Неразделенная широкая фракция легких углеводородов для повышения нефтеотдачи
Изобретение относится к системам и способам для повышения и/или улучшения нефтеотдачи с использованием неразделенной широкой фракции легких углеводородов. Способ повышения или улучшения нефтеотдачи, включающий нагнетание широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) для повышения нефтеотдачи через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт для обеспечения подвижности и вытеснения углеводородов, причем ШФЛУ для повышения нефтеотдачи содержит нефракционированную смесь углеводородов, представляющую собой побочный продукт конденсированных и деметанизированных углеводородных потоков, которая может смешиваться с углеводородами в углеводородосодержащем пласте, причем нефракционированная смесь углеводородов содержит этан, пропан и бутан в количестве по меньшей мере 75% от объема, и при этом нефракционированная смесь углеводородов содержит фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды» в количестве менее 30% от объема, причем нефракционированная смесь углеводородов конденсируется из потока углеводородов при температуре 0 градусов Фаренгейта или ниже; нагнетание текучей среды для контроля подвижности вытесняющего агента через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт, чтобы блокировать перемещение ШФЛУ для повышения нефтеотдачи из нагнетательной скважины в добывающую скважину; и добычу углеводородов через добывающую скважину. Также описана система нагнетания и добычи с использованием ШФЛУ для повышения нефтеотдачи. 5 н. и 49 з.п. ф-лы, 6 ил.
Область изобретения
Варианты осуществления настоящего описания относятся к системам и способам для повышения и/или улучшения нефтеотдачи с использованием неразделенной широкой фракции легких углеводородов.
Предпосылки создания изобретения
Оцениваемые мировые запасы пластовой нефти достигают 1,5 триллиона баррелей. Принимая во внимание это число и то, что стандартные методы нефтедобычи (первичные и вторичные) обычно позволяют извлекать треть имеющейся в пласте нефти, можно оценить, что запасы нефти, остающейся в пласте как остаточная нефтенасыщенность пласта после стандартной нефтедобычи, могут составлять приблизительно 1,0 триллиона баррелей. На этот ресурс направлен ряд методик повышения нефтеотдачи (EOR), собирательно относимых к группе третичных схем добычи. В прошлом в отрасли применялись химические, термические методики и методики с использованием смешивающихся с нефтью агентов. Такие методики EOR обычно предполагают нагнетание растворенных в воде химических соединений, нагнетание пара, или нагнетание газа, который может смешиваться с пластовой нефтью.
Выбор используемой методики EOR также зависит от других факторов, таких как глубина, температура и количество оставшейся пластовой нефти. Значительную часть этапа разработки проекта EOR составляет поиск такой комбинации способов и схем нагнетания, которое позволит получить максимальную нефтеотдачу в пересчете на стоимость реализации конкретной методики. Большинство из используемых сегодня материалов для нагнетания имеют свойства, существенно отличающиеся от свойств находящихся в пластах углеводородов. Такие различия в свойствах могут снизить эффективность нефтеотдачи.
Поэтому существует потребность в разработке новых улучшенных методик повышения и/или улучшения нефтеотдачи.
Изложение сущности изобретения
В одном варианте осуществления способ повышения или улучшения нефтеотдачи содержит нагнетание смешиваемой с углеводородами нагнетаемой текучей среды через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт для вытеснения углеводородов, причем смешиваемая с углеводородами нагнетаемая текучая среда содержит нефракционированную смесь углеводородов, которая может смешиваться с углеводородами в углеводородосодержащем пласте; нагнетание текучей среды для контроля подвижности вытесняющего агента через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт после нагнетания смешиваемой с углеводородами нагнетаемой текучей среды; и добычу вытесненных углеводородов через добывающую скважину.
Краткое описание графических материалов
Фиг. 1 представляет собой схематический вид системы для получения неразделенной широкой фракции легких углеводородов в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 2 представляет собой вид в разрезе углеводородосодержащего пласта в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 3 представляет собой вид в разрезе углеводородосодержащего пласта в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 4 представляет собой вид в разрезе углеводородосодержащего пласта в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 5 представляет собой вид в разрезе углеводородосодержащего пласта в соответствии с одним вариантом осуществления.
Фиг. 6 представляет собой вид в разрезе углеводородосодержащего пласта в соответствии с одним вариантом осуществления.
Подробное описание
Варианты осуществления настоящего описания включают в себя текучие среды для повышения нефтеотдачи, используемые для повышения и/или улучшения нефтеотдачи остаточных углеводородов из углеводородосодержащих пластов. Текучие среды для повышения нефтеотдачи в рамках экономически эффективного подхода содержат не требующие доставки компоненты естественного происхождения. Текучие среды для повышения нефтеотдачи помогают снизить и/или устранить межфазное поверхностное натяжение остаточных углеводородов для повышения и/или улучшения нефтеотдачи.
В одном варианте осуществления текучие среды для повышения нефтеотдачи содержат неразделенные широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Эффективность вытеснения можно повысить при нагнетании в пласт небольших объемов (так называемых «оторочек») ШФЛУ, перемежающихся с оторочками текучей среды для контроля подвижности вытесняющего агента, такого как вода, вода с загустителем или азот, в качестве средства снижения подвижности нагнетаемых текучих сред. ШФЛУ представляет собой недорогой смешивающийся с углеводородами растворитель, который превосходно подходит для повышения и/или улучшения отдачи углеводородов.
ШФЛУ представляет собой нефракционированную смесь углеводородов, содержащую этан, пропан, бутан, изобутан и фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды». Фракция «пентан и более тяжелые углеводороды» содержит пентан, изопентан и/или более тяжелые углеводороды, например, углеводородные соединения, содержащие по меньшей мере одно из соединений C5–C8+. Фракция «пентан и более тяжелые углеводороды» может включать в себя, например, газовый бензин.
Как правило, ШФЛУ представляет собой побочный продукт конденсированных и деметанизированных углеводородных потоков, получаемых, например, из сланцевых скважин и транспортируемых на централизованные объекты. ШФЛУ можно получать на месте из отгонной колонны, установки сжижения природного газа и/или нефтеперегонной установки и транспортировать автоцистернами или трубопроводом к месту использования. У ШФЛУ в ее нефракционированном или естественном состоянии (при определенных температурах и давлениях, например в диапазоне 250–600 фунт/кв. дюйм изб. и при температуре устья скважины или окружающего воздуха) нет собственного целевого рынка или известного применения. ШФЛУ требует обязательной переработки, известной как фракционирование, для создания отдельных компонентов, уже представляющих реальную ценность.
Состав ШФЛУ можно оптимизировать в различных условиях, чтобы ее можно было использовать в качестве жидкости. Поскольку содержание этана в ШФЛУ влияет на давление паров, содержание этана можно корректировать по необходимости. Согласно одному примеру, ШФЛУ можно переработать для получения низкого содержания этана, такого как содержание этана в диапазоне 3–12 объемных процентов, чтобы обеспечить возможность транспортировки ШФЛУ в жидком виде в цистернах низкого давления. Согласно другому примеру, ШФЛУ можно переработать для получения высокого содержания этана, такого как содержание этана в диапазоне 38–60 объемных процентов, чтобы обеспечить возможность транспортировки ШФЛУ в жидком виде по трубопроводам высокого давления.
