Способы добычи нефти из нефтяного месторождения

Изобретение относится к способам добычи нефти из нефтяного месторождения. Способы повышения добычи нефти из месторождения включают стадии a) введения затопляющей жидкости в месторождение и b) извлечения нефти через скважину в местоположении, отличном от точки введения нагнетаемой жидкости в месторождение. Затопляющая жидкость включает воду и некоторое количество одного или более указанных неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для обеспечения межфазного поверхностного натяжения приблизительно 1 мНм или меньше, а также вязкости приблизительно 10 сП или больше. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности в третичном способе добычи нефти. 3 н. и 21 з.п. ф-лы.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к способам добычи нефти из нефтяного месторождения.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Для добычи неочищенной нефти из нефтяных месторождений (подземных нефтеносных пластов) использовались различные способы. Первичные способы добычи обычно основаны на естественном давлении месторождения, которое позволяет произвести отбор или извлечение нефти. Вторичные способы добычи обычно включают повышение давления в месторождении посредством введения (закачивания) энергии путем затопления водой, паром или газами, но не в местоположении скважины, а по направлению к скважине. При введении воды указанный способ называется заводнением. Затем нефть добывают из скважины. Третичные способы добычи обычно включают повышение добычи более сложными способами, такими как нагревание, реологическая модификация затопляющих жидкостей, а также модификация пласта и/или геометрии пор.

Один из первичных способов добычи включает закачивание воды через скважину в месторождение с целью его открытия или разрыва, что приводит к извлечению дополнительного объема нефти. Вода также может использоваться, чтобы нести расклинивающий наполнитель, такой как песок, что позволяет поддерживать открытыми поры и разрывы в пластах после впуска воды под давлением, что дополнительно повышает выход нефти.

В третичном способе добычи в ходе затопления закачивали жидкости, представлявшие собой водные растворы/дисперсии поверхностно-активных веществ. Для указанного использования были описаны некоторые анионные и неионогенные поверхностно-активные вещества, такие как сульфонаты алкилфенолполигликолевых эфиров, оксиалкилированные алифатические спирты и оксиалкилированные алкилфенолы. Поверхностно-активные вещества снижают межфазное поверхностное натяжение (IFT) жидкости и позволяют ей более легко образовывать смеси эмульсий и/или микроэмульсий с нефтью в месторождении. Образование смесей и/или микроэмульсий позволяет вытеснить нефть, содержащуюся в пластах, посредством снижения IFT и солюбилизации нефти в водных растворах поверхностно-активных веществ, повышая, таким образом, добычу нефти из подземных пластов. Впрочем, жидкости с добавками поверхностно-активных веществ обладают меньшей вязкостью, чем нефть, поэтому их эффективность в вытеснении нефти из пластов ограничена.

В целях более эффективного вытеснения нефти из подземных пластов вязкость затопляющих жидкостей повышали путем добавления высокомолекулярных полимеров, таких как полиакриламид (РАМ). Подобные высокомолекулярные полимеры также использовались в комбинации с обычными анионными поверхностно-активными веществами.

Недостаток при использовании в затопляющих жидкостях только обычных анионных поверхностно-активных веществ состоит в том, что первичное физическое действие последних заключается в снижении IFT без существенного повышения вязкости. Недостаток при использовании в чистом виде высокомолекулярных полимеров состоит в том, что они не снижают IFT. Объединение обычных анионных поверхностно-активных веществ с высокомолекулярным полимером в целях достижения как снижения IFT, так и повышения вязкости требует использования двух различных компонентов, что может быть дорого и сложно. Кроме того, некоторые обычные анионные поверхностно-активные вещества могут проявлять нежелательные взаимодействия с высокомолекулярными полимерами и препятствовать повышению вязкости. Более того, высокомолекулярные полимеры часто адсорбируются или осаждаются в месторождении, повреждая пласты и снижая добычу нефти.

Было бы желательно иметь затопляющую жидкость и способ ее использования в третичном способе добычи нефти, где используется единственная добавка или компонент, производящий существенное снижение IFT и существенное повышение вязкости затопляющей жидкости.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Задачей настоящего изобретения является способ добычи нефти из месторождения.

