способ извлечения нефти с использованием пенистой эмульсии с нефтяной сплошной фазой

Формула изобретения

1. Способ получения углеводородов из подземного пласта, включающий образование стабилизированной твердыми частицами эмульсии, включающей нефть в качестве первой жидкости, капельки второй жидкости, суспендированные в указанной нефти, и твердые частицы, которые нерастворимы и в указанной нефти, и в указанной второй жидкости в условиях подземного пласта;

воздействие газа на указанную стабилизированную твердыми частицами эмульсию;

растворение по меньшей мере части указанного газа в указанной нефти с образованием стабилизированной твердыми частицами эмульсии, содержащей растворенный в ней указанный газ;

нагнетание указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии, содержащей растворенный в ней указанный газ, в указанный подземный пласт в качестве вытесняющего флюида;

введение по меньшей мере части указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии, содержащей растворенный в ней указанный газ, в одну или несколько из областей указанного подземного пласта, имеющих in situ давление, достаточно низкое для того, чтобы сделать возможным выделение по меньшей мере части указанного газа из указанной нефти, тем самым образуя пузырьки газа в указанной нефти внутри указанного подземного пласта; и

вытеснение указанных углеводородов к продуктовой скважине и извлечение указанных углеводородов из указанного подземного пласта.

2. Способ по п.1, в котором указанная стабилизированная твердыми частицами эмульсия содержит достаточно газа для того, чтобы снизить содержание нефти в указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии до величин от примерно 5 до 40% об. при давлении пласта in situ без увеличения подвижности указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии до точки примерно выше подвижности указанных углеводородов.

3. Способ по п.1, в котором указанная стабилизированная твердыми частицами эмульсия содержит достаточно газа для того, чтобы снизить содержание нефти в указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии до величин от примерно 5 до 30% об. при давлении пласта in situ без увеличения подвижности указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии до точки примерно выше подвижности указанных углеводородов.

4. Способ по п.1, в котором указанная стабилизированная твердыми частицами эмульсия содержит достаточно газа для того, чтобы снизить содержание нефти в указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии до величин от примерно 5 до 20% об. при давлении пласта in situ без увеличения подвижности указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии до точки примерно выше подвижности указанных углеводородов.

5. Способ по п.1, в котором указанная вторая жидкость включает воду.

6. Способ по п.1, в котором указанная вторая жидкость включает воду в качестве основного компонента.

7. Способ по п.1, в котором указанный газ выбирают из группы, состоящей из азота, метана, этана, пропана, бутана, диоксида углерода, природного газа, дымового газа и их сочетаний.

8. Способ по п.1, в котором указанный углеводород включает сырую нефть.

9. Способ по п.1, в котором указанный углеводород включает природный газ.

10. Способ по п.1, в котором указанная нефть включает по меньшей мере часть указанных углеводородов.

11. Способ по п.1, в котором указанные твердые частицы являются естественно присутствующими в указанной нефти.

12. Способ по п.1, в котором указанные пузырьки газа при давлении in situ составляют менее 30% об. от указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии.

13. Способ по п.1, в котором указанные пузырьки газа при давлении in situ составляют менее 20% об. от указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии.

14. Углеводороды, полученные способом по п.1.

15. Способ по п.1, в котором указанная стадия растворения включает насыщение указанной нефти указанным газом при выбранном парциальном давлении с образованием указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии, содержащей растворенный указанный газ.

16. Способ приготовления указанной пенистой стабилизированной твердыми частицами эмульсии, включающий образование стабилизированной твердыми частицами эмульсии, включающей нефть в качестве первой жидкости, капельки второй жидкости, суспендированные в указанной нефти, и твердые частицы, которые нерастворимы и в указанной нефти, и в указанной второй жидкости;

растворение газа в указанной нефти для образования стабилизированной твердыми частицами эмульсии, включающей растворенным в ней указанный газ; и

воздействие на указанную стабилизированную твердыми частицами эмульсию, включающую растворенный газ, давления, достаточно низкого для того, чтобы сделать возможным выделение по меньшей мере части указанного газа из указанной нефти, чтобы образовать пузырьки газа в указанной нефти.

17. Способ по п.16, в котором указанная стадия растворения включает насыщение указанной нефти сжатым газом при выбранном парциальном давлении указанного газа для образования указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии, имеющей насыщенную нефтяную фазу.

18. Способ по п.16, в котором указанная вторая жидкость включает воду.

19. Способ по п.18, в котором указанная вторая жидкость включает воду в качестве основного компонента.

20. Способ по п.16, в котором указанный растворенный газ выбирают из группы, состоящей из азота, метана, этана, пропана, бутана, диоксида углерода, природного газа, дымового газа и их сочетаний.

21. Способ по п.16, в котором указанные твердые частицы являются естественно присутствующими в указанной нефти.

22. Способ получения углеводородов из подземного пласта, включающий образование эмульсии с нефтяной сплошной фазой, где указанная эмульсия с нефтяной сплошной фазой содержит капельки воды и пузырьки газа, стабилизированные в ней в качестве дисперсных фаз твердыми частицами субмикронного размера;

помещение указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой в подземный пласт, где указанные пузырьки газа образуются in situ внутри указанного подземного пласта, тем самым используя указанную эмульсию с нефтяной сплошной фазой в указанном подземном пласте в качестве вытесняющего флюида для вытеснения указанных углеводородов к одной или нескольким продуктовым скважинам; и извлечение указанных углеводородов из указанного подземного пласта.

23. Способ по п.22, в котором указанная эмульсия с масляной сплошной фазой образована начальным воздействием газа для образования нефти, содержащей растворенный в ней газ.

24. Способ по п.22, в котором указанные пузырьки газа имеют максимальный диаметр, который меньше, чем средний диаметр устья пор указанного подземного пласта.

25. Способ по п.22, в котором указанные пузырьки газа имеют максимальный диаметр около 20 мкм или менее.

26. Способ по п.22, в котором указанные пузырьки газа имеют максимальный диаметр около 50 мкм или менее.

27. Способ по п.22, в котором указанные пузырьки газа имеют максимальный диаметр около 40 мкм или менее.

28. Способ по п.22, в котором указанные пузырьки газа имеют максимальный диаметр около 30 мкм или менее.

29. Способ по п.22, в котором указанная эмульсия с нефтяной сплошной фазой включает достаточное количество растворенного газа, чтобы понизить вязкость указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой до менее чем примерно в десять раз ниже вязкости указанных углеводородов.

30. Способ по п.22, в котором указанная эмульсия с нефтяной сплошной фазой включает достаточное количество растворенного газа для понижения вязкости указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой до менее чем примерно в пять раз ниже вязкости указанных углеводородов.

