух флюидов, вязкость одного из которых значительно ниже, чем вязкость другого, преимущественно будут извлечены более подвижные компоненты. При достижении достаточной степени неоднородности, будет, по существу, присутствовать только один флюид, а именно нефть, разжиженная растворителем, что повышает вероятность того, что нефти будет придана полная подвижность, что может сильно уменьшить невовлечение нефти во взаимодействие с растворителем и конусообразование. Для каждого пласта, в соответствии с его особенностями, характерно, по-видимому, свое собственное максимальное значение полного извлечения, что связано с естественными аномалиями и т.п. Однако в соответствии с настоящим изобретением предусмотрено, что этап созревания проводится вплоть до максимально возможного в данных условиях (например, при данном объеме пустот) значения, чтобы извлечь максимально возможное количество нефти в условиях пласта из продуктивной зоны. В соответствии с настоящим изобретением также предусмотрено, что в то время, как извлечение нефти уже начато в одной области продуктивной зоны, в другой области одновременно может осуществляться медленное разжижение нефти растворителем, и, таким образом, не всегда необходимо ждать максимального разжижения нефти во всем пласте, чтобы начать этап извлечения в тех случаях, когда процесс добычи в одной части влияет на разжижение растворителем в другой части.

Однако, если этап созревания закончен слишком быстро, то скорее всего, извлекаемый флюид будет состоять, главным образом, из растворителя, содержащего лишь малое количество нефти. Такой результат типичен для многих способов вытеснения из пласта в соответствии с предшествующим уровнем техники, там, где вследствие низкой вязкости вытесняющей текучей среды (т.е. растворителя или пара, или воды, или газа) большая часть целевой нефти не вовлекается в процесс. Следовательно, высокие концентрации растворителя в извлеченного флюида могут являться эффективным диагностическим критерием, позволяющим узнать, достаточной ли была продолжительность созревания, по крайней мере, в цилиндрическом объеме, окружающем эксплуатационную скважину.

Следующим этапом настоящего изобретения является этап 56 извлечения нефти. Если принять, например, что объем закачанного растворителя был достаточен для достижения некоторого объемного содержания растворителя в нефти, то извлеченные флюиды необходимо тщательно контролировать, чтобы отслеживать, не превышает ли содержание в них растворителя этого заданного значения. Если объемное содержание жидкого растворителя в извлеченной смеси растворитель/нефть превышает ожидаемое, значит, растворитель разжижил не всю трудноизвлекаемую нефть, которая должна быть доступна для разжижения, и, по-видимому, значительные количества нефти остались незатронутыми. Если скорость извлечения жидкого растворителя слишком высока по сравнению со скоростью извлечения нефти, значит, следует ограничить скорость нефтедобычи или же снова изолировать пласт для продления этапа 54 созревания, чтобы получить более полное разжижение нефти.

Как указано выше, на этапе извлечения нефти извлекают также растворитель, растворенный в нефти. В соответствии с настоящим изобретением этот растворитель может быть снова закачан в формацию, или может быть продан, или доставлен к следующему месту извлечения нефти, или даже сожжен в факеле или в качестве газового топлива.

В соответствии с настоящим изобретением, если желательно поддерживать достаточно высокую концентрацию растворителя в нефти для понижения вязкости нефти до конкретного заданного значения, давление в процессе извлечения может также быть повышено путем рециркулирования растворителя или путем дополнительной закачки растворителя. Это дает возможность увеличения отношения растворителя к нефти с течением времени, что может быть полезным для поддержания высоких скоростей нефтедобычи без избыточного конусообразования после истощения пласта. Однако дополнительная закачка растворителя также повышает и опасность деасфальтизации растворителя и возможного разрушения формации. Для поддержания давления в конце этапа извлечения нефти, когда количество растворителя в нефти достаточно и блокирование растворителя на поверхности раздела уже не является проблемой, может быть предпочтительна закачка нерастворяющей текучей среды, например метана, азота и т.п.

Последним этапом способа экстракции является этап 58 продувки и извлечения растворителя. Если имеются ограничения на давление, такие как наличие активного водоносного горизонта, то может быть желательным вытеснение растворителя при помощи другого газа, например метана, диоксида углерода или азота.