Также задачей настоящего изобретения является третичный способ добычи нефти из месторождения, в котором используется затопляющая жидкость, включающая единственную добавку или компонент, производящий существенное снижение IFT и существенное повышение вязкости затопляющей жидкости.

Согласно указанным и другим задачам настоящее изобретение описывает способ повышения добычи нефти из месторождения. Указанный способ включает стадии a) введения затопляющей жидкости в месторождение и b) извлечения нефти через скважину, находящуюся в местоположении, отличном от точки введения затопляющей жидкости в месторождение. Затопляющая жидкость включает воду и некоторое количество одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для обеспечения значения межфазного поверхностного натяжения приблизительно 1 миллиньютон на метр (мНм) или меньше и значения вязкости приблизительно 10 сантипуаз (сП) или больше, при 1 мас.% в воде, имеющей соленость до приблизительно 20 фунтов (lbs) на 1000 галлонов (gals) воды, содержащей органические и/или неорганические соли. Неполимерное, вязкоупругое поверхностно-активное вещество(а) выбрано из группы катионных поверхностно-активных веществ, цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, амфотерных поверхностно-активных веществ, анионных поверхностно-активных веществ и их комбинаций. Неполимерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество(а) является вязкоупругим в воде даже при высокой солености, и до 350°F.

Согласно указанным и другим задачам настоящее изобретение описывает другой способ добычи нефти из месторождения. Указанный способ включает стадии a) введения жидкости для гидроразрыва через скважину в месторождение под давлением, достаточным, чтобы вызвать разрыв в месторождении, и b) введения в месторождение затопляющей жидкости в местоположении, отличном от местоположения скважины. Затопляющая жидкость включает воду и некоторое количество одного или более неполимерных поверхностно-активных веществ, достаточное для обеспечения значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода приблизительно 1 мНм или меньше и значения вязкости приблизительно 10 сП или больше, при 1 мас.% в воде в условиях окружающей среды и при высокой солености. Неполимерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество(а) выбрано из группы катионных поверхностно-активных веществ, цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, амфотерных поверхностно-активных веществ, анионных поверхностно-активных веществ и их комбинаций. Неполимерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество(а) является вязкоупругим в условиях окружающей среды и при высоких солености и температурах.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Неожиданно установили, что к затопляющей жидкости мог быть добавлен единственный компонент, позволяющий значительно снизить IFT и значительно повысить вязкость закачиваемой воды в процессе затопления в третичном способе добычи нефти.

В способах настоящего изобретения затопляющую жидкость, включающую одно или более неполимерных поверхностно-активных веществ, вводят, например закачивают, в месторождение при повышенном давлении с целью вытеснения или выталкивания оттуда нефти. Используемые поверхностно-активные вещества включают неполимерные вязкоупругие катионные, амфотерные, цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества, а также анионные поверхностно-активные вещества. Неполимерные поверхностно-активные вещества, образующие вязкие жидкости на водной основе, являются предпочтительными, потому что как класс поверхностно-активные вещества обычно представляют собой соединения с более низкой молекулярной массой, чем полимеры. Амфотерные поверхностно-активные вещества несут как положительно заряженную группу, так и отрицательно заряженную группу в некотором диапазоне pH (например, обычно в слабокислых условиях), только отрицательно заряженную группу в некотором диапазоне pH (например, обычно в слабощелочных условиях) и только положительно заряженную группу в другом диапазоне pH (например, обычно в умеренно-кислых условиях.). Цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества имеют в молекуле постоянно положительно заряженную группу независимо от pH и отрицательно заряженную группу при щелочном pH. Катионные поверхностно-активные вещества имеют в молекуле постоянно положительно заряженную группу независимо от pH. Анионные поверхностно-активные вещества имеют постоянно отрицательно заряженную группу за исключением очень кислых pH.