31. Способ по п.22, в котором указанная эмульсия с нефтяной сплошной фазой включает достаточное количество растворенного газа для понижения вязкости указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой до менее чем примерно в два раза ниже вязкости указанных углеводородов.

32. Способ по п.22, в котором указанная эмульсия с нефтяной сплошной фазой включает по меньшей мере часть указанных углеводородов.

33. Способ по п.22, в котором указанные твердые частицы субмикронного размера являются естественно присутствующими в нефти указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой.

34. Способ по п.22, в котором объем нефти в указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой находится в интервале от приблизительно 5 до 40% об.

35. Способ по п.22, в котором объем нефти в указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой находится в интервале от приблизительно 5 до 30% об.

36. Способ по п.22, в котором объем нефти в указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой находится в интервале от приблизительно 5 до 20% об.

37. Способ по п.22, в котором объем нефти в указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой находится в интервале от приблизительно 5 до 10% об.

Описание изобретения к патенту

Данная заявка претендует на приоритет находящейся на рассмотрении патентной заявки США 60/753160, поданной 22 декабря 2005 г.

Настоящим сделана ссылка на технически родственные одновременно рассматриваемые патентную заявку США 10/319752, озаглавленную "Стабилизированная твердыми веществами эмульсия нефть-в-воде и способ ее приготовления", патентную заявку США 09/819332, озаглавленную "Эмульсия вода-в-нефти с улучшенной стабильностью и способ ее приготовления" и патентную заявку США 10/422388, озаглавленную "Эмульсия нефть-в-воде-в-нефти".

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Осуществления изобретения относятся в целом к способу получения углеводородов из подземного пласта путем нагнетания в пласт пенистой стабилизированной твердыми веществами эмульсии, образованной in situ. В одном или нескольких конкретных осуществлениях газ растворяют в эмульсии и нагнетают в пласт, где пониженное давление делает возможным выделение газа и образование пены in situ.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Нефть часто извлекают из подземных нефтеносных слоев путем использования способов нагнетания, в которых вытесняющий флюид, такой как вода или газ, нагнетают в нагнетательную скважину, чтобы вытеснить нефть по направлению к продуктовой скважине, откуда она выводится. Подвижность флюида, текущего через пористую среду в подземных формациях, обнаруживаемых в таких пластах, может быть определена как отношение относительной проницаемости к вязкости флюида для этого флюида (относительная проницаемость/вязкость флюида). Для некоторых способов нагнетания подвижность in situ вытесненной нефти значительно ниже, чем подвижность вытесняющего флюида, и неблагоприятное отношение подвижностей заставляет закачанный вытесняющий флюид просачиваться через нефть, приводя в результате к тому, что много нефти остается потерянной и неизвлеченной. Следовательно, для эффективного процесса нагнетания желательно, чтобы нагнетаемый флюид имел состав и вязкость, которые поддерживают более низкую подвижность вытесняющего флюида, чем подвижность вытесняемой нефти. Отношение подвижности для способа нагнетания является отношением подвижности вытесняющего флюида к подвижности вытесняемой нефти (подвижность вытесняющего флюида/подвижность вытесняемой нефти). Благоприятное отношение подвижности, которым обычно считают отношение подвижности 1,0 или ниже, обеспечивает улучшенную эффективность замещения.

Некоторые процессы нагнетания используют пены в качестве вытесняющих флюидов. Например, патент США 6105672 (Deruyter et al.) описывает усовершенствованный способ (типа WAG) извлечения нефти в подземном коллекторе, который использует принудительное нагнетание через одну или несколько скважин поочередно жидких пробок и газовых пробок и извлечение через одну или несколько продуктовых скважин нефтяных флюидов, вытесненных закачанными смачивающим флюидом и введенным газом. Способ включает растворение сжатого газа в жидкости определенных пробок и после закачки сброс давления, превалирующего в пласте, так, чтобы генерировать пузырьки газа нуклеацией в наиболее мелких порах, что, как указано, оказывает эффект вытеснения нефти из зон с малой проницаемостью в зоны с большей проницаемостью (с большими порами или с трещинами), где нефть вытесняется газовыми пробками, введенными позднее. Осуществление способа значительно повысило коэффициент извлечения нефти, который обычно достигается в процессах типа WAG. Согласно одному осуществлению по меньшей мере одна из пробок смачивающей жидкости, закачиваемых во время стадии нагнетания, включает воду, к которой были добавлены пенообразующие агенты или ПАВ так, чтобы давление в пласте понижалось, вызывая образование пены in situ.

Различные другие способы нагнетания использовали эмульсии в качестве вытесняющего флюида для обеспечения благоприятного управления мобильностью и эффективного замещения сырой нефти внутри пласта. Например, патенты США 5855243, 5910467, 5927404 и 6068054 (все на имя Bragg) описывают использование стабилизированных твердыми веществами эмульсий, которые обеспечивают стабильное и благоприятное управление мобильностью для вытеснения сырой нефти. В одном возможном применении эмульсия включает нефть и воду плюс растворенный газ для понижения вязкости и стабилизирована с использованием растворенных твердых частиц, которые являются, по меньшей мере частично, олеофильными. Описаны также пены как особые случаи эмульсий, имеющие очень высокое содержание газа, с внутренними газовыми пузырьками, стабилизированные межфазными пленками, содержащими воду, углеводороды или другие жидкости и стабилизированными поверхностно-активными веществами или другими эмульгирующими агентами. Отметив, что ПАВ часто используют для создания стабильных пленок для создания пен, описано, что стабильные пленки создаются смесями нефти, воды и мелких твердых частиц, где твердые частицы взаимодействуют с нефтью и водой, стабилизируя пленку пены. Раскрыты добавки газа к эмульсионной смеси в то время как нефть, воду и твердые частицы компаундируют, смешивают и перемешивают, которые позволяют образование или эмульсии, включающей главным образом жидкости с меньшей долей газа, или пены, включающей главным образом газ с количеством жидкости, достаточным только для того, чтобы образовать стабильную пену, в зависимости от желаемых свойств конечной смеси. Описанным примером является случай, когда плотность эмульсии вода-в-нефти без включенного газа может быть значительно больше, чем плотность нефти, которая должна быть вытеснена внутри пласта. Если указанная эмульсия без газа закачивается, чтобы вытеснить нефть, отмечено, что может возникнуть инверсия плотностей, потому что эмульсия будет стремиться опуститься ниже нефти в более низкие части пласта. Однако описано, что достаточное количество газа должно быть включено в эмульсию, чтобы заставить плотность эмульсии при условиях пласта быть равной плотности вытесняемой нефти, избегая таким образом инверсии плотностей. Другими применениями газосодержащих эмульсий или пен, стабилизированных мелкими твердыми частицами, описанными в вышеупомянутых патентах, являются включение газа для снижения вязкости закачанной эмульсии или включение сжимаемого газа для того, чтобы запасти энергию для высвобождения, когда эмульсия столкнется с зонами пониженного давления внутри пласта.