На фиг.4 представлен график зависимости вязкости типичной тяжелой нефти от степени разжижения нефти растворителем и температуры растворителя. Этот график позволяет оценить понижение вязкости при применении конкретного количества растворителя к конкретной тяжелой нефти. График также показывает, что вязкость чистого растворителя может быть в 100000 раз меньше, чем вязкость природной нефти, так что этап 54 созревания, дающий растворителю достаточно времени для разжижения нефти, очень важен для недопущения невовлечения нефти в процесс разжижения растворителем. В соответствии с настоящим изобретением подобные графики могут быть построены для других комбинаций нефти и растворителя. Начала стрелок 60 и 62 представляют значения вязкости чистого ненагретого растворителя и тяжелой нефти в пластовом флюиде, а острия стрелок показывают, что вязкость однородной смеси нефть/растворитель будет составлять несколько больше 100 сантипуаз. На графике видно, что для этого примера повышение температуры мало, благодаря скрытой теплоте конденсации. Однако в этом конкретном случае ясно, что повышение температуры не привело бы к существенному понижению вязкости. График по фиг.4 также позволяет предсказать вязкость для однородной смеси растворитель/нефть в зависимости от объемного содержания растворителя. Например, увеличение объема растворителя до 20% приведет к понижению вязкости смеси еще в 10 раз, приблизительно до 13 сантипуаз.

На фиг.5 представлена кривая 64 ожидаемого давления пара предпочтительного растворителя этана в зависимости от объемной концентрации этана, растворенного в тяжелой нефти. Давление насыщения для чистого этана при 24°С составляет приблизительно 4100 кПа (абсолютное), т.е. эта величина закачки является минимальным уровнем, необходимым для заполнения объема пустот жидким эквивалентом этана. Общее давление несколько выше, в зависимости от количества метана, оставшегося в пустотах в конце первого этапа создания пустот. Однако при 10% объемной концентрации этана в нефти давление пара этана составляет лишь 1600 кПа (абсолютное). Это означает, что если на этапе созревания будет получена однородная смесь нефти и растворителя, парциальное давление этана упадет с 4100 кПа (абсолютное) до приблизительно 1600 кПа (абсолютное). Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением, давление в пласте выйдет на асимптоту при значении, составляющем приблизительно на 2500 кПа ниже давления закачки. Специалисты в данной области техники понимают, что это предполагает, что пласт является ограниченным и отсутствует поддержание давления при помощи водоносного горизонта или газовой шапки.

Интересно, что если принять, что растворитель проникает так глубоко, как показывает компьютерное моделирование Das и Okazawa, то отклонение давления можно интерпретировать только как потерю растворителя в зоне поглощения и, следовательно, следует ограничить дальнейшую закачку растворителя и начать извлекать растворитель, как можно быстрее. Это описано в патенте 2494391, в соответствии с которым применяют очень высокие градиенты давления для максимизации скорости закачки и извлечения разбавителя из формации.

На фиг.6 показано приблизительное время, необходимое для этапа 54 созревания, в зависимости от расстояния, которое должен пройти фронт растворителя в продуктивную зону 24 для пластов, содержащих in situ углеводороды от битумов до обычной нефти, с кривыми 70 для битумов, 72 для тяжелой нефти и 74 для обычной нефти. Фигура 6 также показывает пользу начального этапа 50 создания пустот, в результате которого увеличивается количество растворителя, который может быть безопасно закачан в целевой пласт на этапе 52, так что расстояние, на которое растворитель должен диффундировать, уменьшается, и время, необходимое для этапа созревания 54, также уменьшается. Например, можно ожидать, что удвоение количества растворителя с 10% до 20% может обеспечить более эффективную дисперсию растворителя в целевой зоне нефтеотдачи и вдвое уменьшить время созревания.

Предполагается, что пласт обычной нефти с продуктивной зоной 24 содержит нефть с вязкостью, составляющей 10 сантипуаз, и имеет проницаемость 100 миллидарси. Предполагается, что проницаемость пласта тяжелой нефти составляет 1 дарси и вязкость нефти составляет 10000 сантипуаз, а проницаемость битума составляет 5 дарси и вязкость 6 млн сантипуаэ. Продолжительность этапа 54 созревания определяется скоростью, с которой поверхность разрыва концентрации продвигается через пласт. Скорость продвижения выведена из корреляции, представленной автором изобретения в предыдущей заявке на патент 2591354.