Поверхностно-активные вещества присутствуют в затопляющей жидкости в количестве, достаточном для придания затопляющей жидкости (перед закачиванием в пласт или месторождение) межфазного поверхностного натяжения (IFT), равного приблизительно 1 мНм или меньше, предпочтительно приблизительно 0,1 мНм или меньше и наиболее предпочтительно приблизительно 0,01 мНм или меньше. Значение IFT определяют с помощью тензиометра, основанного на методе крутящейся капли. Поверхностно-активные вещества предпочтительно присутствуют в затопляющей жидкости в количестве приблизительно 0,1-10 мас.% и наиболее предпочтительно приблизительно 0,5-6 мас.%, от общей массы затопляющей жидкости. Необходимое количество поверхностно-активного вещества значительно изменяется в зависимости от факторов, включающих тип поверхностно-активного вещества, содержание соляного раствора в жидкости, а также присутствие загрязнений в затопляющей жидкости. Поверхностно-активные вещества эффективно обеспечивают необходимые уровни IFT даже в затопляющих жидкостях, имеющих высокую соленость, то есть до концентрации приблизительно 20 фунтов/1000 галлонов. Соли могут быть органическими или неорганическими, включая одновалентные, двухвалентные и трехвалентные соли. Неорганические соли, которые обычно встречаются в солоноватой и соленой воде, включают, помимо прочего, хлориды и бромиды калия, натрия, кальция, магния, цинка, железа и аммония.

Неполимерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество снижает IFT между затопляющей жидкостью и нефтью, присутствующей в пласте, а также повышает вязкость закачиваемой воды в процессе затопления. Поверхностно-активное вещество вызывает образование водонефтяных смесей или, более предпочтительно, микроэмульсий, при смешивании затопляющей жидкости с нефтью внутри месторождения или формации. В то же время поверхностно-активное вещество вызывает повышение вязкости затопляющей жидкости, что позволяет более эффективно вытеснять и/или перемещать водонефтяную смесь или эмульсию через пласт к скважине, где указанную водонефтяную смесь или эмульсию отбирают или извлекают. Присутствие указанных поверхностно-активных веществ в затопляющей жидкости придает заметно более высокую вязкость по сравнению с затопляющей жидкостью, не содержащей соответствующих вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Более высокая вязкость в затопляющей жидкости увеличивает способность вытеснения или выталкивания нефти из пласта, что позволяет снизить или полностью исключить использование обычных полимеров, например РАМ. Степень повышения вязкости значительно изменяется в зависимости от многих факторов, включающих тип и количество поверхностно-активного вещества, содержание соляного раствора в затопляющей жидкости и в пласте, состав и физические характеристики нефти в пласте, а также присутствие загрязнений в затопляющей жидкости. Затопляющая жидкость должна включать достаточное количество поверхностно-активного вещества, чтобы обеспечить вязкость приблизительно 10 сП или больше, более предпочтительно приблизительно 25 сП или больше и наиболее предпочтительно приблизительно 50 сП или больше. На практике может использоваться затопляющая жидкость с вязкостью приблизительно 10-1000 сП.

Поверхностно-активные вещества, используемые в настоящем изобретении, являются вязкоупругими. Не желая быть связанными с какой-либо теорией, полагают, что вязкоупругость является следствием образования мицелл другого типа, нежели обычные сферические мицеллы, образуемые большинством поверхностно-активных веществ. В растворе вязкоупругие поверхностно-активные вещества образуют червеобразные, стержнеобразные или цилиндрические мицеллы. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества являются предпочтительными, так как они остаются устойчивыми в процессе практического применения при высоких напряжениях сдвига, то есть они не ухудшаются необратимо под воздействием высокого напряжения сдвига. Жидкости, включающие вязкоупругие поверхностно-активные вещества, также показывают более высокую проницаемость через месторождение, чем жидкости, включающие не вязкоупругие поверхностно-активные вещества.