Публикация патентной заявки US 2003/0220204 (Baran, Jr.) описывает использование поверхностно-модифицированных наночастиц во флюидах, используемых для извлечения углеводородов из подземных пластов. Сообщается, что использование поверхностно-модифицированных наночастиц в таких флюидах дает пены, которые стабильны под давлением и все же имеют более короткое время жизни пены, чем обычные стабилизированные ПАВ пены, после того, как давление сброшено или понижено.

Как указано выше, способы приготовления и использования стабилизированных твердыми частицами эмульсий с нефтяной сплошной фазой для получения углеводородов из подземных нефтяных коллекторов были описаны ранее (см., например, патенты США 5855243, 5910467 и 6068054). Tакие стабилизированные твердыми частицами эмульсии могут быть использованы для вытеснения нефти и поддерживающего регулирования подвижности во время процесса нагнетания. Общее полезное извлечение нефти в способе нагнетания может быть увеличено, если нагнетаемые эмульсии содержат меньше нефти, как должно быть в случае, когда сделано добавление газа к эмульсии для образования пены. В таких случаях желательно регулировать размер пузырьков и распределение размеров пузырьков в пене. В частности, желательно поддерживать средний размер пузырька в пене ниже определенного уровня и также поддерживать распределение размеров пузырьков, которое должно быть настолько однородным, насколько это возможно. Соответственно, имеется потребность в усовершенствованных способах получения углеводородов из подземных пластов с использованием таких пен.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном или нескольких осуществлениях изобретение относится к способу получения углеводородов из подземного пласта, в котором образуется стабилизированная твердыми частицами эмульсия (СТЭ), где СТЭ включает нефть в качестве первой жидкости, капельки второй жидкости, суспендированные в нефти, и твердые частицы, которые нерастворимы и в нефти, и во второй жидкости в условиях подземного пласта. СТЭ подвергают воздействию газа при выбранном парциальном давлении газа так, чтобы растворить по меньшей мере часть этого газа в нефти в СТЭ. Таким образом образуется СТЭ, содержащая в себе растворенной по меньшей мере часть газа. СТЭ с растворенным газом нагнетают в подземный пласт в качестве вытесняющего флюида, и по меньшей мере часть СТЭ попадает в одну или несколько из областей подземного пласта, имеющих давление достаточно низкое для того, чтобы сделать возможным выделение по меньшей мере части газа из нефти. В силу этого в нефти внутри подземного пласта образуются пузырьки газа. В одном или нескольких осуществлениях пузырьки газа образуют в пласте in situ пенистую стабилизированную твердыми частицами эмульсию (пенистую СТЭ). Пенистая СТЭ может быть использована как вытесняющий флюид для получения углеводородов из подземного пласта. В одном или нескольких альтернативных осуществлениях изобретение относится к способу приготовления пенистой СТЭ. Термин "пенистая" в данном контексте относится к жидкости, содержащей некоторый объем газовых пузырьков, и, необязательно, к жидкости, содержащей преобладающую объемную долю нерастворенного газа.

В одном или нескольких дополнительных осуществлениях изобретение относится к способу получения углеводородов из подземного пласта, включающему образование эмульсии с нефтяной сплошной фазой внутри подземного пласта, где эмульсия с нефтяной сплошной фазой содержит стабилизированные в ней капельки воды и пузырьки газа в качестве дисперсных фаз, и капельки воды и пузырьки газа стабилизированы в качестве дисперсных фаз твердыми частицами субмикронного размера. Образованную таким образом в подземном пласте эмульсию с нефтяной сплошной фазой используют в качестве вытесняющего флюида для того, чтобы вытеснить углеводороды по направлению к одной или нескольким продуктовым скважинам и извлекать их из подземного пласта.

В других осуществлениях изобретение относится к углеводородам, полученным вышеуказанными способами.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно одному или нескольким осуществлениям настоящего изобретения предложен способ получения углеводородов из подземного пласта, в котором используют СТЭ, содержащую пузырьки газа. Как использовано в описании, включая прилагаемую формулу изобретения, стабилизированная твердыми частицами эмульсия (СТЭ) означает эмульсию, которая, по меньшей мере частично, стабилизирована твердыми частицами, как описано здесь. Такие СТЭ будут взаимозаменяемо называться здесь "СТЭ" или "эмульсия". Так, СТЭ, используемые в осуществлениях изобретения, могут включать другие стабилизирующие агенты, такие как ПАВ, в дополнение к стабилизирующим твердым частицам. В одном или нескольких осуществлениях сначала образуют СТЭ, включающую нефть в качестве первой жидкости и капельки второй жидкости, например, воды, суспендированные в нефти. Эмульсия стабилизирована с использованием нерастворенных сверхмелких твердых частиц. Способы приготовления и использования таких стабилизированных твердыми частицами эмульсий с нефтяной сплошной фазой были раскрыты ранее, например, в патентах США 5855243, 5910467 и 6068054, все из которых полностью введены настоящей ссылкой. Твердые частицы, используемые в таких эмульсиях, выбирают так, чтобы они были нерастворимы и в нефти, и во второй жидкости в условиях подземного пласта. Кроме того, используемые твердые частицы могут быть или твердыми частицами пласта (т.е. порожденными подземным пластом), или твердыми частицами не из пласта (т.е. полученными вне подземного пласта). Твердые частицы не из пласта могут быть или встречающимися в природе, или синтетическими. Средний размер частиц твердых веществ обычно составляет менее 10 мкм. В одном или нескольких осуществлениях размер частиц составляет 1 мкм или менее, в других осуществлениях размер частиц составляет 100 нанометров или менее. Размер частиц, как это использовано здесь, определяется как максимальный размер из размеров по осям x, y и z, замеренный соответствующими методами. Подходящие методы измерения включают сканирующую микроскопию, одним из примеров которой является атомно-силовая микроскопия.

Твердые вещества, используемые в осуществлениях настоящего изобретения, включают также глины, кварц, полевой шпат, гипс, угольную пыль, асфальтены или полимеры. В частности, могут быть использованы возогнанный диоксид кремния с диаметром частиц приблизительно 10-20 нанометров в размере или элементарные частицы отшелушенной бентонитной глины, имеющие толщину приблизительно 1 нанометр и ширину 100-1000 нанометров.

В дополнение к вышесказанному, твердые частицы, используемые для образования СТЭ по настоящему изобретению, могут быть природными твердыми веществами, обнаруживаемыми в сырой нефти или в углеводородах, по природе присутствующими в пласте, такими как, например, осадочные асфальтены. Альтернативно, твердые вещества могут быть естественно встречающимися неорганическими твердыми веществами, такими как те, которые были упомянуты ранее.