ШФЛУ отличается от сжиженного нефтяного газа (СНГ). Одно различие состоит в том, что СНГ представляет собой фракционированный продукт, состоящий преимущественно из пропана, или смесь фракционированных продуктов, состоящую из пропана и бутана. Другое различие состоит в том, что СНГ представляет собой фракционированную смесь углеводородов, тогда как ШФЛУ представляет собой нефракционированную смесь углеводородов. Следующее различие заключается в том, что СНГ производится на установке фракционирования на линии фракционирования, тогда как ШФЛУ можно получать из отгонной колонны, установки сжижения природного газа и/или нефтеперегонной установки. Еще одно различие состоит в том, что СНГ представляет собой чистый продукт с абсолютно одинаковым составом, тогда как ШФЛУ может иметь переменный состав.
В своем нефракционированном состоянии ШФЛУ не является чистым газоконденсатным продуктом и не является смесью, образованной комбинированием одного или более чистых газоконденсатных продуктов. Чистый газоконденсатный продукт определяют как поток широкой фракции легких углеводородов, на по меньшей мере 90% состоящий из углеводородных молекул одного типа. Имеется пять признанных чистых газоконденсатных продуктов: этан (C2), пропан (C3), нормальный бутан (NC4), изобутан (IC4) и газовый бензин (C5+). Нефракционированная смесь углеводородов направляется на установку фракционирования, где она охлаждается до криогенных температур и пропускается через линию фракционирования, которая состоит из ряда последовательных дистилляционных колонн, называемых деэтанизаторы, депропанизаторы и дебутанизаторы, для выделения фракций чистых газоконденсатных продуктов из нефракционированной смеси углеводородов. Каждая дистилляционная колонна генерирует свой чистый газоконденсатный продукт. Сжиженный нефтяной газ представляет собой чистый газоконденсатный продукт, содержащий только пропан, или смесь двух или более чистых газоконденсатных продуктов, таких как пропан и бутан. Поэтому сжиженный нефтяной газ представляет собой фракционированный углеводород или смесь фракционированных углеводородов.
В одном варианте осуществления ШФЛУ содержит 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% фракции «пентан и более тяжелые углеводороды». Содержание метана обычно составляет менее 1%, например менее 0,5% от объема жидкости.
В одном варианте осуществления ШФЛУ содержит сконденсированные, обезвоженные, обессеренные и деметанизированные компоненты потока природного газа, которые имеют давление паров не более около 600 фунт/кв. дюйм изб. при температуре 100 градусов Фаренгейта, при содержании ароматических углеводородов менее около 1 весового процента и при содержании олефинов менее около 1 процента от объема жидкости. Материалы и потоки, используемые для применения в описываемых в настоящем документе вариантах осуществления, как правило включают в себя углеводороды с температурами плавления менее около 0 градусов Фаренгейта.
В одном варианте осуществления ШФЛУ может быть смешана с химреагентом. Химреагент может быть смешан с солюбилизирующей текучей средой для сжижения любого сухого химического вещества для облегчения смешивания его с ШФЛУ. Солюбилизирующая текучая среда может содержать фракционированные или дистиллированные углеводороды, такие как C3, C4, C5, C6, C7, C8, C9 и их смеси. Солюбилизирующая текучая среда может содержать углеводороды C3+, включая пропан, бутан, пентан, нафту, толуол, дизельные фракции, газовый бензин и любые их комбинации.
Фиг. 1 представляет собой схематический вид системы 100 ШФЛУ для получения широкой фракции легких углеводородов в соответствии с одним вариантом осуществления для применения в описываемых в настоящем документе вариантах осуществления. Система 100 включает в себя первый сепаратор 110, триэтиленгликолевую (ТЭГ) систему 120, турбодетандер 130 (или в альтернативном варианте осуществления клапан Джоуля — Томсона) и второй сепаратор 140. Углеводородный поток 101, такой как поток влажного природного газа, поступает в первый сепаратор 110, где он разделяется на жидкий поток 105 и газовый поток 115. Жидкий поток 105 содержит жидкие углеводороды и воду. Газовый поток 115 поступает в систему 120 ТЭГ, где происходит удаление водяного пара для осушения газового потока 115. В системе 120 ТЭГ происходит осушение газового потока 115, подаваемого из первого сепаратора 110, до точки росы по воде до -100 градусов Фаренгейта. Газовый поток 125, выходящий из системы 120 ТЭГ, поступает в турбодетандер 130 (или в альтернативном варианте осуществления клапан Джоуля — Томсона), в котором происходит охлаждение газового потока 125 до температуры 0 градусов Фаренгейта или ниже, например до температуры от 0 градусов Фаренгейта до -100 градусов Фаренгейта, например до около -30 градусов Фаренгейта.
Газовый поток 125 охлаждается до температуры 0 градусов Фаренгейта или ниже для конденсации ШФЛУ из остаточного газового потока, который в основном представляет собой метан. Охлажденные текучие среды 135 поступают во второй сепаратор 140, в котором происходит отделение газового потока 145, в основном содержащего метан, от ШФЛУ 155. В результате ШФЛУ 155 представляет собой побочный продукт конденсированного и деметанизированного углеводородного потока 101.
В одном варианте осуществления газовый поток 145 может также содержать этан в количестве от около 1 процента до около 50 процентов от объема. Количество этана, отделяемого с метаном, можно регулировать выбором давления, поддерживаемого во втором сепараторе 140. Давление во втором сепараторе 140 может составлять около 600 фунт/кв. дюйм изб. или менее. При понижении давления во втором сепараторе 140 содержание этана в газовом потоке 145 увеличивается, а содержание этана в ШФЛУ 155 уменьшается. ШФЛУ 155 можно использовать для получения любой из текучих сред для повышения нефтеотдачи и/или с любыми системами и способами, описываемыми в настоящем документе.
Согласно одному примеру, ШФЛУ содержит около 43% этана, около 27% пропана, около 7% нормального бутана, около 10% изобутана и около 13% фракции «пентан и более тяжелые углеводороды» при максимальном давлении паров около 600 фунт/кв. дюйм изб. при температуре 100 градусов Фаренгейта, согласно рекомендациям Американского общества специалистов по испытаниям и материалам (ASTM), в соответствии со стандартной процедурой испытания D-6378 с максимальным содержанием метана, ароматических углеводородов и олефинов, равным 0,5% от объема жидкости согласно GPA 2177, 1,0 мас. % общего потока согласно GPA 2186, и 1,0% по объему жидкости согласно GPA 2186 соответственно.