Свойство вязкоупругости в целом хорошо известно (S.Gravsholt, Journal of Coll. And Interface Sci., 57(3), 575 (1976); Hoffmann et al., "Influence of Ionic Surfactants on the Viscoelastic Properties of Zwitterionic Surfactant Solutions", Langmuir, 8, 2140-2146 (1992); and Hoffmann et al., The Rheological Behaviour of Different Viscoelastic Surfactant Solutions, Tenside Surf. Det., 31, 289-400, 1994). Из способов тестирования, подробно описанных в приведенных ссылках, позволяющих определить, обладает ли жидкость вязкоупругими свойствами, один тест, который, как обнаружили, был подходящим для определения вязкоупругости водного раствора, заключается в перемешивании раствора с образованием воронки под действием центробежной силы и визуальном наблюдении того, остаются ли пузыри, образующиеся в результате перемешивания, после прекращения перемешивания. Любое присутствие пузырей свидетельствует о вязкоупругости. Другой подходящий тест заключается в измерении динамического модуля упругости при сдвиге (G') и динамического модуля механических потерь при сдвиге (G'') при данной температуре. Если G'>G'' в некоторой точке или в некотором диапазоне точек ниже приблизительно 10 рад/сек, обычно приблизительно 0,001-10 рад/сек, в основном приблизительно 0,1-10 рад/сек, при данной температуре, и если G'>10^-2 Па, предпочтительно 10^-1 Па, жидкость обычно считают вязкоупругой при указанной температуре. Реологические измерения таких показателей как G' и G'' более подробно обсуждаются в "Rheological Measurements", Encyclopedia of Chemical Technology, vol. 21, p.347-372 (John Wiley & Sons, Inc., N.Y., 1997, 4^th ed.). Вышеупомянутые описания в явной форме включены здесь посредством ссылки.

Вязкоупругие катионные поверхностно-активные вещества, используемые в настоящем изобретении, включают соединения, выбранные из i) некоторых четвертичных солей и ii) некоторых аминов, iii) некоторых аминоксидов, а также iv) их комбинаций. Типичные катионные поверхностно-активные вещества приведены ниже.

Четвертичные соли имеют структурную формулу:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила и где R₁ включает приблизительно 16-22 атома углерода и может быть разветвленным или неразветвленным, а также насыщенным или ненасыщенным.

R₂ и R₃ представляют собой, независимо, i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу, связанную с ароматическим или бензиловым остатком. R₂, R₃ и R₅ включают от 1 до приблизительно 20 атомов. Алифатическая группа может быть разветвленной или неразветвленной, а также насыщенной или ненасыщенной. R₂, R₃ и R₅ могут представлять собой, например, алкил, оксиалкил, полиоксиалкил, алкокси и алкиларил. Предпочтительно, R₂, R₃ и R₅ представляют собой алкильные группы. Наиболее предпочтительно, R₂, R₃ и R₅ представляют собой метиловые или этиловые группы.

X представляет собой подходящий противоанион, такой как Cl^-, Br^- и CH₃CH₃SO₄ ^-.

Амины имеют следующую структурную формулу:

где R₁, R₂ и R₃ определены выше.

Соответствующие амины вышеприведенной структуры включают полиоксиэтиленированные (2-15) кокоалкиламины, полиоксиэтиленированные (12-18) алкиламины таллового масла, а также полиоксиэтиленированные (2-15) олеил- и эруциламины.

Примеры неполимерных, вязкоупругих анионных поверхностно-активных веществ, используемых в настоящем изобретении, представлены формулами (I)-(V):

(I) ROSO₃ ^-

(II) R(OCHR'CHR')_mOSO₃ ^-

(III) RSO₃ ^-

(IV) R(OCHR'CHR')_mSO₃ ^-

(V) RC₆H₄-SO₃ ^-,

где R представляет собой алкильную, алкенильную, прилалкильную или гидроксиалкильную группу. R включает приблизительно 16-24 атома углерода, а более предпочтительно приблизительно 16-20 атомов углерода. R может быть насыщенной или ненасыщенной, разветвленной или неразветвленной группой, где разветвленная алкильная группа включает от 1 до приблизительно 6 атомов углерода. Соответствующие алкильные группы R включают дециловую, додециловую, тетрадециловую (миристиловую), дексадециловую (цетиловую), октадециловую (олеиловую), стеариловую, эруциловую группы, а также производные кокосового, таллового, соевого и рапсового масел. Число алкиленоксидных групп, m, варьирует от 0 до приблизительно 35 и более предпочтительно от 0 до приблизительно 10.