На фиг.6 представлена также другая кривая 75, характеризующая неподвижную противоточную диффузию, которая является вторым способом оценки скорости диффузии растворителя в пласте. Кривая 75 предполагает, что проникновение растворителя, или расстояние продвижения пропорционально квадратному корню из времени созревания для этой модели. Противоточная модель дает несколько более высокую скорость проникновения на короткие расстояния и значительно более низкую - на большие расстояния для конкретной тяжелой нефти. Хотя для того чтобы выбрать определенную модель скорости проникновения растворителя, требуется калибровка на скважине, обе модели приводят к заключению, что продолжительность проникновения растворителя для относительно коротких расстояний продвижения может быть очень велика (годы или даже десятки лет). Это позволяет оценить преимущества настоящего изобретения, состоящие в достижении широкого рассредоточения растворителя в результате удаления блокаторов растворителя и в минимизации расстояния, которое должен пройти растворитель для вступления в контакт с трудноизвлекаемой тяжелой нефтью.

На фиг.7 представлена кривая 76 ожидаемой скорости нефтеотдачи посредством гравитационного дренажа для горизонтальной скважины длиной 800 м с 10-метровой продуктивной зоной для тяжелой нефти с вязкостью, составляющей 10000 сантипуаз в исходных пластовых условиях. Этот график показывает, что для средней проницаемости в 1 дарси ожидаемая скорость нефтеотдачи составляет только приблизительно 10 м3/сутки. Фиг.7 показывает важность получения достаточной концентрации растворителя в нефти; удвоение концентрации растворителя в нефти с 10% до 20% по объему увеличивает скорость нефтеотдачи в 15 раз. Более того, объемная концентрация растворителя ниже 10% является совершенно бесполезной.

На фиг.8 представлена кривая 78 ожидаемой скорости нефтеотдачи посредством гравитационного дренажа для скважины и нефти по фиг.7, но со средней проницаемостью пласта в 7 дарси. Фиг.8 показывает, что для загрузки растворителя в объемной концентрации, составляющей 10%, со средней проницаемостью пласта в 7 дарси ожидаемая скорость нефтеотдачи составляет 100 м3/сутки. Это означает, что в соответствии с настоящим изобретением весьма предпочтительны продуктивные зоны с более высокой проницаемостью, поскольку они позволяют уменьшить количество растворителя, необходимое для получения заданной скорости нефтеотдачи. Предпочтительно большую часть растворителя извлекают и используют повторно, что позволяет в значительной мере возместить его стоимость.

На фиг.9 с помощью кривой 80 показана расчетная стоимость растворителя для пласта тяжелой нефти с проницаемостью в 7 дарси по фиг.8, с учетом того что растворитель в итоге извлекают либо из добытой смеси растворитель/нефть, либо в процессе окончательной продувки. На фиг.9 показано, что стоимость растворителя на 1 м3 нефтеотдачи уменьшается по мере увеличения объемной концентрации растворителя в добытой смеси растворитель/нефть. Этот неожиданный результат показывает, что большая стоимость растворителя в соответствии с изобретением более чем компенсируется уменьшением времени извлечения (более быстрым извлечением) трудноизвлекаемой нефти, поскольку время тоже стоит денег. Следовательно, здесь мы видим, что способ, направленный на то, чтобы быть дешевым в отношении количества применяемого растворителя, как в большинстве случаев из предшествующего уровня техники, не является экономичным для максимального значения. Фигура 9 дополнительно подчеркивает преимущество начального этапа создания пустот в соответствии с настоящим изобретением, который позволяет максимизировать объем растворителя, доставленного близко к трудноизвлекаемой нефти.

На фиг.10 представлена кривая 82 зависимости давления в пласте от времени в том случае, когда растворитель, извлеченный совместно с нефтью, не закачивают затем обратно в пласт. Как показывает наклон графика, давление в пласте несколько понижается с течением времени в ходе продуктивной фазы. Ясно, что это понижение связано не с дальнейшей диффузией растворителя в нефть, а с удалением добываемого флюида из продуктивной зоны в хорошо ограниченном пласте в соответствии с настоящим изобретением.