Согласно одному примеру, ШФЛУ содержит около 28% этана, около 42% пропана, около 13% нормального бутана, около 7% изобутана и около 10% фракции «пентан и более тяжелые углеводороды». Согласно одному примеру, ШФЛУ содержит около 48% этана, около 31% пропана, около 9% нормального бутана, около 5% изобутана и около 7% фракции «пентан и более тяжелые углеводороды». Согласно одному примеру, ШФЛУ содержит около 37%–43% этана, около 22%–23% пропана, около 7% нормального бутана, около 9%–11% изобутана и около 13%–16% фракции «пентан и более тяжелые углеводороды». Согласно одному примеру, ШФЛУ содержит около 10%–20% по меньшей мере одного углеводородного соединения, содержащего пять или более атомов углерода (C5).
ШФЛУ может содержать одну или более комбинаций, полностью или частично, примеров ШФЛУ и/или вариантов осуществления, описанных в настоящем документе.
Фиг. 2 представляет собой схематический вид системы 110 нагнетания и добычи, размещенной на поверхности 100 над углеводородосодержащим пластом 250 в соответствии с одним вариантом осуществления. Углеводородосодержащий пласт 250 находится под несколькими пластами и может представлять собой карбонатный коллектор, кластический коллектор или зону остаточной нефти (ROZ). Более конкретно первый погребенный пласт 220 расположен над вторым погребенным пластом 230, который расположен над третьим погребенным пластом 240. Первый, второй и третий погребенные пласты расположены над углеводородосодержащим пластом 250. Нагнетательную скважину 200 и добывающую скважину 210 бурят через и сквозь первую, вторую и третью погребенные пласты 220–240 с выходом в углеводородосодержащий пласт 250.
Система 110 нагнетания и добычи включает в себя нагнетающий комплекс, находящийся на поверхности 100. Нагнетающий комплекс включает в себя модуль 103 управления, источник 102 ШФЛУ класса Y, источник 101 азота, источник 106 вторичной текучей среды и источник 109 химреагента. Модуль 103 управления выполнен с возможностью непрерывного измерения, контроля и регулировки нагнетания текучих сред в нагнетательную скважину 200 через одну или более линий 120. Модуль 103 управления может также быть выполнен с возможностью передачи данных, относящихся к нагнетаемым в нагнетательную скважину 200 текучим средам, на удаленный терминал через сеть связи.
ШФЛУ из источника 102 ШФЛУ класса Y, который может представлять собой трубопровод, подается в один или более резервуаров 145, которые через линию 140 соединены с одним или более насосами 130, выполненными с возможностью нагнетания ШФЛУ в модуль 103 управления по линии 131. В модуль 103 управления также поступает газообразный азот из источника 101 азота, который может представлять собой трубопровод.
Одна или более вторичных текучих сред из источника 106 вторичной текучей среды закачивают по линии 105 одним или более насосами 104 и подают в модуль 103 управления по линии 132. Вторичные текучие среды могут содержать по меньшей мере один из ароматических углеводородов, алканов и сырой нефти. Ароматические углеводороды могут содержать по меньшей мере одно из бензола, нафты, ксилола, толуола, топливных нефтепродуктов, олефинов и дизельных фракций. Алканы могут содержать по меньшей мере один из гептана, октана и гексана. Сырая нефть может содержать по меньшей мере одно из остаточной нефти в углеводородосодержащем пласте, тяжелой нефти, средней нефти, легкой нефти, конденсата и остаточной нефти в зоне остаточной нефти.
Один или более химреагентов из источника 109 химреагента закачивают по линии 108 одним или более насосами 107 и подают в модуль 103 управления по линии 133. Химреагенты могут включать в себя химреагенты на неводной основе и/или химреагенты на водной основе. Химреагенты на неводной основе включают в себя, без ограничений, неводные пенообразователи, стабилизаторы пены, эмульгирующие агенты, гелеобразующие агенты, загустители, поверхностно-активные вещества (ПАВ), наночастицы и их комбинации. Химреагенты на водной основе включают в себя, без ограничений, водные пенообразователи, стабилизаторы пены, эмульгирующие агенты, гелеобразующие агенты, загустители, ПАВ, наночастицы, разжижители, понизители трения, ингибиторы солеотложения, биоциды, кислоты, буферизующие/корректирующие pH агенты, стабилизаторы глины, ингибиторы коррозии, сшивающие агенты, контролирующие содержание железа агенты, растворители и их комбинации.
Модуль 103 управления получает потоки ШФЛУ класса Y, газообразного азота, вторичных текучих сред и химреагентов и управляет составом и режимом подачи текучих сред, нагнетаемых в нагнетательную скважину 200. Кроме того, модуль 103 управления может контролировать и измерять уровни текучих сред, расходы, давления и/или температуры текучих сред, входящих и выходящих из модуля 103 управления. Модуль 103 управления выполнен с возможностью непрерывной корректировки состава нагнетаемой в нагнетательную скважину 200 смеси текучих сред для достижения оптимального извлечения текучих сред из углеводородосодержащего пласта 250.
На фиг. 2 показано, что модуль 103 управления может по одной или более линиям 120 нагнетать через нагнетательную скважину 200 в углеводородосодержащий пласт 250 перемежающиеся оторочки ШФЛУ класса Y, химреагента, содержащего ПАВ (такое как пенообразователь), необязательной вторичной текучей среды и газообразного азота. Модуль 103 управления выполнен с возможностью нагнетания отдельных оторочек 260 ШФЛУ класса Y, ПАВ и необязательной вторичной текучей среды с последующим нагнетанием отдельных оторочек 270 газообразного азота. Модуль 103 управления выполнен с возможностью обеспечения нагнетания смеси ШФЛУ класса Y, ПАВ и необязательной вторичной текучей среды в виде отдельных оторочек 260, прекращая при этом нагнетание газообразного азота. Аналогичным образом по истечении заданного временного промежутка, модуль 103 управления переключается в режим нагнетания газообразного азота в виде отдельных оторочек 270, прекращая при этом нагнетание смеси ШФЛУ класса Y, ПАВ и необязательной вторичной текучей среды.
В одном варианте осуществления модуль 103 управления смешивает ШФЛУ класса Y, ПАВ, необязательную вторичную текучую среду и газообразный азот, например, внутри модуля 103 управления и/или путем одновременной подачи всех текучих сред в линию 120 для создания углеводородной пены, которая затем нагнетается в виде непрерывной оторочки в углеводородосодержащий пласт 250.
Оторочки 270 газообразного азота можно использовать в качестве текучей среды для контроля подвижности вытесняющего агента, чтобы блокировать подвижность нагнетаемых текучих сред внутри углеводородосодержащего пласта 250 для предотвращения быстрого прорыва нагнетаемых текучих сред из нагнетательной скважины 200 в добывающую скважину 210. Улучшение отношения подвижностей остаточной пластовой нефти и нагнетаемых текучих сред повышает эффективность вытеснения и охвата, приводя к увеличению извлечения углеводородов из углеводородосодержащего пласта 250. Хотя в качестве текучей среды для контроля подвижности выше был описан газообразный азот, другие текучие среды для контроля подвижности вытесняющего агента, которые можно использовать с описанными в настоящем документе вариантами осуществления, включают в себя, без ограничений, диоксид углерода, азот, природный газ, метан, сжиженный природный газ (СПГ), этан, воду и загущенную воду.