Примеры неполимерных, вязкоупругих цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, используемых в настоящем изобретении, представлены формулой:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила, где алкил представляет собой группу, которая включает приблизительно 12-24, в частности 16-24 атома углерода, и может быть разветвленной или неразветвленной, а также насыщенной или ненасыщенной. Соответствующие длинноцепочечные алкильные группы включают тетрадециловую (миристиловую), гексадециловую (цетиловую), октадецениловую (олеиловую), октадециловую (стеариловую), докозеновую (эруциловую) группы, а также производные таллового, кокосового, соевого и рапсового масел.

Предпочтительными алкильными и алкенильными группами являются алкильные и алкенильные группы, включающие приблизительно 16-22 атома углерода. Примером алкиламидоалкилов является алкиламидопропил с вышеописанным алкилом.

R₂ и R₃ независимо представляют собой алифатическую цепь (то есть неароматическую, связанную с четвертичным атомом азота, например, алкил, алкенил, арилалкил, гидроксиалкил, карбоксиалкил и гидроксиалкил-полиоксиалкилен, например гидроксиэтил-полиоксиэтилен или гидроксипропил-полиоксипропилен), включающую приблизительно 1-30 атомов углерода, предпочтительно приблизительно 1-20 атомов углерода, более предпочтительно приблизительно 1-10 атомов углерода и наиболее предпочтительно приблизительно 1-6 атомов углерода, где алифатическая группа может быть разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной. Предпочтительными алкильными цепями являются метил и этил, предпочтительным арилалкилом является бензил, а предпочтительными гидроксиалкилами являются гидроксиэтил или гидроксипропил, и, кроме того, предпочтительными карбоксиалкилами являются ацетат и пропионат. Предпочтительными гидроксиалкил-полиоксиалкиленами являются гидроксиэтил-полиоксиэтилен и гидроксипропил-полиоксиэтилен.

R₄ представляет собой гидрокарбильный радикал (например, алкилен) с длиной цепи 1-4. Предпочтительными являются метиленовая или этиленовая группы.

Конкретные примеры вязкоупругих цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ включают следующие структуры:

где R₁ был определен здесь выше.

Другим примером выбранного вязкоупругого цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества является аминоксид. Указанное соединение имеет следующую формулу:

где R₁, R₂ и R₃ определены выше.

Другие примеры цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества включают дигидроксиэтилглицинат таллового масла, пропионаты, олеамидопропилбетаин, а также эруциламидопропилбетаин.

Примеры неполимерных вязкоупругих амфотерных поверхностно-активных веществ включают соединения, представленные следующей формулой:

где R₁, R₂ и R₄ определены выше.

Другие конкретные примеры вязкоупругих амфотерных поверхностно-активных веществ включают соединения следующих формул:

где R₁ был определен здесь выше, а X⁺ представляет собой неорганический катион, такой как Na⁺, K⁺, NH₄ ⁺, связанный с карбоксильной группой или атомом водорода в кислой среде.

Используемые вязкоупругие цвиттер-ионные и амфотерные поверхностно-активные вещества включают соединения, описанные в. патенте США №6831108 B2, который включен здесь посредством ссылки.

В способах настоящего изобретения затопляющую, жидкость, включающую одно, или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, вводят, например закачивают, в месторождение или пласт при повышенном давлении с целью вытеснения или выталкивания оттуда нефти. Точка или местоположение введения затопляющей жидкости отличны от местоположения скважины, то есть точки, в которой нефть извлекают или отбирают из месторождения. Направление затопления обычно ориентировано на область или местоположение на поверхности, где возможно эффективное извлечение или отбор нефти. Обычно направление затопления задают поблизости к скважине или вблизи от скважин или каналов в пластах, позволяющих эффективно извлекать или отбирать нефть.

Затопляющая жидкость необязательно включает один или более компонентов из группы органических кислот, солей органических кислот, а также неорганических кислот и неорганических солей.

Органическая кислота или ее соль способствуют повышению вязкости. Так как в качестве затопляющей жидкости, закачиваемой в месторождение нефти, часто используется солоноватая вода, в затопляющей жидкости может также присутствовать некоторое количество соли.