В одном или нескольких осуществлениях настоящего изобретения смесь твердых веществ различного типа используют для того, чтобы одновременно оптимизировать стабильность капелек воды и пузырьков газа, с одним типом твердых веществ для максимизации стабильности капелек воды и другим типом твердых веществ для максимизации стабильности пузырьков газа. Примером такого использования является смесь возогнанного диоксида кремния и отшелушенного бентонита.

Примеры жидкостей, используемых для образования СТЭ по настоящему изобретению, представлены в патентах США 5855243, 5910467 и 6068054. Нефтью, которая может быть использована, может быть сырая нефть и то, что представлено, например, в патенте США 5855243. Нефть должна содержать достаточное количество асфальтенов, полярных углеводородов или полярных смол, чтобы помочь стабилизировать взаимодействие твердые частицы-нефть. Предпочтительно масло в СТЭ включает нефть или другие углеводороды, ранее полученные из пласта, в котором должна быть использована СТЭ. Если нефть в СТЭ не содержит достаточного количества асфальтенов или полярных углеводородов, эти вещества могут быть добавлены вместе с твердыми веществами до концентрации, требуемой для стабилизации СТЭ.

Вода может быть использована в качестве второй жидкости в СТЭ, как описано выше. Вода, используемая для приготовления СТЭ, также должна иметь достаточную концентрацию для того, чтобы поддерживать эмульсию стабильной в условиях пласта. Предпочтительно для приготовления СТЭ используют пластовую воду. Однако может быть использована пресная вода, и концентрация ионов доведена до требуемой для стабилизации эмульсии в условиях пласта. Следует понимать, что использование термина "вода" в этой патентной заявке, включая прилагаемую формулу изобретения, предусматривает, что вода может содержать другие вещества, такие как растворенные минералы или смешивающиеся жидкости, или вода может содержать другие суспендированные материалы, все из которых могут быть или присутствующими естественно, или добавленными искусственно. Например, использование термина "вода" предназначено охватывать рассол. Таким образом, использование таких водных растворов и/или суспензий входит в объем настоящего изобретения. В одном или нескольких осуществлениях настоящим изобретением является любое из других описанных здесь осуществлений, в которых вторая жидкость включает воду, обычно в качестве основного компонента, и где вода может содержать растворенные ионы или другие растворенные или суспендированные вещества.

В одном или нескольких осуществлениях СТЭ, после того, как она образована, подвергают воздействию газа при выбранном парциальном давлении газа, таком, чтобы растворить по меньшей мере часть такого газа в нефти СТЭ, образуя в результате СТЭ с растворенной в ней по меньшей мере частью газа. Понятно, что вода в СТЭ также может содержать растворенный газ, но из-за ограниченной растворимости большинства газов в воде количество газа, растворенного в воде, намного меньше по сравнению с количеством, растворенным в нефти. Далее, должно быть понятно, что применяемый газ может быть чистым газом, природной смесью газов или специально составленным газом, содержащим фиксированные количества газов более чем одного типа. В таких случаях, как хорошо известно специалистам, индивидуальные парциальные давления каждого газа зависят от общего давления газа и мольной доли каждого индивидуального газа. Как также хорошо известно специалистам, парциальное давление газа и время контакта между газом и СТЭ может быть выбрано так, чтобы регулировать количество газа, которое первоначально растворено в нефти. Конкретно выбранное парциальное давление будет зависеть от растворимости газа в нефти, характеристик пласта и частных задач, рассмотренных ниже. Как хорошо известно, количество газа, растворенного в СТЭ, будет зависеть также от времени контакта между газом и СТЭ, т.е. оно будет зависеть от степени, в которой компоненту нефти позволено стать насыщенным газом при конкретном парциальном давлении. Однако при реализации осуществлений данного изобретения не является необходимым, чтобы нефть в СТЭ была насыщена газом при выбранном конкретном парциальном давлении, хотя это и возможно. Например, может быть целесообразно выдержать СТЭ при высоком парциальном давлении на протяжении короткого промежутка времени для того, чтобы быстро достичь желаемой концентрации растворенного газа. При таких условиях насыщение может не быть достигнуто. С другой стороны, в любом из описанных здесь осуществлений СТЭ (или нефтяная фаза) могут быть выдержаны при парциальном давлении газа и насыщены таким газом при выбранном парциальном давлении.

Затем СТЭ, содержащие растворенный газ, закачивают в подземный пласт в качестве вытесняющего флюида, и по меньшей мере часть такой СТЭ помещается в одной или нескольких областях подземного пласта, имеющих достаточно низкое давление для того, чтобы сделать возможным выделение по меньшей мере части газа из нефти. В результате этого в нефти внутри подземного пласта образуются пузырьки газа. Если концентрация образовавшихся пузырьков газа достаточно высока, в пласте будет in situ образовываться пенистая стабилизированная твердыми частицами эмульсия (пенистая СТЭ). Выбор конкретного парциального давления газа и времени выдерживания в сочетании со знаниями о давлении подземного пласта позволяют управлять объемом растворенного газа, который должен будет высвобождаться (улетучиваться) из нефтяной фазы, чтобы образовать пузырьки газа в нефти внутри подземного пласта. Как будет обсуждено более подробно ниже, поскольку этот объем газа улетучивается внутри заполненного углеводородами объема пространства индивидуальных пор внутри породы пласта, процесс склонен естественным путем ограничить максимальный диаметр пузырьков, образовавшихся таким образом в нефтяной фазе внутри пор пласта, обеспечивая тем самым более однородное распределение размеров газовых пузырьков, чем то, которое могло бы быть достигнуто механическим перемешиванием газовых пузырьков в СТЭ на поверхности перед закачкой в подземный пласт. Пенистая СТЭ, образованная in situ в подземном пласте, используется затем как вытесняющий флюид для вытеснения углеводородов по направлению к одной или нескольким продуктовым скважинам, где углеводороды добываются из пласта.

В осуществлениях, описанных до сих пор, вначале образовывали СТЭ, а затем к СТЭ добавляли газ перед закачкой газосодержащей СТЭ в пласт. Однако, как должно быть ясно специалистам, растворенный газ в СТЭ может быть также добавлен к одному или нескольким из компонентов СТЭ перед смешиванием компонентов. Например, желаемое количество газа может быть растворено в нефтяном компоненте СТЭ перед смешиванием СТЭ. Этот подход обычно требует, чтобы смешивание нефтяного компонента и других компонентов СТЭ проводили под давлением, достаточным для того, чтобы удержать газ в растворе во время процесса смешивания. При любом подходе, однако, получают СТЭ, содержащую желаемое количество газа (подробно рассмотренное ниже).

