Удаление водной преграды углеводородной жидкой системой на основе поверхностно-активного вещества

Изобретение относится к удалению воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, содержащей сырую нефть. Технический результат - повышение эффективности удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части формации. Способ включает инжектирование в ближайшую к стволу скважины часть смеси, содержащей углеводородную жидкость, смешивающуюся с сырой нефтью в формации, от около 0,5 до около 2 об.% этоксилированного спирта, от около 0,2 до около 2 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, от около 1,5 до около 4 об.% спирта с линейным алкилом в количестве, достаточном для заполнения ближайшей к стволу скважины части формации до радиального расстояния наружу от ствола скважины от около 15,2 см до около 91,4 см, поддерживание смеси в ближайшей к стволу скважины части от около 8 до около 96 часов и удаление смеси из ближайшей к стволу скважины части. Раскрыты также композиции для удаления жидкости из пласта и состав для их приготовления. Изобретение развито в зависимых пунктах. 4 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 ил.

 

Область изобретения

Изобретение относится к композиции и способу удаления воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, содержащей сырую нефть и пронизанной стволом скважины.

Уровень техники

Фразы "состоит по существу из" и "состоящий по существу из" не исключают наличия других стадий, элементов или материалов, которые не упомянуты конкретно в данном описании, пока такие стадии, элементы или материалы не влияют на основные и новые характерные особенности изобретения, к тому же они не исключают примеси, обычно связанные с используемыми элементами и материалами.

Указанные термины и фразы предназначаются для применения в областях вне юрисдикции США. В юрисдикции США указанные термины и фразы употребляются так, как они истолковываются судами США и Патентным ведомством США.

Во многих случаях, когда стволы скважин бурят, чтобы проникнуть в подземную нефтеносную формацию, обнаружено, что при завершении стволов скважин использовался ли глинистый раствор для бурения на масляной основе, глинистый раствор для бурения на водной основе или жидкость на водной основе для вскрытия продуктивного пласта, ближайшая к стволу скважины часть формации часто удерживает количества воды, которые превышают степени насыщения водой in situ или природные степени насыщения водой формации. Степени насыщения водой in situ обычно близки к степеням насыщения реликтовой водой, если не такие же, хотя в некоторых формациях степени насыщения водой in situ могут быть существенно больше или меньше, чем степень насыщения реликтовой водой формации.

Используемый здесь термин "насыщение реликтовой водой" или "неуменьшаемое насыщение водой" относится к минимальному насыщению водой в подземной нефтеносной формации, которое может быть достигнуто промывкой нефтью, тем самым увеличением насыщения нефтью и текучей фракцией масляной фазы. Это может быть обнаружено или определено в керне формации, который был очищен, высушен и полностью насыщен водой и после этого затоплен маслом. Количество воды, остающейся после промывки нефтью, равно или близко к степени насыщения реликтовой водой и не может быть уменьшено дополнительной промывкой маслом или контактом с маслом. Термин "насыщение водой in situ" относится к предварительно существовавшей степени насыщения водой формации перед бурением или добычей нефти.

Формации, пробуренные для добычи сырой нефти, являются встречающимися в природе формациями, которые хорошо известны в технике, лежащими ниже перекрывающих формаций, и они могут быть выше других нефтеносных или ненефтеносных формаций ниже представляющей интерес формации. Когда такие формации бурят, известно, что они обычно имеют по меньшей мере насыщение in situ, которое является наиболее широко распространенным содержанием реликтовой воды (остаточное насыщение). Это содержание воды является неотъемлемой степенью насыщения водой формации и может быть увеличено вмешательством компонентов фильтрата бурового раствора на водной основе. Обычно присутствие воды в избытке по отношению к степени насыщения водой in situ в формации ингибирует добычу сырой нефти из формации.

В некоторых формациях было отмечено, что формация имеет степень насыщения водой in situ ниже, чем степень насыщения реликтовой водой, т.е. формация действительно впитывает воду во время бурения, так что формация, когда она пробурена, может удерживать воду вплоть до или выше степени насыщения реликтовой водой. В таких формациях впитанная вода вплоть до степени насыщения реликтовой водой обычно не удаляется путем добычи сырой нефти. Количество воды только снижается снова до степени насыщения реликтовой водой формации путем естественных механизмов. Присутствие воды выше степени насыщения водой in situ может ингибировать и обычно ингибирует добычу сырой нефти из формации.