Используемые органические кислоты обычно представляют собой сульфоновые или карбоновые кислоты. Анионные противоионы солей органических кислот обычно представляют собой сульфонаты или карбоксилаты. Примеры соответствующих органических соединений включают ароматические сульфонаты и карбоксилаты, такие как п-толуолсульфокислота, нафталинсульфокислота, хлорбензойная кислота, салициловая кислота, фталевая кислота и т.п., где соответствующие противоионы являются водорастворимыми. Наиболее предпочтительными являются салицилат, фталат, п-толуолсульфонат, гидроксинафталинкарбоксилат, например 5-гидрокси-1-нафтойная кислота, 6-гидрокси-1-нафтойная кислота, 7-гидрокси-1-нафтойная кислота, 1-гидрокси-2-нафтойная кислота, предпочтительно 3-гидрокси-2-нафтойная кислота, 5-гидрокси-2-нафтойная кислота, 7-гидрокси-2-нафтойная кислота, а также 1,3-дигидрокси-2-нафтойная кислота, и 3,4-дихлорбензоат. Органическая кислота или ее соль могут необязательно присутствовать в затопляющей жидкости в количестве приблизительно 0,1-10 мас.%, чаще приблизительно 0,1-7 мас.% и наиболее часто приблизительно 0,1-6 мас.% от общей массы затопляющей жидкости.

Используемые неорганические соли включают растворимые в воде соли калия, натрия и аммония, такие как хлорид калия и хлорид аммония. Дополнительно могут также использоваться хлорид кальция, бромид кальция и цинковые соли галогенводородных кислот. Неорганическая соль необязательно присутствует в затопляющей жидкости в массовой концентрации приблизительно 0,1-30 мас.%, чаще приблизительно 0,1-10 мас.% и наиболее часто приблизительно 0,1-8 мас.%. Также дополнительно или в качестве замены неорганических солей могут использоваться органические соли, например гидрохлорид триметиламмония и хлорид тетраметиламмония.

Компонентом затопляющей жидкости, присутствующим в наибольшей концентрации, является вода. Как правило, вода составляет наибольшую долю от массы жидкости. Вода обычно присутствует в количестве приблизительно 50-80% или более от массы жидкости. Вода может быть из любого источника, если источник не содержит каких-либо загрязнений, которые химически или физически несовместимы с другими компонентами жидкости (например, вызывая нежелательное осаждение). Вода может и не быть питьевой и может быть солоноватой и включать соли таких металлов, как натрий, калий, кальций, цинк, магний и т.д. или другие соединения, обычные для источников воды, найденных в месторождениях нефти или около них.

Необязательно, с целью регулирования вязкости, к затопляющей жидкости могут быть добавлены натуральные или синтетические полимеры. Используемые полимеры включают, помимо прочего, гуар и гуаровые производные, ксантан, полиакриламид (РАМ), крахмал и производные крахмала, целлюлозные производные и полиакрилаты.

Затопляющая жидкость (или жидкость для гидроразрыва) может необязательно включать газ, такой как воздух, азот или диоксид углерода, чтобы обеспечить активированную жидкость или пену. Также может использоваться сверхкритическая эмульсия углекислого газа.

Необязательно, с целью дополнительного снижения IFT и/или изменения вязкости к затопляющей жидкости могут быть добавлены невязкоупругие, полимерные или неполимерные поверхностно-активные вещества. Невязкоупругие поверхностно-активные вещества объединяют с вязкоупругими поверхностно-активными веществами с целью воздействия на IFT и/или вязкость. Используемые невязкоупругие поверхностно-активные вещества могут быть анионными, катионными, неионогенными, цвиттер-ионными/амфотерными поверхностно-активными веществами и их комбинациями. В случае использования, невязкоупругие поверхностно-активные вещества предпочтительно будут присутствовать в ограниченных количествах, то есть приблизительно 0,5% или менее, более предпочтительно приблизительно 0,2% или менее и наиболее предпочтительно 0,1 мас.% или менее, от общей массы затопляющей жидкости.

