Применение алк (ен) ил олигогликозидов в процессах с повышенным извлечением нефти

Авторы патента:


Применение алк (ен) ил олигогликозидов в процессах с повышенным извлечением нефти

 


Владельцы патента RU 2528326:

Когниз АйПи Менеджмент ГмбХ (DE)

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности при воздействии высоких температур, засоленности, давлений и концентрации двухвалентных ионов. 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 18 пр.

 

Данное изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти в результате применения алкил- или алкенилолигогликозидов в качестве добавок.

Основа изобретения

При извлечении нефти из нефтяных пластов обычно удается извлечь только небольшую долю исходной нефти, применяя так называемые первичные методы извлечения, которые используют только природные силы, действующие в резервуаре.

Был использован целый ряд технологий дополнительного извлечения для того, чтобы увеличить извлечение нефти из подземных резервуаров (месторождений).

Наиболее широко применяемой технологией дополнительного извлечения является затопление водой, которое включает накачку воды в резервуар (месторождение). Когда вода движется через резервуар, она оттесняет нефть внутри его в систему получения нефти, состоящую из одной или несколько скважин, через которые нефть извлекают.

Уже давно было установлено, что такие факторы как поверхностное натяжение между подаваемой водой и нефтью резервуара (месторождения), относительная подвижность нефти резервуара и подаваемой воды и характеристики смачивания скальных поверхностей внутри резервуара являются факторами, которые влияют на количество нефти, извлекаемое при затоплении водой. Было предложено добавлять поверхностно-активные вещества к затапливающей воде для того, чтобы уменьшить поверхностное натяжение на границе нефть-вода и/или изменить характеристики смачивания скальных поверхностей внутри резервуара. Процессы, которые включают закачивание водного раствора поверхностно-активного вещества, обычно относятся или к затоплению поверхностно-активной водой, или к затоплению водой с низким поверхностным натяжением, последний термин относится к механизму, включающему уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Также было предложено добавлять реологические модификаторы, такие как полимерные загущающие агенты, ко всей или к части подаваемой воды для того, чтобы увеличить ее вязкость, понижая тем самым отношение подвижностей подаваемой воды и нефти и улучшая эффективность выдавливания нефти затапливающей водой.

Проблемы со стабильностью и эффективностью возникают в том случае, когда эти поверхностно-активные вещества и загустители используют в окружающей среде, характеризующейся температурой в интервале от около 70°C до около 120°C и выше, высоким давлением (например, вплоть до 4000 фунтов/квадратный дюйм = 281,24 кГ/см2), высокой концентрацией ионов двухвалентных металлов, таких как кальций, магний и т.п. (например, вплоть до 3000 млн долей или более и в некоторых случаях до таких высоких значений как 10000 или 20000 млн долей) и высокой засоленности (т.е. полный уровень растворенных солей (ПУРС) достигает вплоть до около 200000 млн долей).

Во многих случаях использования затопления водой применяются анионные поверхностно-активные вещества. Например, в ранней статье Фостера (W.R.Foster), озаглавленной "A Low-Tension Water Flooding Process", Journal of Petroleum Technology, Vol.25, Feb. 1973, pp.205-210, описана технология, включающая закачивание водного раствора сульфоната нефти в пределах назначенных эквивалентных весов и при контролируемых условиях засоленности. За партией (порцией) сульфоната нефти следует партия загущенной воды, которая содержит загустительный агент, такой как растворимый в воде биополимер. За партией загущенной воды затем следует двигающий флюид, такой как промысловый рассол, который закачивают, как это необходимо для осуществления рассматриваемого процесса.

Одна из проблем, возникающих при подтоплении водой с некоторыми анионными поверхностно-активными веществами, такими как сульфонаты нефти, состоит в отсутствии стабильности этих поверхностно-активных веществ в окружении так называемой "жесткой воды". Эти поверхностно-активные вещества имеют склонность к осаждению из раствора в присутствии относительно низких концентраций ионов двухвалентных металлов, таких как ионы кальция и магния. Например, ионы двухвалентных металлов с концентрацией около 50-100 млн долей и выше обычно вызывают осаждение сульфоната нефти.

Неионные поверхностно-активные вещества, такие как полиэтоксилированные алкилфенолы, полиэтоксилированные алифатические спирты, сложные эфиры карбоновых кислот, амиды карбоновых кислот и полиоксиэтиленовые амиды жирных кислот, имеют более высокую толерантность по отношению к поливалентным ионам, таким как кальциевые и магниевые ионы, по сравнению с обычно более применяемыми анионными поверхностно-активными веществами. В том случае, если имеется техническая возможность применения раствора неионных поверхностно-активных соединений для уменьшения поверхностного натяжения между накачиваемой водной замещающей средой и нефтью, содержащейся в некоторых известняковых пластах, такое применение, как правило, является экономически не выгодным по нескольким причинам. Неионные поверхностно-активные соединения являются не такими эффективными, в пересчете на один моль, по сравнению с обычно более применяемыми анионными поверхностно-активными соединениями и, кроме того, неионные поверхностно-активные соединения, как правило, имеют более высокую стоимость за единицу веса, чем анионные поверхностно-активные соединения.