Ранее попытки уменьшить количество воды в ближайшей к стволу скважины части формации или снова до реликтового содержания или ниже предусматривали применение материалов, таких как смесь метанола и воды или тому подобное, в попытках удалить воду с водными растворами, которые являются по меньшей мере частично растворимыми в сырой нефти. Применение таких подходов, хотя они могли быть ограниченно успешными в некоторых случаях, является, как правило, менее чем полностью успешным и менее желательным по соображениям безопасности применения легко воспламенимого метанольного растворителя.

Различные приложения, где алкилполигликозиды в сочетании с этоксилированными спиртами, спиртами и тому подобное использовали в водных формациях, показаны в патентах США 4985154, выданном 15 января 1991 Balzer и др.; 5725470, выданном 10 марта 1998 Lazarowitz и др.; 5830831, выданном 3 ноября 1998 Chan и др.; 5874386, выданном 23 февраля 1999 Chan и др.; 5977032, выданном 2 ноября 1999 Chan; 6000412, выданном 14 декабря 1999 Chan и др.; 6090754, выданном 18 июля 2000 Chan и др. и 6112814, выданном 5 сентября 2000 Chan и др. Указанные патенты включены в настоящее описание в качестве ссылки во всей полноте.

В других случаях обнаружено, что вода иногда имеет тенденцию накапливаться до степеней выше степени насыщения реликтовой водой в ближайшей к стволу скважины области во время добычи нефти из скважины. Когда вода накапливается, это постепенно уменьшает текучую фракцию масляной фазы и, следовательно, добычу нефти из формации. Такая вода становится захваченной пористой структурой формации, остается на месте и не движется с потоком сырой нефти из формации.

Соответственно следующая попытка была направлена на разработку усовершенствованных композиций и способов удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части формации.

В обсуждении данного изобретения дается ссылка на связанную воду, имея в виду впитанную воду, воду выше степени насыщения реликтовой водой, воду, накопленную и удерживаемую в ближайшей к стволу скважины области вокруг скважины и тому подобное.

Сущность изобретения

Данное изобретение относится к способу удаления воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, содержащей сырую нефть и пронизанной стволом скважины, способ содержит инжектирование в ближайшую к стволу скважины часть количества смеси, содержащей углеводородную жидкость, причем углеводородная жидкость является смешивающейся с сырой нефтью в формации, от около 0,5 до около 2 об.% этоксилированного спирта, причем спирт содержит алкильные группы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта, от около 0,2 до около 2 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, содержащего алкильные группы, содержащие от около 8 до около 16 атомов углерода, и имеющего среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8, и от около 1,5 до около 4% об. спирта с линейным алкилом, содержащего от около 4 до около 6 атомов углерода, причем количество достаточно для заполнения ближайшей к стволу скважины части формации до радиального расстояния наружу от ствола скважины, равного величине от около 15,2 см до около 91,4 см (около 6 дюймов до около 3 футов); поддерживание смеси в ближайшей к стволу скважины части в течение времени от около 8 до около 96 часов и удаление смеси из ближайшей к стволу скважины части.

Изобретение дополнительно относится к составу для добавления к углеводородной жидкости, чтобы получить смесь для удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, содержащей сырую нефть и пронизанной скважиной, состав содержит от около 18 до около 34 об.% этоксилированного спирта, причем спирт содержит алкилы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта, от около 8 до около 28 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, содержащего алкильные группы, содержащие от около 8 до около 16 атомов углерода, и имеющего среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8, и от около 50 до около 70 об.% спирта с линейным алкилом, содержащего от около 4 до около 6 атомов углерода.

Изобретение дополнительно относится к композиции для удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, содержащей сырую нефть и пронизанной стволом скважины, композиция содержит углеводородную жидкость, причем углеводородная жидкость является смешивающейся с сырой нефтью в формации; от около 0,5 до около 2 об.% этоксилированного спирта, причем спирт содержит алкильные группы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта; от около 0,2 до около 2 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, содержащего алкильные группы, содержащие от около 8 до около 16 атомов углерода, и имеющего среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8, и от около 1,5 до около 4 об.% спирта с линейным алкилом, содержащего от около 4 до около 6 атомов углерода.

