Смешивающийся растворитель для интенсификации добычи нефти

Изобретения относятся к системам и способам для интенсификации или улучшения добычи нефти при применении смешивающегося растворителя. Способ интенсификации или улучшения добычи нефти, включающий закачивание смешивающейся нагнетаемой текучей среды через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пластовый резервуар, чтобы вытеснить углеводороды, где смешивающаяся нагнетаемая текучая среда содержит нефракционированную углеводородную смесь, являющуюся смешиваемой с углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре, и представляет собой побочный продукт конденсирования и деметанизации углеводородных потоков, причем из потока углеводорода с температурами плавления ниже примерно 0 градусов по Фаренгейту (°F) (-18°C), и нефракционированная углеводородная смесь содержит по меньшей мере этан, пропан, бутан, изобутан, пентан и менее чем 1%, по объему жидкости, метана, закачивание текучей среды для регулирования подвижности через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пласт, чтобы сдерживать подвижность смешивающейся нагнетаемой текучей среды от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине, и получение вытесненных углеводородов через эксплуатационную скважину. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 14 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Варианты осуществления изобретения относятся к системам и способам для интенсификации или улучшения добычи нефти при применении смешивающегося растворителя.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Оценки мировых балансовых запасов нефти составляют до 1,5 триллионов баррелей. При применении этого показателя, поскольку обычные методы добычи (первичные и вторичные) типично извлекают одну треть исходных пластовых запасов нефти, предполагают, что нефть, остающаяся в качестве остаточной нефтенасыщенности после обычного извлечения, будет составлять примерно 1,0 триллион баррелей. Несколько методов повышения нефтеотдачи пласта (EOR), обычно сгруппированные совместно в качестве разработки месторождения третичными методами, были нацелены на этот ресурс. В прошлом, химические, термические и смешанные методы применяли в данной промышленности. Эти методы повышения нефтеотдачи пласта (EOR) обычно включают нагнетание химических соединений, растворенных в воде, нагнетание пара или нагнетание газа, который способен к смешиванию с нефтью на месте.

[0003] Выбор применяемого метода повышения нефтеотдачи пласта (EOR) также зависит от других параметров, таких как глубина, температура и количество нефти, остающейся в пласте. Большая часть этапов проектирования повышения нефтеотдачи пласта (EOR) направлено на поиск комбинаций процессов и схем нагнетания, который будут максимизировать добычу нефти по отношению к затратам на осуществление частной технологии. Большинство материалов для нагнетания, применяемых в настоящее время, имеют свойства, которые значительно отличаются от свойств углеводородов в пластовых резервуарах. Такие различия в свойствах могут уменьшать эффективность извлечения.

[0004] Поэтому имеет место потребность в новых и улучшенных технологиях для интенсифицированной или улучшенной добычи нефти.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0005] В одном варианте изобретения способ интенсификации или улучшения добычи нефти включает закачивание смешивающейся нагнетаемой текучей среды через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пластовый резервуар, чтобы вытеснить углеводороды, где смешивающаяся нагнетаемая текучая среда содержит нефракционированную углеводородную смесь, которая является смешиваемой с углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре; закачивание текучей среды для регулирования подвижности через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пласт после нагнетания смешивающейся нагнетаемой текучей среды; и получение вытесненных углеводородов через эксплуатационную скважину.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0006] Фиг. 1 представляет собой вид поперечного сечения углеводородсодержащего пластового резервуара в соответствии с одним вариантом осуществления.

[0007] Фиг. 2 представляет собой вид поперечного сечения углеводородсодержащего пластового резервуара в соответствии с одним вариантом осуществления.

[0008] Фиг. 3 представляет собой вид в плане углеводородсодержащего пластового резервуара в соответствии с одним вариантом осуществления.

[0009] Фиг. 4 представляет собой вид в плане углеводородсодержащего пластового резервуара в соответствии с одним вариантом осуществления.