Способу настоящего изобретения может необязательно предшествовать стадия гидравлического разрыва. При гидравлическом разрыве жидкость для гидроразрыва, такая как вода, закачивается через скважину и рядом с поверхностью пласта, при давлении и скорости потока, достаточном для преодоления пластового давления и развития и/или расширения разрыва(ов) в пласте. Жидкость для гидроразрыва необязательно включает расклинивающий наполнитель, такой как песок (с размером частиц 20-40 меш), боксит, стеклянные бусы и т.д., который суспендирован в жидкости для гидроразрыва и подается в разрыв. Расклинивающий наполнитель препятствует закрытию разрыва пласта, когда давление падает. В разрывах, заполненных расклинивающим наполнителем, образуются водопроницаемые каналы, по которым пластовые жидкости могут течь к скважине, после чего их извлекают или отбирают.

Необходимо понимать, что предыдущее описание приведено исключительно в целях пояснения настоящего изобретения. Специалисты, квалифицированные в данной области техники, могут разработать различные альтернативные варианты и модификации, не отступая при этом от изобретения. Таким образом, предполагается, что настоящее изобретение охватывает все подобные альтернативные варианты, модификации и вариации, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения.

1. Способ повышения добычи нефти из месторождения, включающий
a) введение затопляющей жидкости в месторождение, где жидкость включает:
i) воду и
ii) некоторое количество одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для достижения затопляющей жидкостью значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода приблизительно 1 мНм или меньше, и значения вязкости приблизительно 10 сП или больше, где одно или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ выбрано из группы: одного или более аминовых поверхностно-активных веществ, имеющих формулу:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила, и где R₁ включает приблизительно 16-22 атома углерода и может быть разветвленным или неразветвленным, насыщенным или ненасыщенным;
где R₂ и R₃ независимо представляют собой i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу, связанную с ароматическим или бензиловым остатком, одного или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, одного или более амфотерных поверхностно-активных веществ, а также их комбинаций;
b) извлечение нефти через скважину в местоположении, отличном от точки введения затопляющей жидкости в месторождение.

2. Способ по п.1, где затопляющая жидкость включает приблизительно 0,1-20 мас.% одного или более неполимерных поверхностно-активных веществ.

3. Способ по п.1, где затопляющая жидкость включает приблизительно 0,5-10 мас.% одного или более неполимерных поверхностно-активных веществ.

4. Способ по п.1, где затопляющая жидкость включает приблизительно до 20 фунтов органических и неорганических солей на 1000 галлонов воды.

5. Способ по п.1, где затопляющая жидкость включает некоторое количество одного или более поверхностно-активных веществ, достаточное для обеспечения затопляющей жидкости, имеющей межфазное поверхностное натяжение, равное приблизительно 0,1 мНм или меньше.

6. Способ по п.1, где одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ имеет формулу:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила; где алкил представляет собой группу, которая включает приблизительно 16-24 атома углерода, которая является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; где R₂ и R₃ представляют собой независимо алифатическую цепь, включающую приблизительно 1-30 атомов углерода, где алифатическая группа является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; и где R₄ представляет собой гидрокарбильный радикал (например, алкилен) с длиной цепи 1-4.

7. Способ по п.1, где одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ имеет формулу:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила; где алкил представляет собой группу, которая включает приблизительно 16-24 атома углерода, которая является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; где R₂ и R₃ представляют собой независимо алифатическую цепь, включающую приблизительно 1-12 атомов углерода, где алифатическая группа является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной.

8. Способ по п.1, где одно или более амфотерных поверхностно-активных веществ имеет формулу:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила; где алкил представляет собой группу, которая включает приблизительно 16-24 атома углерода, которая является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; где R₂ представляет собой алифатическую цепь, включающую приблизительно 1-30 атомов углерода, где алифатическая группа является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; и где R₄ представляет собой гидрокарбильный радикал с длиной цепи 1-4.