Полиэтоксилированные алкилфенольные неионные поверхностно-активные соединения обычно проявляют обратное соотношение растворимости в зависимости от температуры и становятся нерастворимыми при температуре выше их температуры помутнения, делая их неэффективными на многих нефтяных месторождениях.

Неионные поверхностно-активные соединения, которые сохраняют растворимость при повышении температуры, как правило, не эффективны для снижения поверхностного натяжения. Другие типы неионных поверхностно-активных соединений гидролизуются при температуре выше примерно 75°C. Кроме того, обычные поверхностно-активные соединения не уменьшают поверхностное натяжение между нефтью и водной фазой адекватно, так как повышают адсорбцию вещества на колинитовых глинах, которые обычно находятся в резервуарах, - два свойства, которые не позволяют достигнуть высоких процентов извлечения нефти.

Было также предложено применение некоторых комбинаций анионных и неионных поверхностно-активных соединений для обработки пластов с жесткой водой.

Например, в US 3,811,505 (Техасо) предложено применение алкильных или алкиларильных сульфонатов или фосфатов и полиэтоксилированных алкилфенолов. В US 3,811,504 (Техасо) предложено применение смеси из трех компонентов, включающей алкил- или алкиларилсульфонат, алкилполиэтоксисульфат и полиэтоксилированный алкилфенол. В US 3,811,507 (Техасо) описано применение растворимой в воде соли линейного алкил- или алкиларилсульфоната и полиэтоксилированного

алкилсульфата.

Катионные поверхностно-активные материалы, такие как четвертичные аммониевые соли и производные жирных аминов и полиаминов, были также использованы. Однако эти соединения не обладают достаточной прочностью или притягательностью особенно по отношению к силикатным горным породам, и они теряют свою активность в результате адсорбции. Например, в US 5,627,144 (Cognis) упоминаются комбинации алкилполигликозидов и сложных эфиров четвертичного аммониевого соединения в качестве добавок для процесса повышенного извлечения нефти, однако без детальных подробностей.

Было предложено использование некоторых амфотерных поверхностно-активных соединений, которые играют роль катионов в кислой среде и становятся анионами, когда их помещают в щелочную систему. Например, в US 3,939,911 (Техасо) описан процесс подтопления поверхностно-активной водой, в котором использована трехкомпонентная поверхностно-активная система. Эта поверхностно-активная система включает один алкил- или алкиларилсульфонат, такой как додецилбензолсульфонат аммония, один фосфатный сложный эфир сульфоната и один сульфонированный бетаин.

Хотя и предложено много методов затопления водой с повехностно-активными веществам, существует насущная, неудовлетворенная потребность в поверхностно-активных веществах и в методах затопления водой, использующих такие поверхностно-активные вещества, которые окажутся полезными для извлечения нефти из подземных пластов, в которых применяемые поверхностно-активные вещества подвергаются воздействию высоких температур, высокой засоленности, высоких давлений и высоких концентраций двухвалентных ионов. В то же время эти поверхностно-активные вещества должны быть способны понижать поверхностное натяжение между нефтью и водной фазой, проявляя низкую адсорбцию на каолинитовой глине.

Детальное описание изобретения

Данное изобретение относится к методу извлечения нефти из подземных пластов, который включает подачу в этот пласт водной композиции, содержащей поверхностно-активное количество алкил- или алкенилолигогликозида.

Неожиданно оказалось, что алкил- или алкенилолигогликозиды проявляют очень хорошие свойства по сравнению с поверхностно-активными веществами, известными для подобных ППИН-процессов, поскольку эта группа поверхностно-активных агентов обнаруживает большую толерантность по отношению к температуре, к давлению, содержанию ионов металлов и засоленности и, значит, проявляет большую смачивающую силу, показывая при этом меньшую адсорбцию на каолинитовой глине.

Например, адсорбция типичного анионного поверхностно-активного вещества, такого как додецилбензолсульфонат натрия, составляет около 10 мг/г глины, тогда как это число для алкил- или алкенилолигогликозидов близко к нулю.

Алк(ен)илолигогликозиды

Алкил- или алкенилолигогликозиды, которые можно применять в водных композициях согласно данному изобретению, могут быть получены из альдозов или кетонов, содержащих 5 или 6 атомов углерода, предпочтительно глюкозы.