Нагнетаемые текучие среды помогают обеспечить подвижность и вытеснить находящиеся внутри углеводородосодержащего пласта 250 текучие среды, включая углеводороды, в добывающую скважину 210. ШФЛУ класса Y, ПАВ, необязательная вторичная текучая среда природный газ, пластовая вода и пластовая нефть добываются на поверхность 100 через добывающую скважину 210 и добывающий комплекс системы 110 нагнетания и добычи, находящийся на поверхности 100. Добывающий комплекс включает в себя трехфазный сепаратор 160, один или более резервуаров 180 хранения и необязательную систему 152 удаления азота.
Добываемые текучие среды подаются наверх через добывающую скважину 210 и по линии 150 поступают в трехфазный сепаратор 160, где они разделяются на жидкости и газы. Отделенные жидкости, например нефть и вода, по линии 170 поступают в резервуары 180 хранения. Отделенные газы, например азот и углеводородные газы, по линии 151 подаются в необязательную систему 152 удаления азота, где азот сбрасывается в атмосферу, а углеводородные газы подаются в коллектор 153 товарного газа. Если азотное загрязнение добываемых текучих сред отсутствует, отделенные газы могут напрямую подаваться в коллектор 153 товарного газа без системы 152 удаления азота.
На завершающей стадии нагнетания текучих сред для повышения нефтеотдачи модуль 103 управления переключается в режим нагнетания в углеводородосодержащий пласт 250 финишной вытесняющей текучей среды для полного вытеснения текучих сред для повышения нефтеотдачи и/или мобилизованных ими углеводородов в добывающую скважину 210. Текучие среды для повышения нефтеотдачи могут занимать около 30%–50% объема пор углеводородосодержащего пласта 250, а финишная вытесняющая текучая среда может занимать около 50%–70% объема пор углеводородосодержащего пласта 250. Финишная вытесняющая текучая среда может включать в себя, без ограничений, диоксид углерода, азот, природный газ, метан, СПГ, этан, воду, загущенную воду и/или их комбинации.
Фиг. 3 представляет собой схематический вид системы 310 нагнетания и добычи, аналогичной системе 210 нагнетания и добычи. Аналогичные компоненты обозначены теми же порядковыми номерами, но получили групповое обозначение 3хх, для краткости полное описание каждого компонента здесь повторяться не будет. Одно отличие системы 310 нагнетания и добычи состоит в добавлении источника 334 воды как части нагнетающего комплекса. Источник 334 воды соединен линией 335 с одним или более насосами 336, которые накачивают воду в модуль 103 управления по линии 337. Подаваемая из источника 334 воды вода может включать в себя солевой раствор, морскую воду, пластовую воду или хлоркалиевую воду. Хлоркалиевая вода содержит до 4% хлорида калия. Вода может составлять до 10% жидкой фазы текучей среды для повышения нефтеотдачи.
На фиг. 3 показано, что модуль 303 управления может по одной или более линиям 320 нагнетать через нагнетательную скважину 200 в углеводородосодержащий пласт 250 перемежающиеся оторочки ШФЛУ класса Y, химреагента, содержащего ПАВ (которое может выступать в роли пенообразователя и/или эмульгирующего агента), воды, необязательной вторичной текучей среды и газообразного азота. Модуль 303 управления выполнен с возможностью нагнетания отдельных оторочек 260 ШФЛУ класса Y, ПАВ, воды и необязательной вторичной текучей среды с последующим нагнетанием отдельных оторочек 270 газообразного азота. Модуль 103 управления выполнен с возможностью обеспечения нагнетания смеси ШФЛУ класса Y, ПАВ, воды и необязательной вторичной текучей среды в виде отдельных оторочек 260, прекращая при этом нагнетание газообразного азота. Аналогичным образом по истечении заданного временного промежутка, модуль 303 управления переключается в режим нагнетания газообразного азота в виде отдельных оторочек 270, прекращая при этом нагнетание смеси ШФЛУ класса Y, ПАВ, воды и необязательной вторичной текучей среды.
В одном варианте осуществления модуль 303 управления смешивает ШФЛУ класса Y, ПАВ, воду, необязательную вторичную текучую среду и газообразный азот, например, внутри модуля 303 управления и/или путем одновременной подачи всех текучих сред в линию 320 для создания вспененной эмульсии, которая затем нагнетается в виде непрерывной оторочки в углеводородосодержащий пласт 250.
Нагнетаемые текучие среды помогают обеспечить подвижность и вытеснить находящиеся внутри углеводородосодержащего пласта 250 текучие среды, включая углеводороды, в добывающую скважину 210. ШФЛУ класса Y, ПАВ, нагнетенная вода, необязательная вторичная текучая среда, природный газ, пластовая вода и пластовая нефть добываются на поверхность 100 через добывающую скважину 210, где они разделяются в добывающем комплексе, как описано выше. На завершающей стадии нагнетания текучих сред для повышения нефтеотдачи в углеводородосодержащий пласт 250 можно нагнетать финишную вытесняющую текучую среду для полного вытеснения текучих сред для повышения нефтеотдачи и/или мобилизованных ими углеводородов в добывающую скважину 210.
Фиг. 4 представляет собой схематический вид системы 410 нагнетания и добычи, аналогичной системе 310 нагнетания и добычи. Аналогичные компоненты обозначены теми же порядковыми номерами, но получили групповое обозначение 4хх, для краткости полное описание каждого компонента здесь повторяться не будет. Два отличия системы 410 нагнетания и добычи состоят в исключении источника 301 азота из нагнетающего комплекса и исключении системы 352 удаления азота из добывающего комплекса.
На фиг. 4 показано, что модуль 403 управления может по одной или более линиям 420 нагнетать через нагнетательную скважину 200 в углеводородосодержащий пласт 250 непрерывную оторочку 260 из ШФЛУ класса Y, химреагента, содержащего эмульгирующий агент (такой как ПАВ), воды и необязательной вторичной текучей среды. Модуль 403 управления смешивает ШФЛУ класса Y, эмульгирующий агент, воду и необязательную вторичную текучую среду, например, внутри модуля 403 управления и/или путем одновременной подачи всех текучих сред в линию 420 для создания эмульсии, которая затем нагнетается в виде непрерывной оторочки 260 в углеводородосодержащий пласт 250.
Нагнетаемые текучие среды помогают обеспечить подвижность и вытеснить находящиеся внутри углеводородосодержащего пласта 250 текучие среды, включая углеводороды, в добывающую скважину 210. ШФЛУ класса Y, эмульгирующий агент, нагнетенная вода, необязательная вторичная текучая среда, природный газ, пластовая вода и пластовая нефть добываются на поверхность 100 через добывающую скважину 210, где они разделяются в добывающем комплексе, как описано выше. На завершающей стадии нагнетания текучих сред для повышения нефтеотдачи в углеводородосодержащий пласт 250 можно нагнетать финишную вытесняющую текучую среду для полного вытеснения текучих сред для повышения нефтеотдачи и/или мобилизованных ими углеводородов в добывающую скважину 210.