9. Способ повышения добычи нефти из месторождения, включающий следующие стадии:
a) введение жидкости для гидроразрыва через скважину в месторождение под давлением, достаточным для образования разрыва в месторождении, где указанная жидкость для гидроразрыва включает воду;
b) введение в месторождение затопляющей жидкости в местоположении, отличном от местоположения скважины, где указанная затопляющая жидкость включает
i) воду и
ii) некоторое количество одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для достижения затопляющей жидкостью значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода приблизительно 1 мНм или меньше, и значения вязкости приблизительно 10 сП или больше, где одно или более поверхностно-активных веществ выбрано из группы одного или более аминовых поверхностно-активных веществ, имеющих формулу:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила, и где R₁ включает приблизительно 16-22 атома углерода и может быть разветвленным или неразветвленным, насыщенным или ненасыщенным; где R₂ и R₃ независимо представляют собой i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу, связанную с ароматическим или бензиловым остатком, одного или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, одного или более амфотерных поверхностно-активных веществ, а также их комбинаций; и
c) извлечение нефти через скважину.

10. Способ по п.9, где затопляющая жидкость включает приблизительно 0,1-20 мас.% одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ.

11. Способ по п.9, где затопляющая жидкость включает приблизительно 0,5-10 мас.% одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ.

12. Способ по п.9, где затопляющая жидкость включает некоторое количество одного или более поверхностно-активных веществ, достаточное для обеспечения жидкости, имеющей межфазное поверхностное натяжение, равное приблизительно 0,1 мНм или меньше.

13. Способ по п.9, где одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ имеет формулу:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила; где алкил представляет собой группу, которая включает приблизительно 12-24 атома углерода, которая является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; где R₂ и R₃ представляют собой независимо алифатическую цепь, включающую приблизительно 1-30 атомов углерода, где алифатическая группа является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; и где R₄ представляет собой гидрокарбильный радикал (например алкилен) с длиной цепи 1-4.

14. Способ по п.9, где одно или более цвиттер-ионных вязкоупругих поверхностно-активных веществ имеет формулу:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила; где алкил представляет собой группу, которая включает приблизительно 12-24 атома углерода, которая является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; где R₂ и R₃ представляют собой независимо алифатическую цепь, включающую приблизительно 1-30 атомов углерода, где алифатическая группа является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной.

15. Способ по п.9, где одно или более амфотерных поверхностно-активных веществ имеет формулу:

где R₁ представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила; где алкил представляет собой группу, которая включает приблизительно 16-24 атома углерода, которая является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; где R₂ представляет собой алифатическую цепь, включающую приблизительно 1-30 атомов углерода, где алифатическая группа является разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной; и где R₄ представляет собой гидрокарбильный радикал с длиной цепи 1-4.

16. Способ по п.1, дополнительно включающий контакт жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, с газом.

17. Способ по п.16, где газ выбран из группы, включающей азот, диоксид углерода и их комбинации.

18. Способ по п.1, где одно или более неполимерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество включает одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ.

19. Способ по п.18, где одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ включает одно или более поверхностно-активных веществ, выбранных из олеамидопропилбетаина и эруцил-амидопропилбетаина.

20. Способ по п.19, где одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ включает олеамидопропилбетаин.

21. Способ по п.19, где одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ включает эруциламидопропилбетаин.

22. Способ по п.19, где одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ включает олеамидопропилбетаин и эруциламидопропилбетаин.

23. Способ по п.9, где одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ включает одно или более соединений, в которых R₁ представляет собой алкиламидопропил, и алкильная часть этой алкиламидопропильной группы выбрана из группы, состоящей из гексадециловой, октадециловой, октадециловой и докозеновой группы.

24. Способ повышения добычи нефти из месторождения, включающий следующие стадии:
а) введение затопляющей жидкости в месторождение, где жидкость включает:
i) воду,
ii) некоторое количество одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для достижения затопляющей жидкостью значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода приблизительно 1 мНм или меньше, и значения вязкости приблизительно 10 сП или больше, где одно или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ выбрано из группы одного или более катионных поверхностно-активных веществ, одного или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, одного или более анионных поверхностно-активных веществ, одного или более амфотерных поверхностно-активных веществ и их комбинаций; и
iii) диоксида углерода, причем затопляющая жидкость находится в форме сверхкритической эмульсии диоксида углерода, и
b) извлечение нефти через скважину в местоположении, отличном от точки введения затопляющей жидкости в месторождение.