Таким образом, в одном или нескольких осуществлениях настоящее изобретение представляет собой способ получения углеводородов из подземного пласта, включающий образование эмульсии со сплошной нефтяной фазой, где указанная эмульсия со сплошной нефтяной фазой включает капельки воды и пузырьки газа, стабилизированные в ней в качестве дисперсных фаз твердыми частицами субмикронного размера, где указанные пузырьки газа возникают in situ внутри указанного подземного пласта; использование указанной эмульсии со сплошной нефтяной фазой в указанном подземном пласте в качестве вытесняющего флюида для того, чтобы вытеснить указанные углеводороды по направлению к одной или нескольким продуктовым скважинам; и извлечение указанных углеводородов из указанного подземного пласта. Соответственно, эмульсия со сплошной нефтяной фазой может быть образована растворением газа в предварительно образованной СТЭ (причем растворенный газ находится преимущественно в нефтяной фазе СТЭ), или эмульсия со сплошной нефтяной фазой может быть образована предварительным растворением желаемого количества газа в, например, нефтяной фазе и затем смешиванием нефтяной фазы с другими компонентами СТЭ. При любом подходе может быть применен любой из описанных здесь других аспектов изобретения.

Пузырьки газа, образовавшиеся и выросшие в СТЭ при понижении давления в пласте, стабилизированы в эмульсии тонкими пленками воды, связанной с субмикронными твердыми частицами, окружающими пузырек газа на поверхности раздела пузырек-нефть. Стабильность пузырьков газа зависит от размера, формы и состава мелких твердых частиц; смачиваемости поверхностей твердых частиц (или частично, или сильно гидрофобных); присутствия достаточно полярных углеводородов в нефтяной фазе; концентрации твердых веществ; вязкости нефтяной фазы и размера пузырьков, определенного по их среднему диаметру. Вообще говоря, стабильность пузырьков газа повышается, когда повышается концентрация твердых веществ, когда гидрофобность твердых частиц доводится до значений, позволяющих твердой поверхности быть смоченной и нефтью, и водой, но еще поддерживает пузырек в сплошной нефтяной фазе, когда увеличивается концентрация полярных углеводородов в нефтяной фазе, когда возрастает вязкость нефти и когда уменьшается средний диаметр газового пузырька. Таким образом, в одном или нескольких осуществлениях настоящее изобретение включает любое из осуществлений, которое описано выше или где-либо еще в данной заявке, где пузырьки газа имеют средний диаметр ниже примерно 50 микрон или ниже примерно 40 микрон, или ниже примерно 30 микрон, или ниже примерно 20 микрон, или ниже примерно 15 микрон, или ниже примерно 10 микрон, или ниже примерно 5 микрон, или ниже примерно 2 микрон.

Хотя и не желая быть связанными теорией, считается, что образование пузырьков газа и/или пены in situ в подземном пласте приводит в результате к более малому, более однородному размеру пузырьков газа вследствие ограничений массопередачи, которые возникают в мелких порах пласта. Считается, что это происходит следующим образом: когда СТЭ, содержащая растворенный газ, заполняет отдельную пору в пласте и расширяется при пониженном давлении, количество газа, которое доступно для роста пузырька, является ограниченным количеством растворенного газа, присутствующим в СТЭ, содержащейся внутри этой отдельной поры. Поскольку СТЭ, закачиваемая в подземный пласт, составлена так, чтобы иметь меньшую подвижность, чем другие флюиды внутри пласта, закачанная СТЭ, входя в пространство пор, вытесняет флюиды пласта до их остаточной насыщенности. Таким образом, когда СТЭ вытесняет пластовые нефть и воду, пространство поры заполняется СТЭ плюс остаточная насыщенность пластовой водой, которая содержит пренебрежимое количество растворенного газа по сравнению с таковым в закачанной СТЭ. Поэтому, поскольку пора является затем изолированной от других источников газа внутри пласта, единственным источником растворенного газа для образования пузырьков газа при снижении давления газа является газ, растворенный в закачанной СТЭ. Итак, пузырьки газа в отдельной поре могут вырастать не больше, чем это позволяет количество газа, присутствующее в одной поре. Таким образом, образование пузырьков газа и/или пены осуществляется в сущности во многих-многих крошечных сосудах (порах пласта), каждый из которых продуцирует только маленькие пузырьки примерно одинакового размера. Далее, диаметр горловины поры между соединенными порами ограничивает диаметр газового пузырька, которому будет позволено пройти, разбивая более крупные пузырьки на более мелкие пузырьки, которые будут проходить через горловины пор. Поскольку снижение давления вдоль пути от нагнетательной скважины до продуктовой скважины происходит через многочисленные отдельные поры, снижение давления и, следовательно, пределы роста пузырька газа внутри отдельной поры, составляют лишь небольшую долю от общего конечного перепада давления вдоль этого пути. Таким образом, это постепенное понижение давления в сочетании с предварительно выбранными количествами растворенного газа, доступного для образования пузырьков внутри пространства пор, делает возможным образование желаемой объемной доли пузырьков газа в СТЭ, которая является также естественным путем кондиционирована пространством пор и диаметрами устья пор таким образом, чтобы ограничить максимальный размер пузырька газа.

Образование in situ пузырьков газа, описанное выше, отличается от случая, где пена и/или пузырьки газа образуются в одной большой смесительной емкости на поверхности. В этой ситуации весь газ в емкости-смесителе доступен для роста любого отдельного пузырька. Иначе говоря, в отличие от пузырьков, растущих внутри малых пределов пор пласта, любой данный пузырек, растущий в смесительной емкости, имеет доступными для себя относительно неограниченные запасы газа, так как газ из одной части смесительной емкости может легко двигаться через емкость, чтобы достичь любого из растущих пузырьков. Таким образом, некоторые пузырьки вырастают относительно большими, а другие пузырьки вырастают более мелкими с тем результатом, что средний диаметр пузырька становится больше, а распределение размеров пузырьков шире.

Ряд различных газов может быть добавлен в стабилизированную твердыми частицами эмульсию со сплошной жидкой фазой для образования пузырьков газа в качестве третьей фазы внутри масляной фазы эмульсии без снижения объема введенных капелек воды. Следовательно, добавление неконденсирующихся газов в количестве, которое превышает предел растворимости газа или в нефти, или в воде, может быть использовано для снижения объемной доли нефти, необходимой для того, чтобы поддерживать эмульсию как эмульсию со сплошной нефтяной фазой. Требованием к добавленному газу является то, чтобы он не был полностью растворенным или конденсированным в эмульсии при давлении и температуре пласта. В зависимости от термодинамических свойств PVT смеси газ-вода-нефть некоторые из добавленных газов могут растворяться в нефти и, следовательно, в зависимости от состава газа также служить для снижения вязкости нефти и вязкости эмульсии, как описано в патентах США 5855243 и 5910467.