[0010] Фиг. 5 представляет собой вид в плане системы для удаления из пласта текучей среды в соответствии с одним вариантом осуществления.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0011] Варианты осуществления изобретения включают смешивающиеся нагнетаемые текучие среды, применяемые для интенсифицированной или улучшенной добычи нефти от остаточных углеводородов из углеводородсодержащих пластовых резервуаров. Смешивающиеся нагнетаемые текучие среды содержат природные, доступные на месте компоненты, эффективных в отношении затрат. Смешивающиеся нагнетаемые текучие среды способствуют уменьшению и/или устранению межфазного натяжения остаточных углеводородов, чтобы увеличить или улучшить добычу нефти.

[0012] В одном варианте изобретения смешивающаяся нагнетаемая текучая среда может содержать нефракционированную углеводородную смесь, такую как газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (на Y-Grade NGL в данном документе делается ссылка как на газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов). Газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) аналогичны в отношении вязкости пластовой нефти, что приводит к высоким коэффициентам вытеснения при сравнении с углеводородными газами, которые обладают сравнительно часто значительно более низкой вязкостью, чем пластовые нефти. Коэффициент вытеснения может быть дополнительно улучшен, если газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) нагнетают в пластовый резервуар в небольших объемах (также называемые как «небольшие закаченные порции»), которые являются альтернативными по отношению к небольшим закаченным порциям воды в качестве средства снижения подвижности нагнетаемых текучих сред. Газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) являются смешивающимся растворителем низкой стоимости, который представляет собой отличный кандидат для смешивающегося растворителя, интенсифицирующего или улучшающего извлечение углеводородов.

[0013] Газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) являются нефракционированной смесью углеводородов, содержащей этан, пропан, бутан, изобутан и пентан и более тяжелые углеводороды. Пентан и более тяжелые углеводороды содержат пентан, изопентан и/или более тяжелые углеводороды, например, углеводородные соединения, содержащие по меньшей мере один углеводород от C5 до C8+. Пентан и более тяжелые углеводороды могут включать, например, газоконденсатный бензин.

[0014] Типично, газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) являются побочным продуктом деметанизированных углеводородных потоков, которые произведены из сланцевых скважин и транспортированы к централизованной установке. Газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) могут быть получены локальным образом от разделительного оборудования, газоперерабатывающего завода и/или нефтеперерабатывающего завода и перемещены посредством бензовоза или трубопровода к месту применения. В нефракционированном или природном состоянии (при определенных давлениях и температурах, например, в пределах интервала 250-600 фунтов/кв. дюйм (изб. давления) (1,72-4,14 МПа) и при температуре устья скважины или температуре окружающей среды), газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) не имеют специализированного рыночного или известного применения. Газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) должны быть подвергнуты обработке перед тем, как их истинная ценность удостоверена.

[0015] Композиция газоконденсатных жидкостей с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) может быть заказной для обработки в качестве жидкости при различных условиях. Поскольку содержание этана в газоконденсатных жидкостях с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) оказывает влияние на давление пара, содержание этана может быть отрегулировано по мере необходимости. В соответствии с одним примером, газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) могут быть обработаны таким образом, чтобы иметь низкое содержание этана, такое как содержание этана в интервале 3-12 процентов, чтобы сделать возможным для газоконденсатных жидкостей с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) транспортирование в качестве жидкости в контейнерах для хранения при низком давлении. В соответствии с другим примером, газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) могут быть обработаны таким образом, чтобы иметь высокое содержание этана, такое как содержание этана в интервале 38-60 процентов, чтобы сделать возможным для газоконденсатных жидкостей с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) транспортирование в качестве жидкости в трубопроводах при высоком давлении.

[0016] Газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) отличаются от сжиженного нефтяного газа («LPG»). Одно из различий заключается в том, что сжиженный нефтяной газ (LPG) является фракционированным продуктом, состоящим в основном из пропана, или смесью фракционированных продуктов, состоящей из пропана и бутана. Другое различие заключается в том, что сжиженный нефтяной газ (LPG) является фракционированной углеводородной смесью, тогда как газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) являются нефракционированной углеводородной смесью. Другое различие заключается в том, что сжиженный нефтяной газ (LPG) производят во фракционирующем оборудовании посредством линии фракционирования, тогда как газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) могут быть получены от разделительного оборудования, газоперерабатывающего завода и/или нефтеперерабатывающего завода. Еще одно различие заключается в том, что сжиженный нефтяной газ (LPG) является чистым продуктом с совершенно одинаковым составом, тогда как газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) могут иметь переменный состав.