Фиг. 5 представляет собой схематический вид системы 510 нагнетания и добычи, аналогичной системе 410 нагнетания и добычи. Аналогичные компоненты обозначены теми же порядковыми номерами, но получили групповое обозначение 5хх, для краткости полное описание каждого компонента здесь повторяться не будет. Одно отличие системы 510 нагнетания и добычи состоит в исключении источника 434 воды из нагнетающего комплекса.
На фиг. 5 показано, что модуль 503 управления может по одной или более линиям 520 нагнетать через нагнетательную скважину 200 в углеводородосодержащий пласт 250 непрерывную оторочку 260 из ШФЛУ класса Y, химреагента, содержащего гелеобразующий агент, и необязательной вторичной текучей среды. Модуль 503 управления смешивает ШФЛУ класса Y, гелеобразующий агент и необязательную вторичную текучую среду, например, внутри модуля 503 управления и/или путем одновременной подачи всех текучих сред в линию 520 для создания загущенной текучей среды для повышения нефтеотдачи, которая затем нагнетается в виде непрерывной оторочки 260 в углеводородосодержащий пласт 250.
Нагнетаемые текучие среды помогают обеспечить подвижность и вытеснить находящиеся внутри углеводородосодержащего пласта 250 текучие среды, включая углеводороды, в добывающую скважину 210. ШФЛУ класса Y, гелеобразующий агент, необязательная вторичная текучая среда, природный газ, пластовая вода и пластовая нефть добываются на поверхность 100 через добывающую скважину 210, где они разделяются в добывающем комплексе, как описано выше. На завершающей стадии нагнетания текучих сред для повышения нефтеотдачи в углеводородосодержащий пласт 250 можно нагнетать финишную вытесняющую текучую среду для полного вытеснения текучих сред для повышения нефтеотдачи и/или мобилизованных ими углеводородов в добывающую скважину 210.
Фиг. 6 представляет собой схематический вид системы 610 нагнетания и добычи, размещенной на поверхности 600 над углеводородосодержащим пластом 750 в соответствии с одним вариантом осуществления. Углеводородосодержащий пласт 750 находится под несколькими пластами. Более конкретно, первый погребенный пласт 720 расположен над вторым погребенным пластом 730, который расположен над третьим погребенным пластом 740. Первый, второй и третий погребенные пласты расположены над углеводородосодержащим пластом 750. Нагнетательную скважину 700 бурят через и сквозь первый, второй и третий погребенные пласты 720–740 с выходом в углеводородосодержащий пласт 750.
Система 610 нагнетания и добычи включает в себя нагнетающий комплекс, находящийся на поверхности 600. Нагнетающий комплекс включает в себя источник 660 ШФЛУ класса Y, источник 640 азота и источник 607 химреагента. Содержащий наночастицы химреагент из источника 607 химреагента по линиям 608 и 610 закачивается одним или более насосами 608 в источник 660 ШФЛУ класса Y. ШФЛУ и наночастицы закачиваются одним или более насосами 630 по линии 622 в линию 620, из которой они затем нагнетаются через нагнетательную скважину 700 в углеводородосодержащий пласт 750, как показано стрелкой 760.
После нагнетания ШФЛУ и наночастиц жидкий азот по линии 621 подается из источника азота 640 в испаритель 620, где он испаряется до газообразного азота и по линии 633 подается в линию 620. Затем газообразный азот нагнетается через нагнетательную скважину 700 в углеводородосодержащий пласт 750, чтобы способствовать смещению ШФЛУ и наночастиц вглубь пласта, где они остаются на заданное время для пропитки пласта.
По истечении заданного времени нагнетенные текучие среды помогают обеспечить подвижность и вытеснение текучих сред, включая углеводороды, внутри углеводородосодержащего пласта 750, для последующей добычи через ту же самую нагнетательную скважину 700, реализуя процесс циклического нагнетания в ствол скважины. ШФЛУ класса Y, наночастицы, газообразный азот, природный газ, пластовая вода и пластовая нефть, как показано стрелкой 770, добываются на поверхность 600 через нагнетательную скважину 700 и поступают на добывающий комплекс системы 610 нагнетания и добычи, находящийся на поверхности 600. Добывающий комплекс включает в себя трехфазный сепаратор 660, один или более резервуаров 680 хранения и необязательную систему 652 удаления азота.
Добываемые текучие среды поступают наверх через нагнетательную скважину 700 и по линии 650 поступают в трехфазный сепаратор 660, где они разделяются на жидкости и газы. Отделенные жидкости, например нефть и вода, по линии 770 поступают в резервуары 680 хранения. Отделенные газы, например азот и углеводородные газы, по линии 651 подаются в необязательную систему 652 удаления азота, где азот сбрасывается в атмосферу, а углеводородные газы подаются в коллектор 653 товарного газа. Если азотное загрязнение добываемых текучих сред отсутствует, отделенные газы могут напрямую подаваться в коллектор 653 товарного газа без системы 652 удаления азота.
Описываемые выше нагнетательные скважины могут включать в себя массив вертикальных и/или горизонтальных нагнетательных скважин. Описываемые выше добывающие скважины могут включать в себя массив вертикальных и/или горизонтальных добывающих скважин.
Источник ШФЛУ может быть обеспечен в резервуарах для ШФЛУ класса Y, представляющих собой находящиеся на площадке цистерны для хранения ШФЛУ под давлением, которые заполняются из регионального трубопровода сбора ШФЛУ класса Y, региональной системы отгона газа или газоперерабатывающего комплекса автоцистернами.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, такие как углеводородная пена, вспененная эмульсия, эмульсия и загущенная текучая среда для повышения нефтеотдачи, описываемые в настоящем документе, могут содержать химреагент, содержащий ПАВ, причем ПАВ содержит по меньшей мере одно из неионного ПАВ, анионного ПАВ и катионного ПАВ, причем ПАВ составляет до 5% от массовой концентрации текучей среды для повышения нефтеотдачи.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, такие как эмульсии, описываемые в настоящем документе, могут содержать загуститель, причем загуститель содержит по меньшей мере один из растворимого в углеводородах сополимера и водорастворимого загустителя. Водорастворимый загуститель содержит по меньшей мере одно из водорастворимых сополимеров, полисахаридов, гуаровой камеди, вязкоупругих ПАВ, сшивающих агентов, целлюлозных загустителей и гидроксиэтилцеллюлозы.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, такие как углеводородная пена, вспененная эмульсия, эмульсия и загущенная текучая среда для повышения нефтеотдачи, описываемые в настоящем документе, могут содержать химреагенты на неводной основе. Химреагенты на неводной основе включают в себя, без ограничений, неводные пенообразователи, стабилизаторы пены, эмульгирующие агенты, гелеобразующие агенты, загустители, ПАВ, наночастицы и их комбинации.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, такие как вспененная эмульсия и эмульсия, описываемые в настоящем документе, могут содержать химреагенты на водной основе. Химреагенты на водной основе включают в себя, без ограничений, водные пенообразователи, стабилизаторы пены, эмульгирующие агенты, гелеобразующие агенты, загустители, ПАВ, наночастицы, разжижители, понизители трения, ингибиторы солеотложения, биоциды, кислоты, буферизующие/корректирующие pH агенты, стабилизаторы глины, ингибиторы коррозии, сшивающие агенты, контролирующие содержание железа агенты, растворители и их комбинации.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, такие как углеводородные пены и вспененная эмульсия, описываемые в настоящем документе, могут содержать пенообразователи. Пенообразователи без ограничений включают в себя неионные ПАВ, причем неионные ПАВ включают по меньшей мере одно из силоксанового ПАВ, фторированного ПАВ, сложного эфира жирной кислоты, глицерида, кремниевого эмульгатора, гидрофобного порошка двуокиси кремния и их комбинации.