Соответственно, предпочтительным алкил- и/или алкенилолигогликозидами являются алкил- и/или алкенилолигоглюкозиды. Эти материалы также общеизвестны как "алкилполигликозиды" (APG).

Алк(ен)илолигогликозиды согласно данному изобретению описываются формулой (I):

R 1 O [ G ] p ( I ) ,

где R1 означает алкильный или алкенильный радикал, содержащий от 6 до 22 атомов углерода,

G означает сахарную группу, содержащую 5 или 6 атомов углерода, и

p означает число от 1 до 10.

Индекс p в общей формуле (I) указывает степень олигомеризации (DP степень), т.е. распределение моно- и олигогликозидов, и является числом от 1 до 10. Поскольку p в заданном соединении всегда должно быть целым числом и в основном может предполагать число от 1 до 6, величина p для определенных олигогликозидов является аналитически определяемой расчетной величиной, которая в большинстве случаев является дробным числом.

Предпочтительно применяют алк(ен)илолигогликозиды, имеющие среднюю степень олигомеризации p от 1,1 до 3,0. Алк(ен)илолигогликозиды, имеющие среднюю степень олигомеризации ниже 1,7 и более предпочтительно от 1,2 до 1,4, являются предпочтительными с точки зрения применения.

Алкильные или алкенильные радикалы R1 могут быть получены от первичных спиртов, содержащих 4-22 и предпочтительно 8-16 атомов углерода. К типичным примерам относятся бутанол, капроновый спирт, каприловый спирт, каприновый спирт, ундециловый спирт, лауриловый спирт, миристиловый спирт, цетиловый спирт, пальмитолеиловый спирт, стеариловый спирт, изостеариловый спирт, олеиловый спирт, элаидиловый спирт, петроселениловый спирт, арахиловый спирт, гадолеиловый спирт, бегениловый спирт, эруциловый спирт и их технические смеси, такие как образующиеся, например, при гидрировании (гидрогенизации) технических метиловых эфиров жирных кислот или при гидрировании альдегидов из оксосинтеза по Роэлену (Roelen).

Предпочтительны алкилолигоглюкозиды, базирующиеся на гидрированном спирте (С816)-кокосового масла, который имеет DP 1-3. Алкил- или алкенилолигогликозиды и предпочтительно алкилолигоглюкозиды могут быть представлены в указанной водной композиции с концентрацией в интервале от около 0,01 вес. процентов до около 6 вес. процентов, предпочтительно от около 0,1 до около 3 вес. процентов.

Дополнительные поверхностно-активные вещества

В предпочтительном варианте данного изобретения указанные водные композиции также включают поверхностно-активное количество анионных, неионных, амфотерных или цвиттерионных поверхностно-активных веществ или их смесей (здесь названные "дополнительные поверхностно-активные вещества").

Анионные (дополнительные) поверхностно-активные вещества

Предпочтительно поверхностно-активные вещества типа сульфонатов, алк(ен)илсульфатов, алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, сложноэфирных сульфонатов и/или мыла применяют в качестве анионных поверхностно-активных веществ. Подходящими поверхностно-активными веществами типа сульфоната являются предпочтительно (С913)-алкилбензолсульфонаты, олефинсульфонаты, т.е. смеси алкен- и гидроксиалкенсульфонатов, и дисульфонаты, такие как получаемые, например, при сульфонировании газообразным триоксидом серы (C12-C18)-моноолефинов, имеющих конечную или срединную двойную связь, и при последующем щелочном или кислотном гидролизе продуктов сульфонирования.

Алк(ен)илсульфаты

Предпочтительными алк(ен)илсульфатами являются соли щелочных металлов и особенно натриевые соли полуэфиров серной кислоты с (С12-C18)-жирными спиртами, например такими как спирт кокосового масла, таллоновый спирт, лауриловый, миристиловый, цетиловый или стеариловый спирт, или с (С830)-оксоспиртами и также соли этих полуэфиров со вторичными спиртами этой длиной цепи.

Также предпочтительны алк(ен)илсульфаты с указанной длиной цепи, которые включает синтетические линейные алкильные группы, полученные нефтехимически. (С1216)-алкилсульфаты и (С1215)-алкилсульфаты, а также (С1415)-алкилсульфаты и (С1416)-алкилсульфаты особенно предпочтительны на грунтах, подлежащих промывке, 2,3-алкилсульфаты, которые могут быть получены от фирмы Shell Oil Company под рабочим названием DAN™, также пригодны в качестве анионных поверхностно-активных веществ.

Алк(ен)иловые простые эфиры сульфатов

Моноэфиры серной кислоты, полученные из линейных или разветвленных (C7-C21)-спиртов, этоксилированные 1-6 молями этиленоксида, также пригодны, такие как 2-метил-разветвленные (C9-C11)-спирты со средним количеством этиленоксида (ЕО) 3,5 моля или (C12-C18)-жирные спирты с 1-4 ЕО.