Кривая 84 на фиг.11 показывает зависимость суммарной закачки растворителя и объема добычи от времени для настоящего изобретения, применительно к пласту, имеющему активный водоносный горизонт или пластовое давление другого типа. Пласт такого типа является менее желательным, поскольку качество разжижения нефти растворителем и соответствующее время созревания не могут быть оценены при помощи дистанционного измерения давления в пласте, поскольку давление в пласте эффективно ограничивается постоянной величиной. Следует понимать, что способ экстракции в соответствии с настоящим изобретением, тем не менее может быть успешно применен к пласту такого типа, но оценка соответствующего времени созревания будет менее достоверной, она может в большей степени опираться на оценку отношения растворителя к нефти в добываемых флюидах и для улучшения этой оценки будет полезно детальное исследование неоднородности пласта.

Теперь становятся более ясными преимущества настоящего изобретения. Хотя объем растворителя, введенного в пласт, максимизирован в ходе подготовительного этапа в соответствии с настоящим изобретением, концентрация растворителя в извлекаемом флюиде очень мала, поскольку первичное и вторичное извлечение часто составляет от 10% до 20% от исходной нефти, содержащейся в пласте. Следовательно, количество и стоимость растворителя, извлекаемого совместно с нефтью, оказываются значительно меньше, чем в способах в соответствии с предшествующим уровнем техники, описанным, например, в патенте 2299790. В соответствии с настоящим изобретением в некоторых случаях более экономичным может являться полный отказ от извлечения растворителя для минимизации капитальных затрат на промысловую установку. Другое преимущество настоящего изобретения состоит в том, что благодаря относительно низкому отношению растворитель/нефть, ожидается слабое осаждение асфальтенов или его отсутствие. С другой стороны, ожидается лишь слабое улучшение сырой нефти или отсутствие ее улучшения. Кроме того, способ в соответствии с настоящим изобретением не является непрерывным процессом, поскольку растворитель должен быть полностью загружен практически с самого начала, т.е. на этапе созревания не предполагается значительных эксплуатационных расходов.

Кроме того, возможно применение различных растворителей. На фиг.6 показано, что при продолжительности созревания, составляющей один месяц, предпочтительный растворитель может продвинуться на 5 метров в пласт обычной нефти. Однако ожидается, что для диффузии ненагретого растворителя на те же 5 метров в очень вязкие битумы нефтяных песков потребуется 6 лет или более. Дополнительные коммерческие преимущества включают в себя возможность приобретения земель со скважинами и эксплуатационным оборудованием по низким ценам, если разработка данного истощенного пласта тяжелой нефти признана неэкономичной.

Дополнительные новые аспекты включают в себя, помимо прочего, следующее:

- этап очистки/удаления примесей для создания пустот и удаления нежелательных примесей, например воды и метана;

- применение датчиков растворителя для слежения за проникновением растворителя на этапе удаления примесей;

- этап нагнетания давления для достижения давления насыщения, позволяющего загрузить в пустоты максимальное количество растворителя;

- этап созревания с отслеживанием падения давления в пласте для контроля развития смешивания; и

- контроль отношения растворитель/нефть для выявления и подавления конусообразования и невовлечения растворителя в контакт с нефтью.

Преимущество применения гравитационного дренажа в соответствии с настоящим изобретением состоит в том, что оно обеспечивает извлечение 60% или более исходной нефти на месте. Если первичное извлечение обеспечивает извлечение лишь 10% от исходной нефти на месте, последующий гравитационный дренаж с растворителем может обеспечить суммарную нефтеотдачу, в 5 или более раз превышающую ту, которая получена в ходе первичного и вторичного производственных циклов.

Пример: Рассмотрим ллойдминстерскую тяжелую нефть, где вязкость природного пласта составляет 10000 сантипуаз, проницаемость пласта, составляет 7 дарси, и толщина продуктивной зоны составляет 10 м. Извлечение после первичной холодной добычи тяжелой нефти с песком и последующего заводнения составляет 270 килобаррелей, что составляет 15% от исходной нефти в условиях пласта. На первом этапе настоящего изобретения давление в пласте упало до абсолютного давления 500 кПа после удаления блокаторов растворителя, состоящих из соляной воды и метана. Затем растворитель в виде пара был закачан для облегчения перемещения подвижной воды и метана из пласта и обеспечения проникновения паров растворителя в доступные пустоты пласта.

Этот этап дренажа позволяет создать пустоты, объем которых составляет 15% от перового пространства, и которые могут быть затем заполнены растворителем. Было закачано количество этанового растворителя, достаточное для заполнения этих 15% пустот жидким эквивалентом растворителя (т.е. эквивалентно 270 жидким килобаррелям этана). Предположим, что пустоты, созданные в ходе первичной экстракции, были созданы главным образом в нижней части продуктивной зоны, тогда растворитель должен диффундировать приблизительно на 10 м, чтобы смесь стала однородной по всей высоте пласта. Необходимая продолжительность созревания была оценена приблизительно в один год. После закачки растворителя давление в пласте измеряли до обнаружения его понижения с 4600 кПа до 3000 кПа.