Краткое описание чертежей

Фигура 1 представляет диаграмму молекулярной структуры молекулы алкилполигликозида;

Фигура 2 показывает четыре системы масло/вода, включающие микроэмульсии Winsor типа I, типа II и типа III, и

Фигура 3 представляет схематический вид поперечного сечения скважины, простирающейся от поверхности до проникновения в подземную нефтеносную формацию для добычи сырой нефти из нее.

Подробное описание предпочтительных вариантов

В описании фигур одни и те же числа будут использованы для обозначения одних и тех же или подобных компонентов.

Согласно данному изобретению предложены композиция и способ удаления связанной воды и приобретенной воды из ближайшей к стволу скважины области во встречающейся в природе подземной нефтеносной формации.

Ранее попытки удалить такую воду предусматривали применение водных растворов метанола в попытках удалить воду в пределах взаимной смешиваемости между водой in situ, водным метанолом и сырой нефтью. Такая инжектированная жидкость могла становиться водной захваченной фазой, которая впоследствии препятствовала потоку масляной фазы. Такие попытки, как отмечалось ранее, не были особенно успешными и создавали проблемы безопасности из-за легко воспламеняющегося метанольного растворителя.

Согласно данному изобретению углеводородную жидкость используют в качестве носителя для состава, который используют, чтобы создать микроэмульсию при контакте с водой в ближайшей к стволу скважины части подземной формации и тем самым легко удалить воду из ближайшей к стволу скважины части подземной формации посредством механизма вытеснения при низком межфазном натяжении (IFT).

Эта композиция содержит алкилполигликозид, этоксилированный спирт и линейный спирт в сочетании с углеводородным флюидом.

Алкилполигликозидные поверхностно-активные вещества состоят из полярной глюкозной головки и углеводородной цепи полуацетальной связи. Пример молекулы показан на фигуре 1. Имеется два атома кислорода простого эфира и три гидроксильных группы на глюкозное звено плюс концевая гидроксильная группа. Липофильная часть молекулы находится на алкильных цепях R. R может быть линейная или разветвленная алкильная цепь, содержащая от около 8 до около 16 атомов углерода. Реакция полимеризации может обеспечить олигомерные распределения от х=0 до х=11.

Алкилполигликозиды ранее использовались в очистке скважин для цементирования, для усовершенствованной добычи и тому подобное. Обычно такие растворы были водными и, хотя эффективны, но они не являются предпочтительными для данного применения.

На фигуре 2 показаны микроэмульсии Winsor типа I, типа II и типа III. Фигура 2(а) показывает масло (М) и воду (В), содержащие поверхностно-активные вещества, в контейнере 10 до уровня 11, имеющие поверхность раздела 12. На фигуре 2(b) микроэмульсия типа I, М₁, которая является микроэмульсией масло-в-воде, показана ниже избыточного слоя масла. Такие микроэмульсии являются растворимыми в воде и содержат количества солюбилизированного масла, как показано уровнем новой поверхности раздела 12', которая находится выше исходной поверхности раздела 12. Солюбилизированный объем масла в микроэмульсионной фазе, как показано, обратно пропорционален межфазному натяжению между микроэмульсионной фазой и избыточной масляной фазой, т.е. чем больше солюбилизированный объем, тем ниже межфазное натяжение. На фигуре 2(с) микроэмульсия типа II, М₂, которая является микроэмульсией вода-в-масле, показана выше избыточного водного слоя. Такие микроэмульсии Winsor типа II являются растворимыми в масле и содержат количества солюбилизированной воды, как показано уровнем новой поверхности раздела 12', которая находится ниже исходной поверхности раздела 12. Фигура 2(d) показывает микроэмульсию Winsor типа III, М₃, которая располагается между избыточной масляной и избыточной водной фазами и распространяется выше и ниже исходной поверхности раздела 12. Такие микроэмульсии Winsor типа III предпочтительны для работы скважины, так как их межфазные натяжения и свойства солюбилизации в отношении масла и/или воды могут значительно облегчить удаление обоих из скважины во время операций очистки.