Не ограничивая сферу возможных газов, примеры газов, которые могут быть использованы согласно любому из осуществлений настоящего изобретения в виде газовых пузырьков, включают легкие углеводородные газы, такие как метан, азот или дымовой газ (отходящий газовый побочный продукт сгорания от паровых котлов и газовых турбин). Другие газы, которые могут быть использованы, включают диоксид углерода, этан или углеводороды с более высоким числом атомов углерода, благородные газы (хотя это и дорого), такие как гелий (Не), аргон (Ar) и воздух и смеси воздуха с азотом. Дымовой газ может быть особенно выгоден, поскольку он обычно содержит приблизительно 7-9% об. диоксида углерода, причем остальное составляет азот и следы оксидов. Диоксид углерода является намного более растворимым в сырой нефти, используемой для образования сплошной фазы эмульсии, чем азот. Поэтому добавление дымового газа может быть использовано для того, чтобы обеспечить одновременно два преимущества: (1) образование пузырьков нерастворимой (неконденсируемой) газовой фазы главным образом азотом; и (2) растворение диоксида углерода в нефтяной фазе для снижения ее вязкости. Для образования пузырьков газа может быть использован любой газ, который нерастворим или в углеводородной, или в водной фазе эмульсии при давлении и температуре намеченного для применения пласта. Ясно, что если в качестве газа используют воздух, должны быть предприняты меры предосторожности при обращении с огнем или опасностью взрыва, которая может возникнуть при наличии кислорода и нефти или других углеводородов в контакте друг с другом. Иначе говоря, включение воздуха в закачиваемые эмульсии, содержащие углеводороды, может привести к взрывоопасным условиям в оборудовании на поверхности и в стволе скважины. Эта опасность не возникает для инертных газов, таких как азот. С другой стороны, добавление кислорода из воздуха приводит в результате к окислению некоторых из молекул углеводородов с образованием в нефти полярных углеводородов. Это может быть благоприятным для повышения стабильности эмульсии, если в нефти изначально не хватает полярных углеводородов.

Как главное, образование пузырьков газа в нефтяной фазе СТЭ позволяет снизить объемную долю нефти в эмульсии без вредного влияния или на стабильность капелек воды в эмульсии, или на способность эмульсии сохранять эффективный контроль над подвижностью относительно флюидам пласта (нефть, вода или газ), вытесняемым закачиваемой эмульсией. Поскольку газ, введенный в эмульсию в виде свободных пузырьков, может быть недорог по сравнению с заменяемой им в эмульсии нефтью, использование пенистых стабилизированных твердыми частицами эмульсий повысит нетто-добычу нефти при более низких затратах. Таким образом, общая нетто-нефтеотдача в результате процессов нагнетания с использованием СТЭ, содержащей свободные газовые пузырьки, может быть увеличена, поскольку меньше нефти может закачиваться в СТЭ без вредного влияния на эффективность вытеснения нефти. Термин "нетто-нефтеотдача", как он использован здесь, определен как объем нефти, полученный из конкретного пласта, минус объем нефти, закачанной в СТЭ, использованную для извлечения продуктовой нефти. Далее, добавление нерастворенного (т.е. несконденсированного) газа в виде свободных газовых пузырьков не мешает добавлению к нефти растворимого газа или жидких компонентов (включая легкие углеводороды, диоксид углерода и т.д.) для регулирования вязкости.

Считается, однако, что особым преимуществом настоящего изобретения является малый единообразный размер газовых пузырьков, получаемых образованием in situ пузырьков газа и/или пен. Ожидается, что для заданного объема газа, растворенного в нефтяной фазе, пенистые СТЭ по настоящему изобретению имеют более мелкие пузырьки и больше пузырьков по сравнению с пенистой СТЭ, которая получена не так, как описано здесь. Иначе говоря, в осуществлениях настоящего изобретения газ использован для того, чтобы создать много маленьких пузырьков, а не меньшее количество более крупных пузырьков. С теоретической точки зрения ожидается, что чем мельче и многочисленнее пузырьки по настоящему изобретению, тем в результате лучше стабилизация капелек воды в пенистой эмульсии. Хотя и не желая быть связанными теорией, считается, что защитный эффект газовых пузырьков объясняется следующим: относительно сжимаемые пузырьки газа, которые существуют внутри нефтяной фазы и окружают капельки воды, обеспечивают амортизирующий буфер между отдельными капельками воды, когда СТЭ течет через тесные горловины пор. Считается, что усилие сдвига, возникающее при столкновении капелек воды в горловине пор, является главным действующим фактором в разрушении капелек, и амортизирующий эффект газовых пузырьков, по-видимому, уменьшает разрушение капелек воды и обеспечивает неожиданный синергетический выигрыш в общей эффективности СТЭ. В настоящем изобретении в сравнении с пенистыми СТЭ, полученными не образованием in situ, ожидается, что каждая капелька воды будет окружена и защищена несколькими пузырьками газа, поскольку имеются многочисленные более мелкие пузырьки газа в отличие от меньшего числа более крупных газовых пузырьков. Таким образом, в настоящем изобретении ожидается, что описанный выше эффект амортизирующего буфера должен быть сильнее, и ожидается, что стабильность пенистых СТЭ будет больше.

Ожидается, что эти эффекты в свою очередь приведут в результате к пенистым СТЭ, которые являются более стабильными при более высоких содержаниях воды (т.е. более низких содержаниях нефти). Например, ожидается, что пенистые СТЭ, имеющие от 60 до 70% об. воды или выше, изготовленные согласно настоящему изобретению, будут намного более стабильны, чем пенистые СТЭ, имеющие такое же содержание воды, но более крупные и менее однородные размеры газовых пузырьков. Альтернативно, при заданной стабильности может быть возможно получить пенистые СТЭ, имеющие даже более высокое содержание воды (более низкие содержания нефти).