Пенообразователи также могут включать в себя, без ограничений, ПАВ, такие как неионные ПАВ, анионные ПАВ, катионные ПАВ, iC90-гликоль, iC10-гликоль, 1-пропанол, изопропанол, 2-бутанол, бутилгликоль, сульфоновые кислоты, бетаиновые соединения, фторированные ПАВ, углеводородные растворители, алюминиевые мыла, сложные фосфатные эфиры, спиртоэфирные сульфаты, сульфаты спиртов, алициклолсульфаты, изетионаты, сарконизаты, ацилсаркозинаты, олефинсульфонаты, алициклоэфиркарбоксилаты, алициклоспиртоамиды, аминоксиды, алкилбензолсульфонат, алкилнафталинсульфонаты, жирноспиртовые этоксилаты, оксо-спиртовые этоксилаты, алкилэтоксилаты, алкилфенолэтоксилаты, жирноамино- и жирноамидоэтоксилаты, алкилполиглюкозиды, окспоспиртовые этоксилаты, алкоксилаты спирта Гербе, алкилэфирсульфонат, EO/PO блок-сополимеры, бетаины, кокамидопропилбетаин, C8–C10 алкиламидопропилбетаин, сульфобетаины, алкенилсульфонаты, алкилгликоли, алкоксилаты спиртов, сульфосукцинаты, алкилэфирфосфаты, четвертичные эфиры, диалициклоаммониевые производные, триалициклоаммониевые производные и их комбинации.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, такие как углеводородная пена и вспененная эмульсия, описываемые в настоящем документе, могут содержать стабилизаторы пены. Стабилизаторы пены включают в себя, без ограничений, растворимые в углеводородах сополимеры, белки, микрочастицы, наночастицы, окись кремния и производные окиси кремния, которые, как известно, стабилизируют пены и эмульсии за счет образования так называемой эмульсии Пикеринга. Стабилизаторы пены могут содержать добавки, которые повышают вязкость текучей среды для повышения нефтеотдачи путем образования слоистых структур, таких как полимерные структуры.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, такие как загущенные текучие среды для повышения нефтеотдачи, описываемые в настоящем документе, могут содержать гелеобразующие агенты. Гелеобразующие агенты включают в себя, без ограничений, растворимые в углеводородах сополимеры, сложные фосфатные эфиры, металлорганические комплексные сшивающие агенты, аминокарбаматы, алюминиевые мыла, кокоамины (C12–C14), себакоилхлорид, олео (C18) амин, толуол-2,4-диизоцианат, толуол-2,6-диизоцианат и их комбинации.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, такие как углеводородная пена, вспененная эмульсия, эмульсия и загущенные текучие среды для повышения нефтеотдачи, описываемые в настоящем документе, могут содержать вторичные текучие среды. Вторичные текучие среды включают в себя, без ограничений, ароматические углеводороды, алканы, сырые нефти и их комбинации. Вторичная текучая среда может составлять 10% или менее от объема текучих сред для повышения нефтеотдачи, описываемых в настоящем документе. Ароматические углеводороды могут содержать по меньшей мере одно из бензола, нафты, ксилола, толуола, топливных нефтепродуктов, олефинов и дизельных фракций. Алканы могут содержать по меньшей мере один из гептана, октана и гексана. Сырая нефть может содержать по меньшей мере одно из остаточной нефти в углеводородосодержащем пласте, тяжелой нефти, средней нефти, легкой нефти, конденсата и остаточной нефти в зоне остаточной нефти.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, описываемые в настоящем документе, могут включать нефракционированную смесь углеводородов, содержащую этан, пропан, бутан, изобутан и фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды», причем этан, пропан и бутан составляют по меньшей мере 75% от объема нефракционированной смеси углеводородов.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, описываемые в настоящем документе, могут содержать нефракционированную смесь углеводородов, содержащую этан, пропан, бутан, изобутан и фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды», причем этан составляет по меньшей мере 3% от объема нефракционированной смеси углеводородов.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи могут содержать нефракционированную смесь углеводородов, содержащую этан, пропан, бутан, изобутан и фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды», причем фракция «пентан и более тяжелые углеводороды» составляет менее 30% от объема нефракционированной смеси углеводородов.
Текучие среды для повышения нефтеотдачи, описываемые в настоящем документе, могут быть получены с использованием газа любого типа, такого как диоксид углерода, азот, природный газ, метан, СПГ и/или этан, и могут включать в себя один или более пенообразователей, таких как ПАВ, для образования углеводородной пены. Содержание газа в текучей среде для повышения нефтеотдачи может находиться в диапазоне от около 55% до около 95% от объема.
Хотя вышеизложенное относится к определенным вариантам осуществления, другие и дополнительные варианты осуществления могут быть разработаны без отступления от основного объема изобретения, а объем изобретения определяется последующими пунктами формулы изобретения.
1. Способ повышения или улучшения нефтеотдачи, включающий:
нагнетание широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) для повышения нефтеотдачи через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт для обеспечения подвижности и вытеснения углеводородов, причем ШФЛУ для повышения нефтеотдачи содержит нефракционированную смесь углеводородов, представляющую собой побочный продукт конденсированных и деметанизированных углеводородных потоков, которая может смешиваться с углеводородами в углеводородосодержащем пласте, причем нефракционированная смесь углеводородов содержит этан, пропан и бутан в количестве по меньшей мере 75% от объема, и при этом нефракционированная смесь углеводородов содержит фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды» в количестве менее 30% от объема, причем нефракционированная смесь углеводородов конденсируется из потока углеводородов при температуре 0 градусов Фаренгейта или ниже;
нагнетание текучей среды для контроля подвижности вытесняющего агента через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт, чтобы блокировать перемещение ШФЛУ для повышения нефтеотдачи из нагнетательной скважины в добывающую скважину; и
добычу углеводородов через добывающую скважину.
2. Способ по п. 1, в котором нагнетательная скважина содержит массив вертикальных или горизонтальных нагнетательных скважин, и при этом добывающая скважина содержит массив вертикальных или горизонтальных добывающих скважин, смещенных относительно массива нагнетательных скважин.
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий попеременное нагнетание в углеводородосодержащий пласт ШФЛУ для повышения нефтеотдачи и текучей среды для контроля подвижности вытесняющего агента.