Данное изобретение относится к применению углеводородной жидкости, которая может быть по существу любой углеводородной жидкостью, которая является смешивающейся с сырой нефтью в подземной формации, представляющей интерес, такой как ксилол, дизельное масло, алифатические или ароматические растворители потоков перегонки нефти, подходящие в качестве смешивающегося растворителя, и тому подобное. Известно большое разнообразие подходящих углеводородных материалов. Сырая нефть, хотя и применима, но не является предпочтительной, так как может содержать материалы, которые являются реакционноспособными с другими компонентами смеси, используемой для удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации.

Алкилполигликозиды, подходящие для применения в данном изобретении, являются алкилполигликозидами, которые содержат алкильные группы, содержащие от около 8 до около 16 атомов углерода, и имеют среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8. Желательно, когда алкилполигликозиды присутствуют в смеси углеводородной жидкости, этоксилированного спирта, алкилполигликозида и линейного спирта в количестве от около 0,2 до около 2 об.% смеси.

Подходящие этоксилированные спирты содержат алкильные группы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта. Желательно, когда этоксилированный спирт присутствует в количестве равном от около 0,5 до около 2 об.% смеси.

Желательно, когда линейный спирт содержит от около 4 до около 6 атомов углерода и присутствует в смеси в количестве от около 1,5 до около 4 об.%.

Предпочтительно, когда алкилполигликозид присутствует в количестве от около 0,2 до около 1 об.% смеси, и, предпочтительно, когда этоксилированный спирт присутствует в количестве от около 0,6 до около 1,2 об.% смеси с линейным спиртом, предпочтительно, присутствующим в количестве от около 1,5 до около 3 об.% смеси.

Композицию применяют путем инжектирования композиции в ближайшую к стволу скважины часть подземной формации (неразрушающие скорости) на радиальное расстояние от 15,2 см до около 91,4 см (около 6 дюймов до около 3 футов) от ствола скважины, чтобы посуществу заполнить ближайшую к стволу скважины часть подземной формации. Предпочтительно радиальное расстояние равно от 30,4 см до около 91,4 см (около 1 до около 3 футов). В результате смесь, которая обычно содержит около 96 об.% углеводородной жидкости, располагается в контакте с ближайшей к стволу скважины части подземной формации. Сочетание алкилполигликозидов, этоксилированного спирта и линейного спирта с углеводородной жидкостью дает смесь, способную формировать микроэмульсию Winsor типа II или Winsor типа III с водой, находящейся в формации, тем самым создавая микроэмульсионную систему с очень низким межфазным натяжением (IFT). Низкое (IFT) с избыточной водной фазой дает возможность мобилизовать захваченную воду и удалить из формации.

Смесь инжектируют в подземную формацию простым инжектированием ее в скважину или ствол скважины в представляющей интерес зоне формации и после этого нагнетанием ее под давлением в формацию на выбранное расстояние. Способы достижения размещения выбранного количества смеси в подземной формации хорошо известны, как будет обсуждаться ниже.

После обработки формации в течение выбранного периода времени, который обычно составляет от около 8 до около 96 часов и предпочтительно от около 16 до около 24 часов, смесь удаляют из ближайшей к стволу скважины части подземной формации. Это удаление легко может быть осуществлено просто при работе скважины. Углеводородную жидкую смесь извлекают из ближайшей к стволу скважины части формации и добывают наряду с сырой нефтью.

Обнаружено, что применение указанной композиции эффективно для удаления воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации вплоть до степени насыщения реликтовой водой формации и в некоторых случаях ниже. Как результат возрастает добыча нефти.

На фигуре 3 показана скважина 20. Скважина 20 содержит ствол 28 скважины, проходящий от поверхности 22 сквозь подземную формацию 24, которая может содержать множество встречающихся в природе перекрывающих формаций, которые залегают над нефтеносной встречающейся в природе формацией 26. Должно быть понятно, что другие формации залегают ниже формации 26.

Обсадная труба 30 расположена в стволе 28 скважины и зацементирована на месте цементом 32. Трубопровод 34 проходит вниз сквозь обсадную трубу 30 близко к дну скважины 20. Перфорации 36 проходят сквозь обсадную трубу 30, цемент 32 и в подземелье 26. Пакер 38 расположен над формацией 26 в обсадной трубе 30 так что, когда смесь инжектируют вниз через трубопровод 34, она проходит вниз через трубопровод 34 наружу через нижний конец 35 трубопровода 34 и затем с продолжающимся нагнетанием насосом жидкости через трубопровод 34 смесь продавливают через перфорации 36 в формацию 26. Вторая жидкость, которая может быть простой несущей углеводородной жидкостью, может быть использована для проталкивания смеси вниз по трубопроводу 34 и из него путем инжектирования второй жидкости в качестве толкательной жидкости до уровня 44 в трубопроводе 34. Следует понимать, что скважина 20 может иметь горизонтальную часть.