[0017] В своем нефракционированном состоянии, газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) не являются чистым продуктом газоконденсата (NGL) и не являются смесью, образованной комбинированием одного или нескольких чистых продуктов газоконденсата (NGL). Чистый продукт газоконденсата (NGL) определяют как поток газоконденсата (NGL), содержащий по меньшей мере 90% одного типа углеродной молекулы. Пятью общепризнанными чистыми продуктами газоконденсата (NGL) являются этан (C2), пропан (C3), нормальный бутан (NC4), изобутан (IC4) и газоконденсатный бензин (C5+). Нефракционированная углеводородная смесь должна быть подана во фракционирующее оборудование, где ее криогенно охлаждают и пропускают через линию фракционирования, которая состоит из последовательности ректификационных колонн, называемых деэтанизаторами, депропанизаторами и дебутанизаторами, чтобы отделять фракционированием чистые продукты газоконденсата (NGL) от нефракционированной углеводородной смеси. Каждая ректификационная колонна образует чистый продукт газоконденсата (NGL). Сжиженный нефтяной газ является чистым продуктом газоконденсата (NGL), содержащим лишь один пропан, или смесью двух или более чистых продуктов газоконденсата (NGL), таких как пропан и бутан. Сжиженный нефтяной газ является поэтому фракционированным углеводородом или смесью фракционированных углеводородов.

[0018] В одном варианте изобретения газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) содержат 30-80%, например, 40-60%, например, 43% этана, 15-45%, например, 20-35%, например, 27% пропана, 5-10%, например, 7% нормального бутана, 5-40%, например, 10-25%, например, 10% изобутана и 5-25%, например, 10-20%, например, 13% пентана и более тяжелых углеводородов. Метан составляет обычно менее чем 1%, например, менее чем 0,5% по объему жидкости.

[0019] В одном варианте изобретения газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) содержат дегидратированные, десульфурированные сжиженные газовые компоненты из устья скважины, которые имеют давление пара не более чем примерно 600 фунтов на кв. дюйм изб. давления при 100 градусах по Фаренгейту (°F) (38°C), при содержании ароматических углеводородов менее чем примерно 1 масс.% и олефинов менее чем примерно 1% по объему жидкости. Материалы и потоки, применимые для способов и систем, описанных в данном документе, обычно включают углеводороды с температурами плавления ниже примерно 0 градусов по Фаренгейту (°F) (-18°C).

[0020] В одном варианте изобретения газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) могут быть смешаны с загустителем, неионогенным поверхностно-активным веществом и/или сшивающим агентом. Газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL) могут быть смешаны с неионогенным поверхностно-активным веществом, чтобы образовать пену. Загуститель, неионогенное поверхностно-активное вещество и/или сшивающий агент могут быть смешаны с солюбилизирующей текучей средой для последующего смешивания с газоконденсатными жидкостями с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL). Солюбилизирующая текучая среда может содержать фракционированные или очищенные углеводороды, такие как C₃, C₄, C₅, C₆, C₇, C₈, C₉ и их смеси. Солюбилизирующая текучая среда может содержать C3+ углеводороды, включая пропан, бутан, пентан, лигроин, толуол, дизельное топливо, газоконденсатный бензин и любую их комбинацию.

[0021] В одном варианте изобретения смешивающаяся нагнетаемая текучая среда может содержать нефракционированную углеводородную смесь, содержащую сжиженный природный газ, конденсат (включающий ароматические углеводороды) и следовые количества воды, диоксида углерода и/или сероводорода (совместным образом также известную как L-Grade). Сжиженный природный газ в смеси содержит этан, пропан, бутан, изобутан и пентан и более тяжелые углеводороды. Пентан и более тяжелые углеводороды содержат пентан, изопентан и/или более тяжелые углеводороды, например, углеводородные соединения, содержащие от C5 до C35. Пентан и более тяжелые углеводороды могут включать, например, газоконденсатный бензин.