Сложные эфиры сульфонатов

Сложные эфиры альфа-сульфожирных кислот (сложные эфиры сульфонатов), т.е. альфа-сульфонированные метиловые сложные эфиры гидрированных кислот кокосовых орехов, пальмовых орехов или таллоновой кислоты также пригодны.

Простые эфиры карбоновых кислот

Другим классом анионных поверхностно-активных веществ являются простые эфиры карбоновых кислот, получаемые при обработке этоксилатов жирных спиртов хлорацетатом натрия в присутствии основного катализатора.

Они имеют общую формулу:

RO(CH2CH2O)pCH2COOH,

где R=(C1-C18) и

p = от 0,1 до 20.

Простые эфиры карбоновых кислот нечувствительны к жесткости воды и обладают очень хорошими поверхностно-активным свойствами.

Мыла

Мыла, в частности, можно рассматривать в качестве других анионных поверхностно-активных веществ. Мыла насыщенных жирных кислот являются особенно подходящими, такие как соли лауриновой кислоты, миристиновой кислоты, пальмитиновой кислоты, стеариновой кислоты, гидрированной уруковой кислоты и бегеновой кислоты, и особенно смеси мыл, получаемых из природных жирных кислот, таких как жирная кислота масла кокосовых орехов, жирная кислота масла пальмовых орехов или таллоновая кислота. Среди таких смесей мыл особенно предпочтительны такие, которые содержат от 50 до 100 вес. процентов мыл насыщенных (C12-C24)-жирных кислот и от 0 до 50 вес. процентов мыла олеиновой кислоты.

Неионные (дополнительные) поверхностно-активные вещества

Алкоксилаты спиртов

Добавляемые неионные поверхностно-активные вещества являются предпочтительно алкоксилированными и/или пропоксилированными, в частности первичные спирты содержат предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода и, в среднем, от 1 до 12 молей этиленоксида (ЕО) и/или от 1 до 10 молей пропиленоксида (РО) на моль спирта. Алкоксилаты (C8-C16)-спиртов, предпочтительно алкоксилаты этоксилированных и/или пропоксилированных (C10-C15)-спиртов, предпочтительно алкоксилаты (C12-C14)-спиртов со степенью этоксилирования от 2 до 10, более предпочтительно от 3 до 8 и/или степенью пропоксилирования от 1 до 6, более предпочтительно от 1,5 до 5, более предпочтительны. Представленные степени этоксилирования и пропоксилирования представляют собой средние статистические значения, которые могут быть целым или дробным числом для специфического продукта.

Предпочтительные этоксилаты и пропоксилаты спиртов имеют узкое гомологическое распределение (интервал узости распределения этоксилатов/пропоксилатов, NRE/NRP).

Дополнительно с этими неионными поверхностно-активными веществами могут также применяться жирные спирты с более чем 12 ЕО. К их примерам относятся жирные спирты с 14 ЕО, 16 ЕО, 20 ЕО, 25 ЕО, 30 ЕО или 40 ЕО.

Алкоксилаты сложных эфиров жирных кислот

Другим классом предпочтительных неионных поверхностно-активных веществ, которые используют или в виде одних только неионных поверхностно-активных веществ или в комбинации с другими неионными поверхностно-активными веществами, в частности вместе с алкоксилированными жирными спиртами и/или алкилгликозидами, являются алкоксилированные, предпочтительно этоксилированные, или этоксилированные и пропоксилированные алкиловые эфиры жирных кислот, предпочтительно содержащие от 1 до 4 атомов углерода в алкильной цепи, более предпочтительны метиловые эфиры жирных кислот, которые описаны, например, в японской патентной заявке JP-A-58/217598 или которые предпочтительно получают с помощью процесса, описанного в международной патентной заявке WO-A-90/13533. Особенно предпочтительны сложные метиловые эфиры (C12-C18)-жирных кислот, содержащие в среднем от 3 до 15 ЕО, более предпочтительно содержащие в среднем от 5 до 12 ЕО.

Оксиды аминов

Неионные поверхностно-активные вещества типа оксида амина, например оксид N-кокосового алкил-N,N-диметиламина и оксид N-жирового (таллонового) алкил-N,N-дигидроксиэтиламина, и алканоламиды жирных кислот могут также применяться. Используемые количества этих неионных поверхностно-активных веществ предпочтительно не больше количества используемых этоксилированных жирных спиртов, предпочтительно не более половины этого количества.