Обычно композиция по данному изобретению должна инжектироваться прокачиванием ее насосом вниз по трубопроводу 34 в объеме, достаточном, чтобы заполнить композицией ближайшую к стволу скважины часть 42 формации 26 вплоть до расстояния 40, которое определяет границы ближайшей к стволу скважины части формации 26. Расстояние 40, как указано, может быть до около 91,4 см (около 3 футов). Хотя может быть инжектирован больший объем жидкости (slug), если желательно, представляется, что ее объем достаточный, чтобы заполнить ближайшую к стволу скважины часть вплоть до 3 футов, как правило, будет найден эффективным. Расстояние может быть больше, если желательно.

Затем композиции дают возможность оставаться на месте в течение выбранного времени, как обсуждалось выше, композицию извлекают из формации 26 просто прокачиванием жидкостей насосом из скважины 20 вверх по трубопроводу 34, как обычно делают, чтобы добыть жидкости из формации 26. Скважина 20 может содержать насос (не показан), не выходя за пределы сущности данного изобретения.

Изобретение дополнительно относится к составу для добавления к углеводородной жидкости, чтобы получить смесь для удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, содержащей сырую нефть и пронизанной стволом скважины, состав содержит от около 18 до около 34 об.% этоксилированного спирта, состоящего из спиртов, содержащих алкильные группы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта, от около 8 до около 28 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, содержащего алкильные группы, содержащие от около 8 до около 16 атомов углерода, и имеющего среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8, и от около 50 до около 70 об.% спирта с линейным алкилом, содержащего от около 4 до около 6 атомов углерода.

Как отмечалось ранее, компоненты смешивают с углеводородной жидкостью, чтобы получить композицию для инжектирования.

Данное изобретение дополнительно относится к смеси состава с углеводородной жидкостью для получения количества углеводородной смеси для применения для удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, пронизанной стволом скважины, смесь содержит по существу от около 0,5 до около 2 об.% этоксилированного спирта, состоящего из спиртов, содержащих алкильные группы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта; от около 0,2 до около 2 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, содержащего алкильные группы, содержащие от около 8 до около 16 атомов углерода, и имеющего среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8, и от около 1,5 до около 4 об.% спирта с линейным алкилом, содержащего от около 4 до около 6 атомов углерода, и остальное до 100% количество углеводородной жидкости.

Желательно, величина ГЛБ (гидрофильно-липофильный баланс) равна от около 6 до около 10 для этоксилированного спирта. Желательно, состав смеси регулируют в пределах, установленных выше, чтобы получить углеводородную смесь, которая способна образовывать микроэмульсии и, в частности, микроэмульсии Winsor типа II или Winsor типа III в контакте с водой, находящейся в ближайшей к стволу скважины части подземной формации. Как только эта вода солюбилизируется в микроэмульсии или как избыточная водная фаза ультранизкого межфазного натяжения в контакте с микроэмульсионной фазой, она легко может быть добыта из формации, тем самым оставляя формацию свободной от блокирующей воды. Это идеальное решение проблемы и позволяет увеличить добычу сырой нефти из формации.

Данное изобретение дополнительно поясняется лабораторными испытаниями, иллюстрированными в примере 1 и примере 2. Арктическое дизельное масло, содержащее 1,05 об.% этоксилированного спирта, содержащего спирты с длиной углеродной цепи С₉-С₁₁ и с в среднем 2,5 группами этиленоксида на молекулу спирта, 0,42 об.% алкилполигликозида, имеющего число олигомеризации 1,45 и содержащего алкильные группы, содержащие от 8 до 16 атомов углерода, и 2 об.% смеси линейных С₄ и С₆ спиртов (объемное отношение С₄ и С₆ спирта равно 3:1) смешивают с 6 мас.% рассолом KCl при объемных соотношениях 80:20 и 60:40. Затем смесь приводят в состояние равновесия, межфазное натяжение между микроэмульсионной фазой и избыточной фазой рассола измеряют при температурах 20°С (68°F) и 71,1°С (160°F).