Затем пласт вводили в эксплуатацию через горизонтальную скважину, и расчетная начальная скорость извлечения нефти составила 250 м3/сутки (1500 баррелей/сутки) или более. Извлеченные флюиды тщательно контролировали, чтобы убедиться в отсутствии закорачивания растворителя. Если принять, что разжижение растворителем трудноизвлекаемой нефти осуществляется равномерно, можно подсчитать, что в течение следующих трех лет могут быть извлечены дополнительно приблизительно 820000 баррелей тяжелой нефти. К концу производственного цикла скорость нефтеотдачи падает и начинается цикл продувки для извлечения как можно большего количества оставшегося растворителя. Подсчитано, что в конце производственного цикла каждый баррель закачанного растворителя обеспечивает извлечение 3 дополнительных баррелей нефти. При существующих ценах стоимость этанового растворителя составляет 13 долл. за баррель, а нефть может быть продана по 60 долл. за баррель. Таким образом, стоимость растворителя при полном отсутствии его извлечения составляет приблизительно 4 долл. на один баррель нефти, или -6% от стоимости нефти.

Специалистам в данной области техники ясно, что, хотя изобретение описано в отношении некоторых предпочтительных вариантов его осуществления, возможны различные варианты и изменения без отклонения от сущности настоящего изобретения, ограниченной прилагаемой формулой изобретения. Некоторые из них были описаны выше, другие будут понятны специалистам. Например, при том что растворитель может быть закачан исходно через вертикальную скважину, на этапе загрузки растворителя он также может быть закачан через горизонтальную скважину или даже одновременно через обе скважины. Настоящее изобретение ограничено только прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ многостадийной экстракции in situ тяжелой нефти из пластов с применением растворителя, включающий в себя следующие этапы:
а. удаляют жидкости и газы из зон контакта с тяжелой нефтью для увеличения поверхности раздела неизвлеченной тяжелой нефти, подлежащей контакту с растворителем;
b. закачивают растворитель в виде пара в указанные зоны для повышения давления в пласте вплоть до образования достаточного количества растворителя в виде жидкости, чтобы обеспечить контакт с увеличенной поверхностью раздела тяжелой нефти;
с. изолируют пласт на время, достаточное, чтобы обеспечить диффузию растворителя в неизвлеченную нефть через поверхность раздела на этапе созревания, для получения смеси растворителя и нефти с пониженной вязкостью;
d. измеряют один или более параметров пласта для определения степени разжижения растворителем неизвлеченной нефти в пласте, и
е. начинают извлечение нефти из пласта на основе гравитационного дренажа после того, как вязкость смеси станет достаточно низкой, чтобы позволить ей протекать через пласт к эксплуатационной скважине.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе закачки растворителя из зоны извлеченной нефти вытесняют блокирующие растворитель жидкости и газы.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что этап изоляции включает в себя этап контроля давления для отслеживания степени разжижения тяжелой нефти растворителем.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что этап извлечения на основе гравитационного дренажа включает в себя извлечение смеси растворитель/нефть из горизонтальной эксплуатационной скважины.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель является пропаном или этаном.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель является по существу чистым, чтобы предотвратить замедление разжижения нефти растворителем блокаторами растворителя.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает в себя этап извлечения растворителя из извлеченной смеси.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе экстракции осуществляют поддержание давления в пласте.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе экстракции не осуществляют поддержания давления в пласте.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает в себя этап измерения содержания растворителя в извлеченной смеси и контроль скорости извлечения на основе измеренного содержания растворителя.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает в себя этап закачки газа для поддержания давления в пласте после достижения достаточной степени разжижения тяжелой нефти растворителем in situ.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что этап удаления подвижных жидкостей включает в себя удаления жидкостей и газов, уже присутствующих в пласте.

13. Способ по п.12, отличающийся тем, что подвижные жидкости удаляют через уже существующие в пласте скважины.