Гем-замещенные поверхностно-активные вещества

Так называемые гем-замещенные поверхностно-активные вещества можно рассматривать как дальнейшие поверхностно-активные вещества. В общем смысле под такими соединениями понимают соединения, которые содержат две гидрофильные группы и две гидрофобные группы на молекулу. Как правило, эти группы разделены между собой "разделительной группой". Разделительная группа обычно представляет собой углеводородную цепь, которая должна быть достаточно длинной с тем, чтобы гидрофильные группы были отделены достаточным расстоянием, позволяющим им действовать независимо одна от другой. Эти типы поверхностно-активных веществ, как правило, имеют необычно низкую критическую концентрацию кристаллитов (мицелл) и способны сильно понижать поверхностное натяжение воды. В исключительных случаях, однако, под понятием гем-замещенных поверхностно-активных веществ имеют в виду не только димерные, но также и тримерные поверхностно-активные вещества.

Амфотерные или цвиттерионные дополнительные поверхностно-активные вещества бетаины

Амфотерные или амфолитические поверхностно-активные вещества содержат множество функциональных групп, которые могут ионизоваться в водном растворе и поэтому - в зависимости от условий среды - придавать анионный или катионный характер соединению (см. DIN 53900, июль 1972). Вплотную к изоэлектрической точке (вокруг рН 4) амфотерные поверхностно-активные вещества образуют внутренние соли, становясь таким образом слаборастворимыми или нерастворимыми в воде. Амфотерные поверхностно-активные вещества подразделяются на амфолиты и бетаины, последние существуют в виде цвиттерионов в растворе. Амфолиты являются амфотерными электролитами, т.е. соединениями, которые обладают как кислотными, так и основными гидрофильными группами, и в связи с этим, в зависимости от условий, проявляют себя как кислоты или как основания. В особенности бетаины являются известными поверхностно-активными веществами, которые получаются в основном при карбоксиалкилировании, предпочтительно карбоксиметилировании, аминных соединений. Исходные материалы предпочтительно конденсируют с галоидкарбоновыми кислотами или их солями, более предпочтительно с хлорацетатом натрия, один моль соли образуется на один моль бетаина. Присоединение ненасыщенных карбоновых кислот, таких как, например, акриловая кислота, также возможно. К примерам подходящих бетаинов относятся продукты карбоксиалкилирования вторичных и, в особенности, третичных аминов, которые охватываются формулой

R1R2R3N-(CH2)qCOOX,

где R1 означает алкильный радикал, содержащий от 6 до 22 атомов углерода,

R2 означает водород или алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода,

R3 означает алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода,

q означает число от 1 до 6 и

Х означает щелочной и/или щелочноземельный металл или аммоний.

К типичным примерам относятся продукты карбоксиметилирования гексилметиламина, гексилдиметиламина, октилдиметиламина, децилдиметиламина, C12/14-(кокосовый)алкилдиметиламина, миристилдиметиламина, цетилдиметиламина, стеарилдиметиламина, стеарилэтилметиламина, олеилдиметиламина, C16/18-(жировой)алкилдиметиламина и их технических смесей и в особенности додецилметиламина, додецилдиметиламина, додецилэтилметиламина и их технических смесей. Имеющиеся в продаже продукты включают дегитон® АВ (фирмы Cognis GmbH).

Алкиламидобетаины

Другими пригодными бетаинами являются продукты карбоксиалкилирования амидоаминов с общей формулой R1CO-NH-(CH2)p-N(R2)(R3)-(CH2)qCOOX,

где R1CO означает алифатический ацильный радикал, содержащий от 6 до 22 атомов углерода и 0 или 1-3 двойные связи,

R2 означает водород или алкильный радикал, содержащий от 1 до 4 атомов углерода,

R3 означает алкильный радикал, содержащий от 1 до 4 атомов углерода,

p означает число от 1 до 6,

q означает число от 1 до 3 и

Х означает щелочной или щелочноземельный металл или аммоний.

Типичными примерами являются продукты реакции жирных кислот, содержащих от 6 до 22 атомов углерода, таких как, например, капроновая кислота, каприловая кислота, каприновая кислота, лауриновая кислота, миристиловая кислота, пальмитиловая кислота, пальмолеиновая кислота, стеариловая кислота, изостеариловая кислота, олеиловый спирт, элаидиловая кислота, петроселиниловая кислота, линолиновая кислота, линолеиновая кислота, элаеостеариновая кислота, арахидониловая кислота, гадолеиловая кислота, бегениловая кислота, эруциловая кислота и их технические смеси с N,N-диметиламиноэтиламином, N,N-диметиламинопропиламином, N,N-диэтиламиноэтиламином и N,N-диэтиламинопропиламином, которые конденсированы с хлорацетатом натрия. Имеющиеся в продаже продукты включают дегитон® К и дегитон® РК (фирмы Cognis GmbH), а также тего®бетаин (фирмы Goldschmidt).