4. Способ по п. 1, в котором текучая среда для контроля подвижности вытесняющего агента содержит по меньшей мере одно из диоксида углерода, азота, природного газа, метана, сжиженного природного газа (СПГ), этана, воды и загущенной воды.
5. Способ по п. 1, дополнительно включающий нагнетание в углеводородосодержащий пласт финишной вытесняющей текучей среды на завершающей стадии нагнетания ШФЛУ для повышения нефтеотдачи, причем финишная вытесняющая текучая среда содержит по меньшей мере одно из диоксида углерода, азота, природного газа, метана, СПГ, этана, воды и загущенной воды.
6. Способ по п. 1, в котором углеводородосодержащий пласт представляет собой карбонатный коллектор, кластический коллектор или зону остаточной нефти (ROZ).
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий смешивание ШФЛУ для повышения нефтеотдачи, текучей среды для контроля подвижности вытесняющего агента и поверхностно-активное вещество (ПАВ) для получения углеводородной пены, причем текучая среда для контроля подвижности вытесняющего агента представляет собой газ, содержащий по меньшей мере один из диоксида углерода, азота, природного газа, метана и этана.
8. Способ по п. 7, в котором ПАВ представляет собой по меньшей мере одно из неионного ПАВ и анионного ПАВ, причем ПАВ составляет до 5% от массовой концентрации.
9. Способ по п. 8, в котором неионное ПАВ содержит по меньшей мере одно из силоксанового ПАВ, фторированного ПАВ, эфира жирной кислоты, глицерида и кремниевого эмульгатора.
10. Способ по п. 7, дополнительно включающий добавление к углеводородной пене стабилизатора пены, причем стабилизатор пены содержит растворимый в углеводородах сополимер.
11. Способ по п. 7, дополнительно включающий добавление к углеводородной пене вторичной текучей среды, причем вторичная текучая среда содержит по меньшей мере одно из ароматических углеводородов, спиртов, алканов и сырой нефти, и при этом вторичная текучая среда составляет 10% или менее от объема углеводородной пены.
12. Способ по п. 11, в котором сырая нефть содержит по меньшей мере одно из остаточной нефти в углеводородосодержащем пласте, тяжелой нефти, средней нефти, легкой нефти, конденсата и остаточной нефти в зоне остаточной нефти.
13. Способ по п. 7, дополнительно включающий добавление к углеводородной пене наночастиц.
14. Способ по п. 1, дополнительно включающий смешивание ШФЛУ для повышения нефтеотдачи, текучей среды для контроля подвижности вытесняющего агента, ПАВ и воды для получения вспененной эмульсии, причем текучая среда для контроля подвижности вытесняющего агента представляет собой газ.
15. Способ по п. 14, в котором ПАВ выполняет функцию пенообразователя и/или эмульгирующего агента.
16. Способ по п. 14, в котором вода представляет собой пластовую воду и составляет до 10% жидкой фазы вспененной эмульсии.
17. Способ по п. 14, в котором вода представляет собой хлоркалиевую воду и составляет до 10% жидкой фазы вспененной эмульсии, причем хлоркалиевая вода содержит до 4% хлорида калия.
18. Способ по п. 14, в котором газ содержит по меньшей мере один из азота, диоксида углерода, природного газа, метана и этана.
19. Способ по п. 14, в котором ПАВ представляет собой по меньшей мере одно из неионного ПАВ, анионного ПАВ и катионного ПАВ, причем ПАВ составляет до 5% от массовой концентрации.
20. Способ по п. 19, в котором неионное ПАВ содержит по меньшей мере одно из силоксанового ПАВ, фторированного ПАВ, эфира жирной кислоты, глицерида и кремниевого эмульгатора.
21. Способ по п. 14, дополнительно включающий добавление к вспененной эмульсии стабилизатора пены, причем стабилизатор пены содержит по меньшей мере один из растворимого в углеводородах сополимера и водорастворимого сополимера.
22. Способ по п. 14, дополнительно включающий добавление к вспененной эмульсии вторичной текучей среды, причем вторичная текучая среда содержит по меньшей мере одно из ароматических углеводородов, спиртов, алканов и сырой нефти, и при этом вторичная текучая среда составляет 10% или менее от объема вспененной эмульсии.
23. Способ по п. 22, в котором сырая нефть содержит по меньшей мере одно из остаточной нефти в углеводородосодержащем пласте, тяжелой нефти, средней нефти, легкой нефти, конденсата и остаточной нефти в зоне остаточной нефти.
24. Способ по п. 14, дополнительно включающий добавление к вспененной эмульсии наночастиц.
25. Способ повышения или улучшения нефтеотдачи, включающий:
смешивание ШФЛУ, эмульгирующего агента и воды для получения эмульсии, причем ШФЛУ содержит нефракционированную смесь углеводородов, представляющую собой побочный продукт конденсированных и деметанизированных углеводородных потоков, которая может смешиваться с углеводородами в углеводородосодержащем пласте, причем нефракционированная смесь углеводородов содержит этан, пропан и бутан в количестве по меньшей мере 75% от объема, и при этом нефракционированная смесь углеводородов содержит фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды» в количестве менее 30% от объема, причем нефракционированная смесь углеводородов конденсируется из потока углеводородов при температуре 0 градусов Фаренгейта или ниже;
нагнетание эмульсии в углеводородосодержащий пласт через нагнетательную скважину для обеспечения подвижности и вытеснения углеводородов и
добычу углеводородов через добывающую скважину.
26. Способ по п. 25, в котором нагнетательная скважина содержит массив вертикальных или горизонтальных нагнетательных скважин, и при этом добывающая скважина содержит массив вертикальных или горизонтальных добывающих скважин, смещенных относительно массива нагнетательных скважин.
27. Способ по п. 25, дополнительно включающий нагнетание в углеводородосодержащий пласт финишной вытесняющей текучей среды на завершающей стадии нагнетания эмульсии, причем финишная вытесняющая текучая среда содержит по меньшей мере одно из азота, диоксида углерода, СПГ, природного газа, этана, воды и загущенной воды.
28. Способ по п. 25, в котором углеводородосодержащий пласт представляет собой карбонатный коллектор, кластический коллектор или зону остаточной нефти (ROZ).
29. Способ по п. 25, в котором вода представляет собой пластовую воду и составляет до 10% жидкой фазы эмульсии.
30. Способ по п. 25, в котором вода представляет собой хлоркалиевую воду и составляет до 10% жидкой фазы эмульсии, причем хлоркалиевая вода содержит до 4% хлорида калия.
31. Способ по п. 25, в котором эмульгирующий агент представляет собой ПАВ, причем ПАВ представляет собой по меньшей мере одно из неионного ПАВ, анионного ПАВ и катионного ПАВ, причем ПАВ составляет до 5% от массовой концентрации.
32. Способ по п. 30, в котором неионное ПАВ содержит по меньшей мере одно из силоксанового ПАВ, фторированного ПАВ, эфира жирной кислоты, глицерида и кремниевого эмульгатора.