14. Способ по п.12, отличающийся тем, что подвижные жидкости удаляют путем откачивания.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает в себя заключительный этап продувки пласта для захвата оставшегося растворителя.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе закачки растворителя в виде пара растворитель постепенно нагнетают в пласт до достижения высокой концентрации жидкого растворителя в пласте.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что цикл повторяют для извлечения дополнительной нефти из пласта.

18. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает в себя расчет ожидаемой скорости проникновения растворителя, сравнения скорости проникновения растворителя с измеренным понижением давления и начало извлечения нефти из пласта после того, как расчеты показали, что заданное количество растворителя продвинулось в пласт.

19. Способ многостадийной экстракции in situ тяжелой нефти из пластов с применением растворителя, включающий в себя следующие этапы:
а. удаляют из пласта примеси путем удаления из пласта блокаторов растворителя для создания пустот;
b. закачивают в пустоты растворитель в виде пара для повышения пластового давления вплоть до образования достаточного количества растворителя в виде жидкости для заполнения пустот;
с. изолируют пласт на время, достаточное, чтобы обеспечить диффузию растворителя в неизвлеченную нефть вблизи пустот на этапе созревания для получения смеси растворителя и нефти с пониженной вязкостью;
d. измеряют один или более параметров пласта в ходе этапа созревания для оценки степени разжижения растворителем неизвлеченной нефти в пласте, и
е. начинают извлечение нефти из пласта на основе гравитационного дренажа после того, как вязкость смеси станет достаточно низкой, чтобы позволить ей протекать через пласт к эксплуатационной скважине.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.

Предложение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ, до закачки в пласт суспензии определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией 0,15-40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи.

Настоящее изобретение относится к получению эмульсий нефть-в-воде с низкой вязкостью при выполнении операций с нефтью. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся при добыче и транспортировке нефти, включает приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один полимер, содержащий по меньшей мере 25 мольных процентов катионных мономеров.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к вариантам способа повышения продуктивности скважин. Технический результат - повышение эффективности способа.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к выделению углеводородов из подземной формации. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая реликтовая вода и нефть, имеющая плотность в АНИ менее 25° и содержащая суспендированные нерастворенные твердые вещества - СНТВ, включает впрыскивание вводимой воды в породу, где вводимая вода содержит СНТВ, общее содержание растворенных твердых веществ - ОСРТ в ней составляет 30000 ч./млн или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов - МК во вводимой воде к общему содержанию МК в реликтовой воде составляет менее 0,9, и осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии вода-в-нефти, общее количество СНТВ во вводимой воде и в сырой нефти является достаточным, чтобы содержание СНТВ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% на массу эмульсии, а СНТВ во вводимой воде составляет, по меньшей мере, 0,05 кг/м3, и средний размер частиц составляет 10 мкм или менее, сырая нефть в порах породы содержит, по меньшей мере, 0,05% СНТВ с тем же средним размером, общее кислотное число - ОКЧ нефти, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, содержание асфальтенов в ней, по меньшей мере, 1-20% мас.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс. до 99,9% масс., в расчете на общую массу смеси (1), и по меньшей мере два поверхностно-активных вещества - ПАВ, обладающие различными значениями гидрофильно-липофильного баланса - ГЛБ, выбранные из неионных, анионных, полимерных ПАВ, предпочтительно неионных, указанные ПАВ присутствуют в таких количествах, чтобы сделать смесь (1) однородной, разбавление смеси (1) дисперсионной средой, состоящей из воды, к которой добавлено по меньшей мере одно ПАВ, выбранное из указанных ПАВ, количества указанной дисперсионной среды и указанного ПАВ таковы, что получают наноэмульсию типа масло-в-воде, имеющую значение ГЛБ выше, чем ГЛБ смеси (1). Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности извлечения. 33 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины. В качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ. Закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно. Пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами. Добывают нефть или нефтесодержащую пластовую жидкость. Подают химический реагент в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку. Вводят силовой кабель в скважину через герметичный кабельный ввод. Осуществляют защиту силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами. При этом на устье скважины НКТ снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка. Удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса. Спускают НКТ в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью. При этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод. Капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины. Запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса. По окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство НКТ выше скважинного насоса. Техническим результатом является повышение производительности скважины, снижение нагрузки на скважинный насос. 1 ил.