Соответственно, как описано выше, осуществления настоящего изобретения относятся к способу получения углеводородов из подземного пласта, включающему образование стабилизированной твердыми частицами эмульсии, включающей нефть в качестве первой жидкости, капельки второй жидкости, суспендированные в указанной нефти, и природные или добавленные твердые частицы, которые нерастворимы и в указанной нефти, и в указанной второй жидкости в условиях подземного пласта; воздействие на указанную стабилизированную твердыми частицами эмульсию газа при выбранном парциальном давлении указанного газа; растворение по меньшей мере части указанного газа в указанной нефти для образования стабилизированной твердыми частицами эмульсии, имеющей растворенным в ней указанный газ; нагнетание указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии, имеющей растворенным в ней указанный газ, в указанный подземный пласт в качестве вытесняющего флюида; помещение по меньшей мере части указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии, имеющей растворенным в ней указанный газ, в одну или несколько из областей указанного подземного пласта, имеющие давление, достаточно более низкое, чем указанное первое давление, для того, чтобы сделать возможным выделение по меньшей мере части указанного газа из указанной нефти, тем самым образуя пузырьки газа в указанной нефти внутри указанного подземного пласта; и извлечение указанных углеводородов из указанного подземного пласта. В любом из описанных здесь осуществлений указанная стабилизированная твердыми частицами эмульсия может содержать достаточно растворенного газа для того, чтобы снизить содержание нефти в указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии до величин в интервале от примерно 5% об. до 40% об., или от 5 до 35% об., или от 5 до 30% об., или от 5 до 25% об., или от 5 до 20% об., при давлении нагнетания пласта. Далее, в любом из описанных здесь осуществлений указанная стабилизированная твердыми частицами эмульсия может содержать достаточно растворенного газа для того, чтобы снизить содержание нефти в указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии до величины, попадающей в интервал, имеющий нижнюю конечную точку в приблизительно 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30% или 35%, и верхнюю конечную точку приблизительно 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 35% и 40%, причем, разумеется, верхняя конечная точка всегда выше, чем нижняя конечная точка. Конечно, должно быть понятно, что объемное процентное содержание нефти, как оно описано здесь, представляет процент от общего объема эмульсии.

Максимальная объемная доля или объемное процентное содержание газа в пенистой стабилизированной твердыми частицами эмульсии ограничено диаметрами пузырьков, которые должны проходить через устья пор пласта без разрушения и потому оставаться стабильными во время течения, и максимальным рабочим давлением в оборудовании на поверхности и в нагнетательных трубопроводах, используемым для обработки жидкой СТЭ газом. Вторая жидкость СТЭ может включать воду в качестве главного компонента. В любом из вышеописанных осуществлений газ может быть выбран из группы, состоящей из азота, метана, этана, пропана, бутана, диоксида углерода, природного газа, дымового газа и их сочетаний. Газ, выбранный из такой группы, может быть чистым или нечистым, или может присутствовать в смеси газов.

В любом из описанных выше осуществлений вода может присутствовать в любом из количеств, рекомендованных для СТЭ, раскрытых в патентах США 5855243, 5910467, 5927404 и 6068054. Добавление пузырьков газа к СТЭ, как представлено в осуществлениях настоящего изобретения, будет снижать содержание нефти (объемный процент) в таких СТЭ (т.е. часть нефтяной фазы заменяется пузырьками газа). В любом из вышеописанных осуществлений углеводороды могут включать сырую нефть и/или углеводороды могут включать природный газ. В одном или нескольких осуществлениях изобретение включает углеводороды, полученные любым из способов, описанных выше или где-либо еще здесь.

В одном или нескольких других осуществлениях способ по изобретению представляет собой способ получения углеводородов из подземного пласта с использованием пенистой стабилизированной твердыми частицами эмульсии, включающий образование стабилизированной твердыми частицами эмульсии, где указанная стабилизированная твердыми частицами эмульсия включает нефтяную фазу в качестве сплошной фазы, воду в качестве дисперсной фазы, и твердые частицы являются нерастворимыми и в указанной нефти, и в указанной воде при условиях указанного подземного пласта; растворение газа в указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии для образования газосодержащей стабилизированной твердыми частицами эмульсии; нагнетание указанной газосодержащей стабилизированной твердыми частицами эмульсии в указанный подземный пласт в качестве вытесняющего флюида; помещение по меньшей мере части указанной газосодержащей стабилизированной твердыми частицами эмульсии в одну или несколько из областей указанного подземного пласта, имеющие давление, достаточно низкое для того, чтобы сделать возможным выделение по меньшей мере части указанного газа из указанной нефти, тем самым образуя указанную пенистую стабилизированную твердыми частицами эмульсию in situ внутри указанного подземного пласта; и извлечение указанных углеводородов из указанного подземного пласта.

В одном или нескольких осуществлениях изобретением является любое из вышеописанных осуществлений, в котором газ выбирают из группы, состоящей из азота, метана, этана, диоксида углерода, дымового газа и их сочетаний. В одном или нескольких осуществлениях изобретением является любое из вышеописанных осуществлений, в котором газ выбирают из группы, состоящей из азота, метана и дымового газа и их сочетаний. В еще одном осуществлении изобретением является любое из вышеописанных осуществлений, в котором газ выбирают из группы, состоящей из азота и дымового газа и их сочетаний. В еще одном осуществлении изобретением является любое из вышеописанных осуществлений, в котором указанным газом является дымовой газ. В одном или нескольких других осуществлениях изобретением является любое из вышеописанных осуществлений, в котором вода составляет по меньшей мере 60% об. от указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии. В одном или нескольких осуществлениях изобретением является любое из вышеописанных осуществлений, в котором вода составляет по меньшей мере 70% об. от указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии. В одном или нескольких осуществлениях изобретением является любое из вышеописанных осуществлений, в котором указанные углеводороды включают нефть или природный газ. В еще других осуществлениях способом по изобретению является способ приготовления пенистой стабилизированной твердыми частицами эмульсии, включающий образование стабилизированной твердыми частицами эмульсии, где указанная стабилизированная твердыми частицами эмульсия включает нефть в качестве первой жидкости, капельки второй жидкости, суспендированные в указанной нефти, и твердые частицы, которые нерастворимы и в указанной нефти, и в указанной второй жидкости; растворение газа в указанной нефти для образования стабилизированной твердыми частицами эмульсии, имеющей нефтяную фазу, включающую растворенный газ; и воздействие на стабилизированную твердыми частицами эмульсию, имеющую нефтяную фазу, включающую растворенный газ, давлением, которое является достаточно низким для того, чтобы сделать возможным выделение по меньшей мере части указанного газа из указанной нефтяной фазы для образования пузырьков газа в указанной нефти. В одном или нескольких осуществлениях изобретением является любое из описанных выше осуществлений, в котором указанная вторая жидкость включает воду. В одном или нескольких осуществлениях изобретением является любое из описанных выше осуществлений, в котором указанная вторая жидкость включает воду в качестве основного компонента. В одном или нескольких осуществлениях изобретением является любое из описанных выше осуществлений, в котором сжатый газ выбирают из группы, состоящей из азота, метана и дымового газа и их сочетаний. В одном или нескольких осуществлениях изобретением является любое из описанных выше осуществлений, в котором вода составляет по меньшей мере около 60% об. от указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии или по меньшей мере около 60% об. от указанной стабилизированной твердыми частицами эмульсии.