ПРИМЕР 1

ТАБЛИЦА 1 Измерение межфазного натяжения
Арктическая дизельная поверхностно-активная жидкая композиция	6% рассол KCl	Равновесная температура	IFT, дин/см
°С	°F
80%	20%	20	68	0,0018370
80%	20%	71,1	160	0,0002680
60%	40%	0	68	0,0196800
60%	40%	71,1	160	0,0008835

Количества арктической дизельной поверхностно-активной жидкой композиции, которая описана выше, смешивают с рассолом KCl в указанных количествах. Количества рассола в испытании выбирают, чтобы отразить диапазон насыщения водой, имеющийся в ближайшей к стволу скважины формации. Рассол KCl используют, потому что забуриваемый жидкий состав, а отсюда фильтрат забуриваемой жидкости содержит соленость рассола 6% по массе раствора KCl. Межфазное натяжение между микроэмульсионной фазой и избыточной фазой рассола в смеси затем измеряют вращающимся капельным аппаратом при указанных температурах. Можно видеть, что эти межфазные натяжения очень низки. Для сравнения, межфазное натяжение между маслом и водой при комнатной температуре обычно считается равным около 40-50 дин на сантиметр. Очевидно, что межфазное натяжение между избыточной фазой рассола и микроэмульсионной фазой намного ниже. Это демонстрирует, что указанная арктическая дизельная поверхностно-активная жидкая композиция явно способна формировать микроэмульсии с ультранизким межфазным натяжением, что дает возможность мобилизации захваченной водной фазы из ближайшей к стволу скважины формации (см. Таблицу 1).

ПРИМЕР 2

В этом примере испытывали образцы для исследования, вырезанные из керна формации, известные как впитывающие воду. Эти образцы были используемыми в первый раз образцами, вырезанными из керна формации, и были внешним диаметром 2,54 см (1 дюйм) и длиной 2,54-5,8 см (1-2 дюйма). В этих испытаниях вырезанные из керна образцы вначале обрабатывали пропусканием масла и затем воды через образцы. После этого в образцы инжектировали композицию по данному изобретению. Программа испытания состоит из следующего:

1. Высверливание цилиндров (1" OD) из предварительно сохраненного с помощью жидкого азота материала керна.

2. Подготовка испытуемых образцов к исследованию, применение давления полного резервуара и горного давления и нагревание до температуры резервуара.

3. Отжим водного фильтрата из образцов глинистого раствора для бурения на водной основе, конкретно бурового раствора FLO-PRO (товарный знак М-1, LLC).

4. Измерение базисных проницаемостей для масла на образцах при уровнях спада давления 5, 20, 50 и 100 фунт/кв. дюйм.

5. При уровне овербаланса 100 фунт/кв. дюйм промывание цилиндра водным фильтратом, пока не будет извлечено приблизительно 2 объема пор продукции фильтрата.

6. Измерение восстановленных проницаемостей, чтобы определить "поврежденный" блокированный водой перм при уровнях спада 5, 20 и 50 фунт/кв. дюйм.

7. Инжектирование жидкости для обработки, содержащей поверхностно-активное вещество (на основе дизельного масла) для приблизительно 8 объемов пор при прилагаемом давлении овербаланса 100 фунт/кв. дюйм.

8. Предоставление 8 часов "времени пропитки".

9. Повторное измерение восстановленных проницаемостей для масла при уровнях спада 5, 20, 50, 100, 200 и 20 фунт/кв. дюйм, чтобы заметить влияние обработки поверхностно-активным веществом на проницаемость керна.

Результаты испытания показаны в таблице 2.