[0022] Фиг. 1 представляет собой схематическую иллюстрацию системы 100 интенсифицированной или улучшенной добычи нефти, размещенной на поверхности 110 поверх углеводородсодержащего пластового резервуара 250 в соответствии с одним вариантом осуществления. Углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 расположен ниже нескольких подземных пластов. В частности, первый подземный пласт 220 расположен выше второго подземного пласта 230, который расположен выше третьего подземного пласта 240. Первый, второй и третий подземные пласты расположены выше углеводородсодержащего пластового резервуара 250.

[0023] Нагнетательная скважина 200 и эксплуатационная скважина 210 пробурены и проходят через первый, второй и третий подземные пласты 220-240 и заканчиваются в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250. Нагнетательное оборудование расположено на поверхности 110 и включает один или несколько резервуаров 145 для хранения, которые соединены посредством линии 140 с одним или несколькими нагнетательными насосами 130, чтобы закачивать текучие среды в нагнетательную скважину 200 посредством линии 120. Производственное оборудование расположено на поверхности 110 и включает один или несколько сепараторов 160, которые принимают образованные текучие среды от эксплуатационной скважины 210 посредством линии 150. Сепараторы 160 отделяют жидкости и газы от образованных текучих сред. Отделенные жидкости сохраняют в одном или нескольких резервуарах 180 для хранения посредством линии 170, и отделенные газы транспортируют посредством трубопровода 190.

[0024] В одном варианте изобретения способ интенсифицированной или улучшенной добычи нефти включает переменные нагнетания смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 и текучей среды 270 для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250. Способ включает закачивание под давлением определенных объемов смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 (такой как газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL), подаваемой от резервуаров 145 для хранения) через нагнетательную скважину 200 и в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 при давлении, при котором смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 остается смешиваемой с жидкими углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250. Способ дополнительно включает закачивание под давлением определенных объемов текучей среды 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот, подаваемые от резервуаров 145 для хранения) через нагнетательную скважину 200 и в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 после нагнетания смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260.

[0025] В одном варианте изобретения смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 может быть смешана с текучей средой 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот) и одновременно нагнетаться в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250, с последующим нагнетанием одной лишь текучей среды 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот). Способ может включать переменные нагнетания определенных объемов под давлением смеси смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 и текучей среды 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот) и нагнетания определенных объемов под давлением одной лишь той же самой или иной текучей среды 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот).

[0026] В одном варианте изобретения нагнетание смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260, смешанной с текучей средой 270 для регулирования подвижности, может чередоваться с нагнетанием одной лишь такой же или другой смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250, чтобы сдерживать или предотвращать прорыв смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 от нагнетательных скважин 200 к эксплуатационным скважинам 210.

[0027] Переменные и/или смешиваемые объемы смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 и текучей среды 270 для регулирования подвижности делают подвижной и смещают остаточную нефть в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250 к эксплуатационной скважине 210. Сделанная подвижной нефть, смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260, текучая среда 270 для регулирования подвижности и/или другие текучие среды пластового резервуара (на которые совместно делается ссылка как на «образованные текучие среды») выпускаются к поверхности 110 через эксплуатационную скважину 210 и направляются в сепараторы 160 посредством линии 150, в резервуары 180 для хранения посредством линии 170 и в трубопровод 190. Газ, отделенный в сепараторах 160, направляют к трубопроводам 190, наряду с тем, что отделенные жидкости (такие как жидкие углеводороды и вода) сохраняют в резервуарах 180 для хранения.

[0028] Текучая среда 270 для регулирования подвижности может быть применена, чтобы сдерживать подвижность смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250, чтобы предотвращать быстрый прорыв смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 из нагнетательной скважины 200 в эксплуатационную скважину 210. Замедление по времени, требующееся для смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260, чтобы достигнуть эксплуатационной скважины 210, увеличивает время для смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260, чтобы делать подвижной и смещать остаточную нефть в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250 для увеличения эффективности извлечения.

[0029] Фиг. 2 представляет собой схематическую иллюстрацию системы 100 интенсифицированной или улучшенной добычи нефти, размещенной на поверхности 110 поверх углеводородсодержащего пластового резервуара 250 в соответствии с одним вариантом осуществления. Углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 расположен ниже нескольких пластов месторождения. В частности, первый подземный пласт 220 расположен выше второго подземного пласта 230, который расположен выше третьего подземного пласта 240. Первый, второй и третий подземные пласты расположены выше углеводородсодержащего пластового резервуара 250.