33. Способ по п. 25, дополнительно включающий добавление к эмульсии вторичной текучей среды, причем вторичная текучая среда содержит по меньшей мере одно из ароматических углеводородов, алканов и сырой нефти, и при этом вторичная текучая среда составляет 10% или менее от объема эмульсии.
34. Способ по п. 33, в котором сырая нефть содержит по меньшей мере одно из остаточной нефти в углеводородосодержащем пласте, тяжелой нефти, средней нефти, легкой нефти, конденсата и остаточной нефти в зоне остаточной нефти.
35. Способ по п. 25, дополнительно включающий добавление к эмульсии наночастиц.
36. Способ по п. 25, дополнительно включающий добавление к эмульсии загустителя, причем загуститель содержит по меньшей мере один из растворимого в углеводородах сополимера и водорастворимого загустителя, и при этом водорастворимый загуститель содержит по меньшей мере одно из водорастворимых сополимеров, полисахаридов, гуаровой камеди, вязкоупругих ПАВ, сшивающих агентов, целлюлозных загустителей и гидроксиэтилцеллюлозы.
37. Способ повышения или улучшения нефтеотдачи, включающий:
смешивание ШФЛУ и гелеобразующего агента для получения загущенной текучей среды для повышения нефтеотдачи, причем ШФЛУ содержит нефракционированную смесь углеводородов, представляющую собой побочный продукт конденсированных и деметанизированных углеводородных потоков, которая может смешиваться с углеводородами, причем нефракционированная смесь углеводородов содержит этан, пропан и бутан в количестве по меньшей мере 75% от объема, и при этом нефракционированная смесь углеводородов содержит фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды» в количестве менее 30% от объема, причем нефракционированная смесь углеводородов конденсируется из потока углеводородов при температуре 0 градусов Фаренгейта или ниже;
нагнетание загущенной текучей среды для повышения нефтеотдачи в углеводородосодержащий пласт через нагнетательную скважину для обеспечения подвижности и вытеснения углеводородов и
добычу углеводородов через добывающую скважину.
38. Способ по п. 37, в котором нагнетательная скважина содержит массив вертикальных или горизонтальных нагнетательных скважин, и при этом добывающая скважина содержит массив вертикальных или горизонтальных добывающих скважин, смещенных относительно массива нагнетательных скважин.
39. Способ по п. 37, дополнительно включающий нагнетание в углеводородосодержащий пласт финишной вытесняющей текучей среды на завершающей стадии нагнетания загущенной текучей среды для повышения нефтеотдачи, причем финишная вытесняющая текучая среда содержит по меньшей мере одно из азота, диоксида углерода, СПГ, природного газа, этана, воды и загущенной воды.
40. Способ по п. 37, в котором гелеобразующий агент содержит по меньшей мере одно из растворимых в углеводородах сополимеров, фосфатных эфиров, металлорганических комплексных сшивающих агентов, аминокарбаматов, алюминиевых мыл, кокоаминов (С12-С14), себакоилхлорида, олео (С18) амина, толуол-2,4-диизоцианата и толуол-2,6-диизоцианата.
41. Способ по п. 37, дополнительно включающий добавление к загущенной текучей среде для повышения нефтеотдачи вторичной текучей среды, причем вторичная текучая среда содержит по меньшей мере одно из ароматических углеводородов, алканов и сырой нефти, и при этом вторичная текучая среда составляет 10% или менее от объема загущенной текучей среды для повышения нефтеотдачи.
42. Способ по п. 41, в котором сырая нефть содержит по меньшей мере одно из остаточной нефти в углеводородосодержащем пласте, тяжелой нефти, средней нефти, легкой нефти, конденсата и остаточной нефти в зоне остаточной нефти.
43. Способ по п. 37, дополнительно включающий добавление наночастиц к загущенной текучей среде для повышения нефтеотдачи.
44. Способ повышения или улучшения нефтеотдачи, включающий:
нагнетание ШФЛУ для повышения нефтеотдачи через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт для обеспечения подвижности и вытеснения углеводородов, причем ШФЛУ содержит нефракционированную смесь углеводородов, представляющую собой побочный продукт конденсированных и деметанизированных углеводородных потоков, которая может смешиваться с углеводородами, причем нефракционированная смесь углеводородов содержит этан, пропан и бутан в количестве по меньшей мере 75% от объема, и при этом нефракционированная смесь углеводородов содержит фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды» в количестве менее 30% от объема, причем нефракционированная смесь углеводородов конденсируется из потока углеводородов при температуре 0 градусов Фаренгейта или ниже; и
добычу углеводородов через нагнетательную скважину.
45. Способ по п. 44, в котором нагнетательная скважина содержит одну или более вертикальных или горизонтальных скважин.
46. Способ по п. 44, дополнительно включающий нагнетание в углеводородосодержащий пласт газообразного азота после нагнетания ШФЛУ для повышения нефтеотдачи.
47. Способ по п. 44, в котором ШФЛУ для повышения нефтеотдачи содержит наночастицы.
48. Система нагнетания и добычи с использованием ШФЛУ для повышения нефтеотдачи, содержащая:
первый сепаратор для разделения углеводородного потока добывающей скважины на жидкий поток и газовый поток;
триэтиленгликолевый узел для приема газового потока и осушения газового потока; турбодетандер или клапан Джоуля-Томпсона для приема осушенного газа, охлаждения осушенного газа до температуры 0-(-100)° Фаренгейта и образования конденсата в виде ШФЛУ;
второй сепаратор для приема ШФЛУ и отделения газового потока от ШФЛУ,
причем система выполнена с возможностью получения нефракционированной ШФЛУ как побочного продукта конденсирования и деметанизирования углеводородного потока.
49. Система по п. 48, дополнительно содержащая источник азота, находящийся в соединении по текучей среде с модулем управления, причем модуль управления выполнен с возможностью управления нагнетанием газообразного азота из источника азота в углеводородосодержащий пласт через нагнетательную скважину.
50. Система по п. 48, дополнительно содержащая источник вторичной текучей среды, находящийся в соединении по текучей среде с модулем управления, причем модуль управления выполнен с возможностью управления нагнетанием вторичной текучей среды из источника вторичной текучей среды в углеводородосодержащий пласт через нагнетательную скважину.
51. Система по п. 48, дополнительно содержащая источник воды, находящийся в соединении по текучей среде с модулем управления, причем модуль управления выполнен с возможностью управления нагнетанием воды из источника воды в углеводородосодержащий пласт через нагнетательную скважину.
52. Система по п. 48, дополнительно содержащая систему удаления азота, находящуюся в соединении по текучей среде с модулем трехфазного сепаратора и выполненную с возможностью отделения азота от газов, отделенных в трехфазном сепараторе.
53. Система по п. 48, в которой химреагент из источника химреагента содержит по меньшей мере один из пенообразователя, эмульгирующего агента и гелеобразующего агента.
54. Система по п. 48, в которой химреагент из источника химреагента содержит по меньшей мере одно из неионного ПАВ, анионного ПАВ и катионного ПАВ, причем ПАВ составляет до 5% от массовой концентрации.