ТАБЛИЦА 2 Результаты испытания керна
Номер керна	100 фунт/кв. дюйм dp Начальная Проницаемость md.	100 фунт/кв. дюйм dp Поврежденная проницаемость md.	Поврежденная проницаемость % начальной	Конечная восстановленная проницаемость	Конечная восстановленная проницаемость % начальной
1-3А	12,70	1,83	14,4%	3,08	24,3%
3-2В	22,87	9,65	42,2%	28,06	122,7%
2-3А	1,65	0,113	6,9%	0,38	23,0%
3-3А	28,65	11,25	39,3%	32,71	114,2%
1-2В	8,44	1,25	14,8%	6,09	72,2%
2-2В	1,89	0,122	6,5%	0,939	49,7%

Номера кернов показаны, и первая колонка чисел показывает начальную проницаемость кернов для масла при спаде давления 100 фунт/кв. Вторая колонка показывает среднюю проницаемость для масла для каждого керна после прохождения фильтра рассола через керн. Следует отметить во всех случаях, что проницаемость была значительно снижена. Проницаемость поврежденного керна как процент исходной проницаемости показана в четвертой колонке. Конечная восстановленная проницаемость после обработки инжектированием жидкости для обработки через керны показана в пятой колонке. Конечный восстановленный процент начальной проницаемости показан в последней колонке. Можно видеть, что во всех случаях существенное усовершенствование проницаемости керна после контакта с водой достигнуто при применении композиции по данному изобретению.

При применении композиция по данному изобретению, когда находится в ближайшей к стволу скважины части подземной формации, будет контактировать с захваченной водой и образовывать микроэмульсию путем снижения высокого межфазного натяжения между капельками воды в пористых выемках/стенках, позволяя тем самым молекулам воды легче проходить через пористую структуру формации. Как только скважину возвращают в режим добычи, вода, присутствующая в формации в виде микроэмульсии, удаляется из ствола скважины. Удаление впитанной или другой воды и восстановление естественной смачиваемости формации увеличивает относительную проницаемость для нефти, результатом чего являются усовершенствованные скорость извлечения и производительность.

ПРИМЕР 3

Настоящую скважину, имеющую горизонтальную необсаженную секцию 6-1/8" длиной 2300 футов, на Северном склоне Аляски обрабатывали композицией по данному изобретению. Арктическое дизельное масло присутствовало в количестве 96,5 об.%, алкилполигликозид присутствовал в количестве 0,42 об.% и спирт с линейным алкилом присутствовал в количествах 1,05 об.% и 2 об.%, соответственно.

Таблица 3 Полевое испытание
Дата	Нефть баррель/день	Отношение газ/нефть (GOR)	Давление потока в насосно-компрес-сорных трубах (FTP) (фунт/ кв.дюйм)	Температура оF
Предварительная обаботка
	936	943	188	52
Последующая обработка
день 1	1001	921	798	57
день 2	2628	612	216	77
день 3	1843	1056	198	71
день 4	1684	882	195	71
день 5	1320	659	189	66
день 6	1733	936	195	67
день 7	1743	892	195	67

Сразу очевидно, что добыча нефти из обработанной скважины возросла с 936 баррелей в день (баррель/день) перед обработкой до около 1743 баррель/день после обработки. Ясно, что обработка по данному изобретению была эффективна для усовершенствования добычи нефти из обработанной скважины (см. Таблицу 3).

Согласно данному изобретению предложена композиция, которая является эффективной для удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации. Предложен способ удаления связанной "приобретенной" воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации и состав, который может быть смешан с углеводородной жидкостью на месте скважины или иначе, чтобы получить желательную композицию. Состав для смешивания может быть предоставлен как отдельные три компонента, или компоненты могут быть объединены. В любом случае компоненты являются пригодными для транспортировки как компоненты относительно малого объема композиции по данному изобретению. Указанные компоненты легко смешиваются с углеводородной жидкостью, выбранной для применения для обработки формации.

Согласно данному изобретению подземные формации могут быть обработаны, чтобы удалить связанную воду из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, чтобы восстановить проницаемость для нефти ближайшей к стволу скважины части подземной формации. Это эффективно для повышения добычи нефти из подземной формации.

Хотя данное изобретение описано со ссылкой на его конкретные предпочтительные варианты воплощения, точно определено, что описанные варианты являются скорее пояснительными, чем ограничительными по сути и что различные изменения и модификации возможны в объеме данного изобретения. Многие такие изменения и модификации могут считаться очевидными для специалистов на основе знакомства с предшествующим описанием предпочтительных вариантов.