[0030] Нагнетательное оборудование расположено на поверхности 110 и включает один или несколько резервуаров 145 для хранения, которые соединены посредством линии 140 с одним или несколькими нагнетательными насосами 130, чтобы закачивать текучие среды в нагнетательную скважину 200 посредством линии 120. Производственное оборудование расположено на поверхности 110 и включает один или несколько сепараторов 160, которые принимают образованные текучие среды от эксплуатационной скважины 210 посредством линии 150. Сепараторы 160 отделяют жидкости и газы от образованных текучих сред. Отделенные жидкости сохраняют в одном или нескольких резервуарах 180 для хранения посредством линии 170, и отделенные газы транспортируют посредством трубопровода 190.

[0031] В одном варианте изобретения способ интенсифицированной или улучшенной добычи нефти включает закачивание смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 с последующим закачиванием текучей среды 270 для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250. Некоторый объем под давлением смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 (такой как газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL), подаваемой от резервуаров 145 для хранения) закачивают в нагнетательную скважину 200 и нагнетают в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 при давлении, при котором смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 остается смешиваемой с жидкими углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250. Некоторый объем под давлением текучей среды 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот, подаваемые от резервуаров 145 для хранения) закачивают через нагнетательную скважину 200 и нагнетают в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 после нагнетания смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260.

[0032] В одном варианте изобретения смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 может быть смешана с текучей средой 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот) и одновременно нагнетаться в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250, с последующим нагнетанием одной лишь текучей среды 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот). Способ может включать закачивание определенного объема под давлением смеси смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 и текучей среды 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот) в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250, и затем закачивание определенного объема под давлением одной лишь той же самой или иной текучей среды 270 для регулирования подвижности (такой как вода, диоксид углерода и/или азот).

[0033] В одном варианте изобретения за нагнетанием смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260, смешанной с текучей средой 270 для регулирования подвижности, может следовать нагнетание такой же или другой смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 лишь в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250, чтобы сдерживать или предотвращать прорыв смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 от нагнетательных скважин 200 к эксплуатационным скважинам 210.

[0034] Текучая среда 270 для регулирования подвижности может быть применена, чтобы сдерживать подвижность смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250, чтобы предотвращать быстрый прорыв смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 из нагнетательной скважины 200 в эксплуатационную скважину 210. Замедление по времени, требующееся для смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260, чтобы достигнуть эксплуатационной скважины 210, увеличивает время для смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260, чтобы делать подвижной и смещать остаточные углеводорода в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250 для увеличения эффективности извлечения.

[0035] Смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 первоначально сделана подвижной, и она вытесняет остаточные углеводороды в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250 в эксплуатационную скважину 210. Текучая среда 270 для регулирования подвижности одновременно и/последовательно делает подвижной и вытесняет остаточные углеводороды, также как смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250, подаваемая в эксплуатационную скважину 210. Сделанная подвижной нефть, смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260, текучая среда 270 для регулирования подвижности и/или другие текучие среды пластового резервуара (на которые совместно делается ссылка как на «образованные текучие среды») выпускаются к поверхности 110 через эксплуатационную скважину 210 и направляются в сепараторы 160 посредством линии 150, в резервуары 180 для хранения посредством линии 170 и в трубопровод 190. Газ, отделенный в сепараторах 160, направляют к трубопроводам 190, наряду с тем, что отделенные жидкости (такие как жидкие углеводороды и вода) сохраняют в резервуарах 180 для хранения.

[0036] Фиг. 3 представляет собой вид сверху массива скважин 400, которые могут быть применены для выполнения способов интенсификации или улучшения добычи нефти, описанных в данном документе. Массив скважин 400 включает первую группу скважин 410 (обозначенных внутренним рисунком), которые расположены отдельно от второй группы скважин 420 (обозначенных без внутреннего рисунка). Первая группа скважин 410 может быть применена в качестве нагнетательной скважины 200, показанной на Фиг. 1 и 2, в то время как вторая группа скважин 420 может быть применена в качестве эксплуатационной скважины 210, показанной на Фиг. 1 и 2. В качестве альтернативы, вторая группа скважин 420 может быть применена для нагнетания, в то время как первая группа скважин 410 может быть применена для извлечения из углеводородсодержащего пластового резервуара 250. Первая и/или вторая группа скважин 410, 420 могут иметь от примерно 2 скважин до примерно 500 скважин. Первая группа скважин 410 может иметь такое же число, большее число или меньшее число скважин, чем вторая группа скважин 420.