В еще одних осуществлениях способом по изобретению является способ получения углеводородов из подземного пласта, включающий образование эмульсии с нефтяной сплошной фазой, где указанная эмульсия с нефтяной сплошной фазой содержит капельки воды и пузырьки газа, стабилизированные в ней в качестве дисперсных фаз твердыми частицами субмикронного размера; где указанные пузырьки газа образуются in situ внутри указанного подземного пласта; использование указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой в указанном подземном пласте в качестве вытесняющего флюида для вытеснения указанных углеводородов к одной или нескольким продуктовым скважинам и извлечение указанных углеводородов из указанного подземного пласта. В одном или нескольких следующих осуществлениях изобретение является любым из описанных выше осуществлений или других осуществлений, раскрытых здесь, где указанные пузырьки газа имеют максимальный диаметр, который меньше чем средний диаметр устья пор указанного подземного пласта. В одном или нескольких следующих осуществлениях изобретение является любым из описанных выше осуществлений или других осуществлений, раскрытых здесь, где указанные пузырьки газа имеют максимальный диаметр около 50 мкм или менее, или около 40 мкм или менее, или около 30 мкм или менее, или около 20 мкм или менее, или около 15 мкм или менее, или около 10 мкм или менее. В еще следующих осуществлениях изобретение является любым из описанных выше осуществлений или других осуществлений, раскрытых здесь, где указанная эмульсия с нефтяной сплошной фазой включает достаточное количество растворенного газа, чтобы понизить вязкость указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой до менее чем примерно в десять раз или менее чем примерно в пять раз, или менее чем примерно в два раза ниже вязкости указанных углеводородов. В еще следующих осуществлениях изобретением является способ получения углеводородов из подземного пласта, включающий образование эмульсии с нефтяной сплошной фазой, где указанная эмульсия с нефтяной сплошной фазой содержит капельки воды и пузырьки газа, стабилизированные в ней в качестве дисперсных фаз твердыми частицами субмикронного размера; где указанные пузырьки газа образуются in situ внутри указанного подземного пласта; использование указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой в указанном подземном пласте в качестве вытесняющего флюида для вытеснения указанных углеводородов к одной или нескольким продуктовым скважинам; и извлечение указанных углеводородов из указанного подземного пласта, в котором объем нефти в указанной эмульсии с нефтяной сплошной фазой находится в интервале от приблизительно 5% об. до 40% об., или от приблизительно 5% об. до 35% об., или от приблизительно 5% об. до 30% об., или от приблизительно 5% об. до 25% об., или от приблизительно 5% об. до 20% об. при давлении нагнетания пласта. Далее, в любом из описанных здесь осуществлений объем нефти в указанной эмульсии со сплошной нефтяной фазой может быть объемным процентом, попадающим в интервал, имеющий нижнюю конечную точку в приблизительно 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30% или 35%, и верхнюю конечную точку приблизительно 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 35% и 40%, причем, разумеется, верхняя конечная точка всегда выше, чем нижняя конечная точка.

Способы приготовления пенистых стабилизированных твердыми частицами эмульсий по изобретению

Следует отдавать себе отчет в том, что состав эмульсии должен быть разработан так, чтобы желаемая объемная доля пузырьков свободного газа присутствовала в эмульсии при предполагаемом давлении, ожидаемом внутри пласта во время процесса вытеснения нефти. Поэтому, когда закачиваемая эмульсия, включающая растворенный газ, входит в скважину и вытекает в пласт с последующим снижением давления, объемная доля пузырьков свободного газа в эмульсии будет возрастать. Поскольку давление внутри пласта меняется от забоя нагнетательной скважины до забоя продуктовой скважины, объемная доля пузырьков свободного газа будет возрастать в направлении от нагнетательной скважины. Желаемая объемная доля пузырьков должна быть поэтому определена для представительного давления внутри пласта, и эти объем и давление должны быть использованы для определения массы нерастворенного газа, который должен быть включен в эмульсию, когда эмульсию обрабатывают газом на поверхности.

Способ приготовления пенистой СТЭ согласно осуществлениям настоящего изобретения имеет несколько других преимуществ:

(1) Вязкость эмульсии вблизи ствола нагнетательной скважины ниже с более низкой объемной долей пузырьков свободного газа, чем может быть достигнуто дальше от ствола нагнетательной скважины, поскольку генерируются пузырьки газа. Это улучшает приёмистость в результате снижения эффективной вязкости.

(2) Пузырьки газа возникают при относительно низкой скорости в порах скального пласта внутри близкой к стволу скважины области вокруг нагнетательных скважин. Этот медленный рост пузырьков дает время для транспорта массы стабилизирующих веществ (например, минеральных твердых веществ и ассоциированных полярных углеводородных веществ) из нефтяной фазы к пленке раздела фаз газовый пузырек-нефть-вода, чтобы обеспечить стабильность газового пузырька.

(3) Поскольку пузырьки газа растут в эмульсии во время нахождения внутри пор горной породы из газа, который первоначально растворен в нефтяной фазе при более высоком давлении, максимальный размер пузырьков газа является лучше ограниченным. Количество газа, доступного для роста пузырьков, ограничено количеством газа, растворенного в углеводородной фазе внутри этих пор, и ожидается, что это поможет удерживать размер пузырьков небольшим, и ожидается также, что это улучшит стабильность пузырьков.

При осуществлении этого способа генерирования пузырьков газа внутри пласта скважинный дроссель-ограничитель потока или клапан регулирования давления может быть установлен в нагнетательной скважине, чтобы поддерживать желаемое противодавление на закачанной эмульсии до тех пор, пока она не войдет в пласт. Это может предотвратить потерю давления и образование пузырьков газа внутри колонны закачки и трубопроводов на поверхности при забивке скважины или когда давление в забое инжектора ниже точки вскипания газа.

В любом из осуществлений, описанных выше или где-либо еще в описании, метод смешивания использует многоступенчатый смеситель, в котором часть компонента может быть добавлена на одной ступени, а дополнительные порции того же самого компонента могут быть добавлены на одной или нескольких последующих ступенях. Так, в некоторых осуществлениях добавляют только часть воды, которая должна быть введена в смесь, и подвергают сдвигу на первой ступени, а оставшееся количество воды добавляют позже, после того, как первые капельки воды подвергнутся сдвигу и по меньшей мере частично войдут в смесь. Те же опции применяются к добавлению газа. Однако наиболее экономичным и практичным методом растворения газа в эмульсии является следующий: сначала смешать СТЭ, затем добавить желаемое количество газа и насыщать СТЭ, поднимая давление смеси газ-эмульсия до давления выше давления насыщения. При таком образе действий смеситель, используемый для гомогенизации эмульсии вода-в-нефти может работать при более низком давлении, что снижает затраты на герметизацию смесителя и толщину металлического корпуса. Однако, как отмечено выше, это не является необходимым для того, чтобы позволить газу достичь равновесной растворимости (т.е. достичь насыщения) в СТЭ.

Хотя предшествующее описание посвящено вариантам осуществления настоящего изобретения, другие и дополненные воплощения изобретения могут быть придуманы без отклонения от его основного объема, и объем изобретения определен нижеследующей формулой изобретения.