1. Способ удаления связанной воды из части ствола скважины подземной формации, содержащей сырую нефть и пронизанной стволом скважины, содержащий

a) инжектирование в ближайшую к стволу скважины часть количества смеси, содержащей углеводородную жидкость, причем углеводородная жидкость является смешивающейся с сырой нефтью в формации от около 0,5 до около 2 об.% этоксилированного спирта, содержащего алкильные группы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта, от около 0,2 до около 2 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, содержащего алкильные группы, содержащие от около 8 до около 16 атомов углерода, и имеющего среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8, и от около 1,5 до около 4 об.% спирта с линейным алкилом, содержащего от около 4 до около 6 атомов углерода, причем количество является количеством достаточным для заполнения ближайшей к стволу скважины части формации до радиального расстояния вплоть до около 91,4 см (около 3 футов) наружу от ствола скважины;

b) поддерживание смеси в ближайшей к стволу скважины части в течение времени от около 6 до около 96 ч и

c) удаление смеси из ближайшей к стволу скважины части.

2. Способ по п.1, где углеводородная жидкость содержит растворитель для сырой нефти.

3. Способ по п.1, где углеводородная жидкость выбрана из группы, состоящей из сырой нефти, ксилола, дизельного масла, алифатических растворителей, ароматических растворителей и их смесей.

4. Способ по п.1, где по меньшей мере один алкилполигликозид имеет среднее число олигомеризации от около 1,4 до около 1,6.

5. Способ по п.1, где спирт с линейным алкилом присутствует в количестве от около 1,5 до около 3 об.% в смеси.

6. Способ по п.1, где радиальное расстояние равно от около 15,2 см до около 91,4 см (около 6 дюймов до около 3 футов).

7. Способ по п.6, где радиальное расстояние равно от около 30,4 см до около 91,4 см (около 1 до около 3 футов).

8. Способ по п.1, где время равно от около 8 до около 24 ч.

9. Способ по п.1, где смесь удаляют из ближайшей к стволу скважины части добычей жидкостей из ствола скважины.

10. Композиция для удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, содержащей сырую нефть и пронизанной стволом скважины, содержащая углеводородную жидкость, причем углеводородная жидкость является смешивающейся с сырой нефтью в формации от около 0,5 до около 2 об.% этоксилированного спирта, содержащего алкильные группы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта, от около 1,2 до около 2 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, содержащего алкильные группы, содержащие от около 8 до около 12 атомов углерода, и имеющего среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8, и от около 1,5 до около 4 об.% спирта с линейным алкилом, содержащего от около 4 до около 6 атомов углерода.

11. Композиция по п.10, где углеводородная жидкость содержит растворитель для сырой нефти.

12. Композиция по п.10, где углеводородной жидкостью является сырая нефть, ксилол, дизельное масло, алифатические растворители, ароматические растворители и их смеси.

13. Композиция по п.10, где по меньшей мере один алкилполигликозид имеет среднее число олигомеризации от около 1,4 до около 1,6.

14. Композиция по п.12, где спирт с линейным алкилом присутствует в количестве от около 1,5 до около 3 об.% в смеси.

15. Композиция для удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, содержащей сырую нефть и пронизанной стволом скважины, состоящая по существу из углеводородной жидкости, причем углеводородная жидкость является смешивающейся с сырой нефтью в формации от около 0,5 до около 2 об.% этоксилированного спирта, содержащего алкильные группы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта, от около 0,2 до около 2 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, содержащего алкильные группы, содержащие от около 8 до около 16 атомов углерода, и имеющего среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8, и от около 1,5 до около 4 об.% спирта с линейным алкилом, содержащего от около 4 до около 6 атомов углерода.

16. Состав для смешивания с углеводородной жидкостью с получением количества углеводородной смеси для применения для удаления связанной воды из ближайшей к стволу скважины части подземной формации, пронизанной стволом скважины, состоящий по существу из: от около 18 до около 34 об.% этоксилированного спирта, содержащего алкильные группы с длиной углеродной цепи от около 8 до около 12 с в среднем от около 2 до около 4 групп этиленоксида на молекулу спирта, от около 8 до около 28 об.% по меньшей мере одного алкилполигликозида, содержащего алкильные группы, содержащие от около 8 до около 16 атомов углерода, и имеющего среднее число олигомеризации от около 1,2 до около 1,8, и от около 50 до около 70 об.% спирта с линейным алкилом, содержащего от около 4 до около 6 атомов углерода.