[0037] Фиг. 4 представляет собой вид сверху массива скважин 500, которые могут быть применены для выполнения способов интенсификации или улучшения добычи нефти, описанных в данном документе. Массив скважин 500 включает первую скважину 510 (обозначенную внутренним рисунком), которая расположена отдельно и размещена между скважинами 520 второй группы (обозначенными без внутреннего рисунка). Первая скважина 510 может быть применена в качестве нагнетательной скважины 200, показанной на Фиг. 1 и 2, в то время как вторая группа скважин 520 может быть применена в качестве эксплуатационной скважины 210, показанной на Фиг. 1 и 2. В качестве альтернативы, вторая группа скважин 520 может быть применена для нагнетания, в то время как первая скважина 510 может быть применена для извлечения из углеводородсодержащего пластового резервуара 250. Вторая группа скважин 520 может иметь от примерно 2 скважин до примерно 500 скважин.

[0038] Период времени, в течение которого смешивающуюся нагнетаемую текучую среду 260 нагнетают в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250, может быть равен периоду времени, в течение которого текучую среду 270 для регулирования подвижности нагнетают в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250, быть больше или меньше данного периода времени. Общий объем (или определенные объемы) смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260, которую нагнетают в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250, может быть равен, быть больше или меньше общего объема (или определенных объемов) текучей среды 270 для регулирования подвижности, которую нагнетают в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250. Текучая среда 270 для регулирования подвижности может являться жидкостью или газом. Текучая среда для регулирования подвижности может содержать воду, диоксид углерода, азот или любую их комбинацию.

[0039] В одном варианте изобретения нагнетательная скважина 200 может быть вертикальной скважиной или горизонтальной скважиной. В одном варианте изобретения эксплуатационная скважина 210 может быть вертикальной скважиной или горизонтальной скважиной. В одном варианте изобретения скважины 410 первой группы и/или скважины 420, 520 второй группы могут быть все вертикальными скважинами, все горизонтальными скважинами, комбинацией вертикальных и горизонтальных скважин.

[0040] В одном варианте изобретения вязкость углеводородов в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250 перед нагнетанием смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 и/или текучей среды 270 для регулирования подвижности может составлять от примерно 5 сантипуаз до примерно 100000 сантипуаз. В одном варианте изобретения проницаемость углеводородсодержащего пластового резервуара 250 перед нагнетанием смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 и/или текучей среды 270 для регулирования подвижности может составлять от примерно 0,0001 дарси до примерно 10 дарси. В одном варианте изобретения давление при нагнетании смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 и/или текучей среды 270 для регулирования подвижности может составлять примерно 0 фунтов на квадратный дюйм (0 МПа) (или давление текучей среды на устье) до примерно 10000 фунтов на квадратный дюйм (69 МПа).

[0041] В одном варианте изобретения смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 может содержать газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL), диоксид углерода, азот или любую их комбинацию. В одном варианте изобретения диоксид углерода и/или азот могут быть закачены в линию 120 или линию 140 и смешаны со смешивающейся нагнетаемой текучей средой 260 (такой как газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL)), подаваемой из резервуаров 145 для хранения, для нагнетания в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250. В одном варианте изобретения диоксид углерода и/или азот могут быть предварительно смешаны со смешивающейся нагнетаемой текучей средой 260 (такой как газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL)) в резервуарах 145 для хранения, для нагнетания в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250.

[0042] В одном варианте изобретения смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 и/или текучая среда 270 для регулирования подвижности могут быть закачены в углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 через нагнетательную скважину 200 в то же самое время, когда (одновременно с этим) образованные текучие среды возвращаются обратно к поверхности через эксплуатационную скважину 210, наряду с поддерживанием давления и/или температуры в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250, при которых смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 остается смешиваемой с жидкими углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250. В одном варианте изобретения давление и/или температура в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250, при которых смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 остается смешиваемой с жидкими углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре 250, выше точки росы смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260.