Группа изобретений относится к выработке и аккумулированию биогенного газа в анаэробной геологической формации, содержащей углеродсодержащий материал. Технический результат - повышение эффективности добычи биогенного газа. По способу увеличения выработки биогенного газа в анаэробной геологической формации с углеродсодержащим материалом обеспечивают доступ к данной анаэробной формации. Увеличивают скорость выработки биогенных газов в данной анаэробной формации, например, путем удерживания накапливаемых биогенных газов и удерживания их в анаэробной формации. Обеспечивают протекание пластовой воды внутри анаэробной формации после увеличения выработки биогенных газов. Протекание пластовой воды включает циркуляцию пластовой воды между коллектором в анаэробной формации и углеродсодержащим материалом и обратно в коллектор. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии. По способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб со штанговым глубинным насосом. Упомянутая колонна имеет также хвостовик с фильтром, нагревательный кабель на наружной поверхности от устья до штангового глубинного насоса, капиллярный скважинный трубопровод от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика. При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне насосно-компрессорных труб посредством штангового глубинного насоса. По нагревательному кабелю пропускают электрический ток. По капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод». Соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22). В качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°C и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. 1 пр., 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Сухая смесь содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 71,4-83,3 мас.%, параформ - 10,0-17,8 мас.% и резорцин - 6,3-11,4 мас.% или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 69,5-82,5 мас.%, параформ - 9,5-17,7 мас.%, резорцин - 6,1-10,6 мас.% и аэросил - 0,9-3,0 мас.%. Гелеобразующий состав готовят при помощи растворения любой из указанных смесей в воде. Причем гелеобразующий состав без аэросила может быть получен также внесением параформа в воду сразу после сополимера акриламида и акриловой кислоты, а резорцина - после полного растворения сополимера акриламида и акриловой кислоты. Получаемый гелеобразующий состав содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, вода - остальное или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, аэросил - 0,01-0,03 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет обеспечения растворимости в воде используемой для его приготовлении сухой смеси, упрощения приготовления состава, при высокой механической и термической стойкости. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил., 8 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин. Способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта, расположенного вблизи многолетнемерзлых пород, включает последовательное закачивание через колонну насосно-компрессорных труб в призабойную зону заглинизированного низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта метанола в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины, ортофосфорной кислоты 5-6%-ной концентрации с технологической выстойкой не более 0,5 ч. После закачивают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины с продавливанием ортофосфорной кислоты в удаленную часть пласта. Затем снова закачивают и продавливают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода в пласт с помощью газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 ч. Затем производят удаление и вынос оставшейся части аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода из пласта и скважины на поверхность. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например, азота, отрабатывают и вводят скважину в эксплуатацию. При этом закачивание аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода осуществляют импульсно-циклическим методом попеременным закачиванием водного раствора перекиси водорода и инертного газа, например, азота. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - возможность постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, возможность регулирования процесса закачки, равномерный прогрев пласта, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающем строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, причем в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью пакеров, а выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева подачей необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб для исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, при строительстве нагнетательной скважины с горизонтальным участком для более равномерного прогрева пласта фильтры и колонны труб выполняют с увеличением суммарной площади сечения отверстий от начала горизонтального участка в пласте к забою. При эксплуатации после увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз прекращают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб в зону прогрева с наименьшей температурой до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%. После чего циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют. 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче высоковязкой нефти, в частности к вытеснению высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород. Технический результат - обеспечение вытеснения высоковязкой нефти без загрязнения продуктивного пласта и без растепления многолетнемерзлых пород, окружающих скважины. В способе вытеснения высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород, включающем закачивание через нагнетательные скважины нагретого полимерного раствора, продавливание его до забоя добывающей скважины пластовой водой с вытеснением находящейся в пласте высоковязкой нефти с последующей добычей и транспортировкой ее через ствол добывающей скважины на поверхность, используют в качестве полимерного раствора гидрофобный полимерный раствор - ГПР, полученный с использованием при затворении водометанольной жидкости - ВМЖ с соотношением вода:метанол 60:40 при соотношении водорастворимый полимер:ВМЖ 1:1, ГПР нагрет до пластовой температуры, а соотношение его вязкости к вязкости пластовой нефти составляет не менее 1:10, при давлении продавливания, не превышающем давление подошвенной воды и газовой шапки, при этом в качестве водорастворимого полимера использованы водорастворимые производные целлюлозы, или полиакриламид, или гидролизованный полиакрилонитрил.

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.
Наверх