Имидазолины

Другими подходящими исходными материалами для бетаина, которые могут быть использованы для целей данного изобретения, являются имидазолины. Эти вещества известны и могут быть получены, например, путем циклической конденсации 1 или 2 молей (C6-C22)-жирных кислот с полифункциональными аминами, такими как, например, аминоэтилэтаноламин (АЕЕА) или диэтилентриамин. Соответствующие продукты карбоксиалкилирования представляют собой различные бетаины с открытой цепью. Типичными примерами являются продукты конденсации упомянутых выше жирных кислот с АЕЕА, предпочтительно имидазолины на основе лауриновой кислоты, которые позже бетаинизируют хлорацетатом натрия. К имеющимся в продаже продуктам относится Dehyton® G (фирамы Cognis GmbH).

Алкил- или алкенилолигогликозиды, с одной стороны, и дополнительные поверхностно-активные вещества, с другой стороны, могут присутствовать в водных композициях в весовом отношении от около 10:90 до около 90:10, предпочтительно от около 25:75 до около 75:25 и более предпочтительно от около 40:60 до около 60:40.

Промышленное применение

Другой вариант данного изобретения относится к применению алкил- или алкенилолигогликозидов, предпочтительно алкилолигогликозидов в качестве добавок в процессах повышенного извлечения нефти. Наконец, данное изобретение также включает использование водных смесей, содержащих (а) алкил- или алкенилолигогликозиды и (b) анионные, неионные, амфотерные и/или цвиттерионные поверхностно-активные вещества в качестве добавок в процессах повышенного извлечения нефти.

Процессы повышенного извлечения нефти (ППИН)

Особое преимущество алкил- или алкенилолигогликозидов, когда их используют в качестве поверхностно-активных агентов в процессах повышенного извлечения нефти (ППИН), состоит в их стабильности и толерантности. Типичные условия, существующие в пластах сырой нефти, варьируются до температуры 300°C и давлений вплоть до 4000 фунтов/квадратный дюйм (=281,24 кГ/см2). Также ПУРС может составлять вплоть до 200000 млн долей и концентрация ионов двухвалентных металлов может составлять вплоть до 20000 млн долей. Эти условия типично включены в различные обстоятельства в случае месторождений Prudhoe Bay, Северного моря, Персидского залива. Мексиканского залива, а также других важных нефтяных полей.

В предпочтительном варианте изобретения водные композиции, содержащие поверхностно-активные вещества или смеси поверхностно-активных веществ согласно данному изобретению, приготавливают, используя морскую воду, что делает процесс более экономичным.

Метод данного изобретения можно осуществлять, используя системы закачивания и получения (извлечения) с подходящим расположением (устройством) скважин. Скважинное устройство, обычно используемое при операциях затопления водой и пригодное для использования при осуществлении метода согласно данному изобретению, представляет собой интегрированную пятиточечную схему размещения скважин типа, показанного в патенте US 3,927,716 (Mobil Oil), включенном здесь в качестве ссылки. Другие применяемые скважинные устройства, которые известны, также могут применяться при осуществлении данного изобретения.

К водной композиции, которая закачивается методом данного изобретения, может относиться партия (порция) поверхностно-активного вещества. В типичных операциях партия поверхностно-активного вещества закачивается в пласт через одну или более подающих скважин, используя известную специалистам стандартную технику, затем закачивают партию буфера и в конце закачивают водную затапливающую среду после партии буфера для вытеснения нефти через одну или более продуктных скважин. Партия поверхностно-активного вещества типично имеет более низкую вязкость, чем партия буфера, и содержит эффективное количество поверхностно-активного вещества для понижения поверхностного натяжения на границе нефть-вода и/или меняет смачивающие характеристики горной породы резервуара. Партия поверхностно-активного вещества может содержать загуститель; концентрация загустителя предпочтительно лежит в интервале от около 0,05 вес. процента до около 0,2 вес. процента. Партия буфера содержит эффективное количество загустителя для увеличения вязкости партии буфера до более высокого уровня, чем вязкость партии поверхностно-активного вещества, и таким образом понижает отношение мобильностей между закачанной водой и нефтью месторождения.

Объем партии поверхностно-активного вещества составляет от около 0,2 до около 3 объемов пор. Концентрацию поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ в партии поверхностно-активного вещества предпочтительно подбирают в соответствии с объемом партии. Так партия поверхностно-активного вещества с объемом пор около 0,2 предпочтительно имеет концентрацию комбинации поверхностно-активных веществ от около 1 до около 3 вес. процентов. Партия поверхностно-активного вещества с объемом пор около 1 предпочтительно имеет концентрацию комбинации поверхностно-активных веществ от около 0,1 до около 2 вес. процентов. Партия поверхностно-активного вещества с объемом пор около 2 предпочтительно имеет концентрацию комбинации поверхностно-активных веществ от около 0,1 до около 1 вес. процентов.