[0043] В одном варианте изобретения смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 может быть смешана с загустителем, неионогенным поверхностно-активным веществом и/или сшивающим агентом. Загуститель может содержать сложные эфиры фосфорной кислоты, аминокарбаматы, алюминиевые мыла, кокоамин (C12-C14), себакоилхлорид, олеил (C18) амин, толуилен-2,4-диизоцианат, толуилен-2,6-диизоцианат и любую их комбинацию. Неионогенное поверхностно-активное вещество может быть смешано со смешивающейся нагнетаемой текучей средой, чтобы образовать пену. Сшивающий агент может содержать сшивающие агенты в виде металлоорганических комплексов. Сшивающий агент может содержать бор.

[0044] В одном варианте изобретения солюбилизирующая текучая среда может быть смешана с загустителем, неионогенным поверхностно-активным веществом и/или сшивающим агентом, чтобы солюбилизировать загуститель, неионогенное поверхностно-активное вещество и/или сшивающий агент для последующего смешивания со смешивающейся нагнетаемой текучей средой 260. Солюбилизирующая текучая среда может содержать фракционированные или очищенные углеводороды, такие как C₃, C₄, C₅, C₆, C₇, C₈, C₉, и любую их комбинацию. Солюбилизирующая текучая среда может содержать C3+ углеводороды, такие как пропан, бутан, пентан, лигроин, толуол, дизельное топливо, газоконденсатный бензин и любую их комбинацию.

[0045] В одном варианте изобретения углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 может являться предварительно обработанным пластовым резервуаром. В одном варианте изобретения углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 может являться предварительно образованным трещиноватым пластовым резервуаром. В одном варианте изобретения углеводородсодержащий пластовый резервуар 250 может являться трещиноватым карбонатным пластовым резервуаром, имеющим высокий структурный рельеф (например, структуру или пласт с крутопадающими границами раздела).

[0046] Фиг. 5 иллюстрирует один вариант осуществления системы 900 для удаления из пласта текучей среды для получения газоконденсатных жидкостей с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL), которая может быть применена с любыми системами 100 для интенсификации или улучшения добычи нефти. Как проиллюстрировано на Фиг. 5, поток углеводородов создают от первого углеводородсодержащего пластового резервуара 910 к поверхности посредством устья первой скважины 920, где созданный углеводородный поток контактно дегазируют на месте посредством установленного на объекте сепаратора 930 с разделением на поток влажного газа (также называемый как поток природного газа) и жидкостной поток. Поток природного газа транспортируют посредством, например, трубопровода в региональное оборудование 940 для обработки природного газа, где его дополнительно обрабатывают, а жидкостной поток перемещают, например, в промысловый резервуар для хранения, откуда он поступает для продажи на рынке.

[0047] Поток природного газа поступает в оборудование 940 для обработки природного газа, где его дегидратируют и очищают от загрязняющих компонентов CO2, H2S и N2. Дегидратированный и очищенный от загрязняющих компонентов поток природного газа затем расширяют и охлаждают, чтобы отделить конденсацией сжиженный природный газ. Этот сжиженный природный газ («NGL») является нефракционированной углеводородной смесью, который называют как газоконденсатные жидкости с широкой фракцией углеводородов (Y-Grade NGL), сырьевой смесью или нефракционированным сжиженным природным газом (NGL). Остающийся газовый поток перемещают в трубопровод, например, для продажи его на рынке.

[0048] Нефракционированная углеводородная смесь является жидкой смесью, которая была сконденсирована из потока природного газа в оборудовании 940 для обработки природного газа. Процесс конденсации является результатом расширения и охлаждения потока природного газа, чтобы отделить конденсацией нефракционированную углеводородную смесь, данный процесс также называют деметанизацией потока природного газа. Нефракционированная углеводородная смесь является поэтому природным побочным продуктом деметанизированного углеводородного потока.

[0049] Нефракционированную углеводородную смесь затем транспортируют по трубопроводу, например, в целевой пластовый резервуар для применения в качестве смешивающейся нагнетаемой текучей среды 260 посредством любой из систем 100 интенсификации или улучшения добычи нефти. Смешивающаяся нагнетаемая текучая среда 260 может быть закачена посредством устья второй скважины 950 во второй углеводородсодержащий пластовый резервуар 970 (такой как углеводородсодержащий пластовый резервуар 250, посредством нагнетательной скважины 200, показанной на Фиг. 1 и 2) при применении способа и системы, описанных выше.

[0050] Несмотря на то, что вышеизложенное направлено на определенные варианты осуществления, другие и дополнительные варианты осуществления могут быть разработаны без отклонения от базового объема данного изобретения.

1. Способ интенсификации или улучшения добычи нефти, включающий:

закачивание смешивающейся нагнетаемой текучей среды через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пластовый резервуар, чтобы вытеснить углеводороды,

где смешивающаяся нагнетаемая текучая среда содержит нефракционированную углеводородную смесь, которая является смешиваемой с углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре;

где нефракционированная углеводородная смесь, которая является смешиваемой с углеводородами, представляет собой побочный продукт конденсирования и деметанизации углеводородных потоков,

где нефракционированную углеводородную смесь конденсируют из потока углеводородов с температурами плавления ниже примерно 0 градусов по Фаренгейту (°F) (-18°C) и

где нефракционированная углеводородная смесь, которая является смешиваемой с углеводородами, содержит, по меньшей мере, этан, пропан, бутан, изобутан, пентан и менее чем 1% по объему жидкости метана,

закачивание текучей среды для регулирования подвижности через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пласт, чтобы сдерживать подвижность смешивающейся нагнетаемой текучей среды от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине; и

получение вытесненных углеводородов через эксплуатационную скважину.

2. Способ по п. 1, где нагнетательная скважина содержит массив вертикальных нагнетательных скважин и где эксплуатационная скважина содержит массив вертикальных эксплуатационных скважин, отделенных от массива вертикальных нагнетательных скважин.

3. Способ по п. 1, дополнительно включающий одновременное нагнетание смешивающейся нагнетаемой текучей среды и текучей среды для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар.

4. Способ по п. 1, дополнительно включающий переменные нагнетания смешивающейся нагнетаемой текучей среды и текучей среды для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар.

5. Способ по п. 1, дополнительно включающий одновременное нагнетание смешивающейся инжектируемой текучей среды и текучей среды для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар и последующее закачивание такой же или иной текучей среды для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар.

6. Способ по п. 1, где текучая среда для регулирования подвижности содержит по меньшей мере один компонент из диоксида углерода, азота и воды.

7. Способ по п. 6, дополнительно включающий одновременное нагнетание смешивающейся инжектируемой текучей среды и текучей среды для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар.

8. Способ по п. 6, дополнительно включающий переменные нагнетания смешивающейся инжектируемой текучей среды и текучей среды для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар.

9. Способ по п. 6, дополнительно включающий нагнетание смешивающейся инжектируемой текучей среды и текучей среды для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар и последующее закачивание такой же или иной текучей среды для регулирования подвижности в углеводородсодержащий пластовый резервуар.

10. Способ по п. 1, где вязкость углеводородов в углеводородсодержащем пластовом резервуаре находится между 5 сантипуаз и 100000 сантипуаз.

11. Способ по п. 1, где давление нагнетания смешивающейся инжектируемой текучей среды находится между 0 фунтов на квадратный дюйм (0 МПа) и 10000 фунтов на квадратный дюйм (69 МПа).

12. Способ по п. 1, где давление нагнетания текучей среды для регулирования подвижности находится между 0 фунтов на квадратный дюйм (0 МПа) и 10000 фунтов на квадратный дюйм (69 МПа).

13. Способ по п. 1, где проницаемость углеводородсодержащего пластового резервуара находится между 0,0001 дарси и 10 дарси.

14. Способ по п. 1, дополнительно включающий смешивание по меньшей мере одного из загустителя, неионогенного поверхностно-активного вещества и сшивающего агента со смешивающейся инжектируемой текучей среды для нагнетания в углеводородсодержащий пластовый резервуар.

15. Способ по п. 1, дополнительно включающий смешивание неионогенного поверхностно-активного вещества со смешивающейся инжектируемой текучей средой, чтобы образовать пену для нагнетания в углеводородсодержащий пластовый резервуар.