В партии буфера можно применять загустительный агент, который стабилен при ожидаемых операционных условиях. Загустительный агент применяют при эффективном уровне для увеличения вязкости партии буфера выше значения вязкости партии поверхностно-активного вещества с целью увеличения отношения мобильности между партией буфера и партией поверхностно-активного вещества и тем самым увеличения эффективности макроскопического замещения при затоплении водой. К примерам загустителей, которые применяют при различных обстоятельствах, относятся полисахариды В-1459, поставляемые фирмой Kelco Company под торговым названием "келзан", или частично гидролизованные полиакриламиды, поставляемые фирмой Dow Chemical Company под торговым названием "пушер" химикаты.

Класс особенно полезных загустителей включает загустители из гомополисахаридных смол. Эти загустители типично неионные и имеют молекулярный вес больший одного миллиона, предпочтительно в интервале от около 1 до около 3,5 миллионов. Полимерная структура предпочтительно представляет собой линейную цепь ангидроглюкозных групп, связанных бета (1-3).

Загустители из гомополисахаридных смол обладают рядом важных преимуществ по сравнению со многими обычными загустителями затапливающей воды.

Во-первых, эти загустители, как правило, термически более стабильны. Дело в том, что они испытывают только умеренное уменьшение вязкости при возрастании температуры, тогда как большинство природных и синтетических смол испытывают заметное уменьшение вязкости с увеличением температуры. При применении этих загустителей изменение вязкости при низких концентрациях относительно мало.

Во-вторых, эти загустители относительно легко закачивать. Близко от скважины для закачки затапливающие флюиды должны двигаться потоком с относительно высокими скоростями. Эти загустители сохраняют свою вязкость почти неизменной при сильных механических срезающих действиях.

В-третьих, эти загустители обладают относительно высокой толерантностью к соли, в частности, по отношению к ионам двухвалентных и трехвалентных металлов.

В четвертых, на вязкости партий поверхностно-активных веществ и партий буфера согласно данному изобретению почти не влияют вариации рН в интервале от около 3 до около 11.

Концентрация загустителя в партии буфера, применяемая согласно данному изобретению, предпочтительно составляет от около 0,05 вес. процентов до около 0,2 вес. процентов, более предпочтительно от около 0,05 до около 0,1 вес. процентов. Предпочтительно концентрация загустителя в партии буфера как минимум на около 0,02 вес. процента выше концентрации загустителя в партии поверхностно-активного вещества. Более высокая концентрация загустителя в партии буфера по отношению к концентрации загустителя в партии поверхностно-активного вещества, когда она является существенной для эффективного осуществления метода данного изобретения, обеспечивает надлежащий контроль относительных подвижностей партии поверхностно-активного вещества и партии буфера. Партия буфера предпочтительно имеет объем пор в интервале от около 0,6 до около 3.

Двигающий флюид или водную затапливающую среду закачивают в резервуар в последовательном порядке после партии поверхностно-активного вещества и партии буфера. Затапливающая среда предпочтительно является водой, и могут быть любые источники воды, такие как морская вода, которые легкодоступны.

Примеры

Межфазное поверхностное натяжение

Примеры 1-9, примеры для сравнения C1-C5

Измерения межфазного поверхностного натяжения с использованием вращающегося капельного тензиометра (время вращения: 1 мин) были сделаны по отношению к сырой нефти с использованием различных поверхностно-активных веществ и смесей поверхностно-активных веществ. Приведенные измерения находятся между избыточной нефтяной и избыточной рассольной фазами. Водные композиции, состоящие из морской воды, содержат поверхностно-активное(ые) вещество(а) с концентрацией 1,0 вес. процентов. В каждом тесте межфазное поверхностное натяжение измеряют при температуре 80°C.

Результаты сведены в таблице 1.

Примеры 1-9 иллюстрируют изобретение; примеры C1-C5 представлены для сравнения.

Таблица 1а
Межфазное поверхностное натяжение [дин·см-1] поверхностно-активных веществ и смесей поверхностно-активных веществ [%]
Примеры 1 2 C1 C2 C3 C4 C5
Октилолигогликозид 100 - - - - - -
Лаурилолигогликозид - 100 - - - - -
Октилсульфат натрия - - 100 - - - -
Додецилбензолсульфонат натрия - - - 100 - - -
Лауриловый спирт +10ЕО - - - - 100 - -
Оксид лауриламина - - - - - 100 -
Кокамидопропилбетаин - - - - - - 100
Результаты
Межфазное поверхностное натяжение 0,005 0,005 1,0, 0,5 1,2 1,1 1,3
Таблица 1b
Межфазное поверхностное натяжение [дин·см-1] поверхностно-активных веществ и смесей поверхностно-активных веществ [%]
Примеры 3 4 5 6 7 8 9
Октилолигогликозид 75 50 75 50 25 50 50
Октилсульфат натрия 25 50 - - - - -
Додецилбензолсульфонат натрия - - 25 50 75 - -
Лауриловый спирт+10ЕО - - - - - 50 -
Кокамидопропилбетаин - - - - - - 50
Результаты
Межфазное поверхностное натяжение 0,004 0,004 0,004 0,004 0,005 0,004 0,004

Извлечение нефти

Примеры 10-18, примеры для сравнения С6-С10

Для того чтобы определить характеристики повышенного извлечения нефти, были закачаны в пласт различные партии поверхностно-активных веществ, содержащие разные поверхностно-активные вещества с концентрацией около 1 вес. процента через одну или несколько скважин для закачивания, используя известную специалистам, технику, затем закачивалась партия буфера и, наконец, закачивалась водная затапливающая среда после партии буфера для того, чтобы выдавить нефть в сторону продуктных скважин. Термин "объем пор" (PV) использован здесь для обозначения объема порции пласта, находящегося под используемыми скважинами, что описано более подробно в патенте US 3,927,716, который процитирован выше.

Зависимость результатов от объема пор показано в таблице 2.

Примеры 10-18 иллюстрируют изобретение; примеры С6-С10 представлены для сравнения.

Таблица 2а
Извлечение нефти [%] при использовании различных партий поверхностно-активных веществ
Примеры 10 11 C6 C7 C8 C9 C10
Октилолигогликозид 100 - - - - - -
Лаурилолигогликозид - 100 - - - - -
Октилсульфат натрия - - 100 - - - -
Додецилбензолсульфонат натрия - - - 100 - - -
Лауриловый спирт +10ЕО - - - - 100 - -
Оксид лауриламина - - - - - 100 -
Кокамидопропилбетаин - - - - - - 100
Результаты
Извлечение нефти (PV=1,0) 41 42 32 36 29 18 20
Извлечение нефти (PV=1.5) 51 50 33 38 31 19 21
Извлечение нефти (PV=2.0) 54 50 35 40 33 20 21
Таблица 2b
Извлечение нефти [%] при использовании различных партий поверхностно-активных веществ
Примеры 12 13 14 15 16 17 18
Октилолигогликозид 75 50 75 50 25 50, 50
Октилсульфат натрия 25 50 - - - - -
Додецилбензолсульфонат натрия - - 25 50 75 - -
Лауриловый спирт +10ЕО - - - - - 50 -
Кокамидопропилбетаин - - - - - - 50
Результаты
Извлечение нефти (PV=1,0) 55 53 55 56 55 50 48
Извлечение нефти (PV=1,5) 57 55 57 57 57 51 50
Извлечение нефти (PV=2,0) 58 57 59 59 59 53 51

1. Способ извлечения нефти из подземного пласта, включающий закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида общей формулы (I)
,
где R1 означает алкильный или алкенильный радикал, содержащий от 8 до 16 атомов углерода, G означает глюкозную группу и p означает число от 1,1 до 3,0, и дополнительное поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что в качестве дополнительного поверхностно-активного вещества водная композиция содержит анионные поверхностно-активные вещества, выбранные из алкоксилированных
алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного поверхностно-активного вещества равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что средняя температура нефти в указанном пласте находится в интервале вплоть до около 300°C.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрация ионов двухвалентных металлов в указанной водной композиции составляет вплоть до около 20000 ч./млн.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление внутри указанного пласта составляет вплоть до 27,579028 МПа.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что вода в указанной водной композиции включает морскую воду.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет эффективного использования полимердисперсной системы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид является жидкостью-носителем на водной основе, содержащим первый и второй гидрофобные зернистые материалы - частицы, суспендированные в нем, где первые частицы имеют больший удельный вес, чем вторые, и флюид содержит газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения параметров мелкодисперсной водогазовой смеси перед закачкой в пласт.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к полимерным реагентам, входящим в состав буровых растворов. Реагент для обработки бурового раствора, полученный модификацией карбоксиметилцеллюлозы КМЦ в растворителе путем обработки суспензии КМЦ агентом-модификатором, выдерживания реакционной массы при нагревании, отделения продукта с помощью фильтра-пресса и сушки, где суспендируют КМЦ размером не более 200 мкм в хлороформе, в качестве агента-модификатора используют 1.1.5-тригидроперфторпентилхлорсульфит в виде раствора в хлороформе, а указанную обработку осуществляют в присутствии диметилформамида при температуре -10 - (-5)°С.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, внутри затрубного пространства или трубопровода с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение производительности и эффективности выделения нефти после транспортировки. 2 н. и 1 3 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 пр., 3 ил.
Наверх