Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах



Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах
Способ добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах

 


Владельцы патента RU 2536722:

РОДИА ОПЕРАСЬОН (FR)

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение извлечения нефти. 16 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 пр.

 

Изобретение касается способа добычи углеводородов при поддержании давления в трещиноватых коллекторах.

В рамках добычи сырой нефти или пластовой нефти из грунтовых формаций уже существуют различные способы оптимизации извлечения первоначальной пластовой нефти, на английском OOIP, аббревиатура для “original oil in place”.

Способ первичной добычи сырой нефти заключается, как только скважина пробурена, в извлечении сырой нефти за счет миграции нефти из каменистой породы или песка к продуктивной скважине с более низким давлением. Благодаря этому, первичная добыча представляет собой наименее дорогой способ извлечения. Типично, извлекают только 10-15% OOIP. Однако, по мере того как нефть откачивают, давление коллектора уменьшается и извлечение становится более затруднительным.

В таком случае, когда пластовое давление становится недостаточным для вытеснения оставшейся нефти, применяют вторичные способы добычи. В наиболее общем способе, заводнения (waterflooding), используют нагнетательные скважины, через которые под давлением закачивают вытесняющую жидкость, представляющую собой большие объемы воды, в зону, содержащую нефть. Во время ее миграции из зоны к одной или нескольким продуктивным скважинам закачиваемая вода извлекает часть нефти, которую она содержит. На поверхности нефть отделяют от закачиваемой воды. Заводнение позволяет дополнительно извлечь от 10 до 30% OOIP.

Когда заводнение достигает точки, в которой добыча становится нерентабельной, должно быть принято решение: изменение месторождения нефти или обращение к другой фазе эксплуатации. В таком случае можно применить способ добычи при поддержании давления, использующий заводнение, при котором вода содержит поверхностно-активные вещества и/или полимеры. Эти полимеры используют для того, чтобы увеличить вязкость вытесняющей жидкости и улучшить таким образом вытеснение нефти вытесняющей жидкостью. Известно, например, увеличение вязкости воды при помощи таких веществ, повышающих вязкость, как частично гидролизованные высокомолекулярные полиакриламиды. Эти полимеры, диспергируемые и/или растворимые в воде, обеспечивают более равномерное вытеснение из формации, уменьшая появление вязких языков обводнения.

Цвиттерионные поверхностно-активные вещества, в частности бетаины, могут быть использованы в качестве веществ, повышающих вязкость, благодаря их устойчивости в рассолах, температура которых может достигать 80°С и более. Термин “цвиттерионные” описывает поверхностно-активные вещества, имеющие постоянный положительные заряд независимо от рН и имеющие отрицательный заряд выше определенного рН.

В другом приближении, поверхностно-активные вещества при контакте с нефтью, содержащейся в каменистой породе или в песке, понижают межфазовое натяжение на границе вода/нефть, что позволяет увлечь нефть, захваченную в сужениях пор коллектора.

Однако многие углеводородные коллекторы являются неоднородными в геологическом плане и показывают большую изменчивость пористости и проницаемости. Это так, в частности, в случае карбонатных коллекторов, которые часто являются естественно и обильно трещиноватыми. Эти трещиноватые коллекторы содержат два разных элемента: трещины и матрицу, образованную породой, содержащей нефть. Если сетка трещин дает возможность легкого перемещения жидкостей коллектора, она представляет собой только небольшую долю общей пористости коллектора. Матрица, которая обладает низкой проницаемостью, содержит большую часть пористости коллектора и, следовательно, нефти. Способы закачки воды, упомянутые выше (заводнения) и применяемые к этим коллекторам, быстро приводят к слишком значительному увеличению отношения вода/нефть в продуктивной скважине. После увлечения нефти, находящейся в трещинах, вода продолжает перемещаться, предпочтительно, сквозь сетку трещин и, действуя таким образом, не увлекает нефть из матрицы. Это происходит вследствие того, что матрица чаще всего является, предпочтительно, смачиваемой нефтью, как это часто бывает в случае карбонатных коллекторов. Таким образом, вода не может спонтанно насытить матрицу для того, чтобы вытеснить нефть, которая в ней захвачена, и из-за трещин потеря давления между нагнетательной скважиной и продуктивной скважиной, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, является слишком малым, чтобы обеспечить это насыщение.

Известный способ увеличения проникновения воды в матрицу заключается в закачивании водного раствора специального поверхностно-активного вещества, имея целью создать благоприятные условия для смачивания водой. Чтобы заимствовать часть этого способа, рекомендуют осуществлять циклическую закачку жидкостей, способ описан под термином “циклическое изменение смачиваемости», как проиллюстрировано в патентах US 4842065, US 5014783 и US 5247993. Принцип заключается в закачке в первую очередь раствора поверхностно-активного вещества, способного изменить смачиваемость матрицы, чтобы затем выдержать латентный период времени перед тем, как закачивать воду. Повторяя таким образом эти стадии, достигают вытеснения части нефти из матрицы.

Таким образом, существует потребность в улучшении этих способов, чтобы достигнуть более благоприятных соотношений вода/нефть.

Объект настоящего изобретения заключается в комбинации химических обработок именно с целью получения более благоприятных соотношений вода/нефть для продуктивной скважины и улучшения извлечения нефти в смачиваемую нефтью матрицу трещиноватого коллектора.

Настоящее изобретение касается способа добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, предполагающего по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающего по порядку следующие стадии:

а) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активного вещества, повышающего вязкость, способного проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующего с матрицей, создающего in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующего прохождению раствора стадии b) в матрицу;

b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активного вещества, способного взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу, и, после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа,

с) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину водного раствора с целью увеличения поверхностного натяжения, насыщения матрицы, извлечения нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснения нефти к продуктивной скважине.

Закачку на стадии а) осуществляют при давлении закачки, которое не влечет за собой дополнительное растрескивание коллектора.

Латентный период времени между второй стадией b) и третьей стадией с), который составляет по меньшей мере 24 часа, предпочтительно, меньше 6 месяцев, еще более предпочтительно, 3 месяца и, еще лучше, один месяц, представляет собой время, необходимое для того, чтобы дать возможность раствору поверхностно-активного вещества стадии b) сделать матрицу смачиваемой водой, в максимальной степени извлечь из нее нефть и, таким образом, дать возможность нефти начать растворять пробку, образованную на стадии а).

Пробка, образованная на стадии а), находится в форме очень вязкой жидкости или геля и, следовательно, дает возможность значительно и селективно уменьшить проницаемость трещин и способствовать прохождению раствора стадии b) в матрицу.

Способ, то есть осуществление стадий a), b) и с), может быть повторен столько раз, сколько необходимо для достижения истощения скважины.

Раствор поверхностно-активного вещества, повышающего вязкость, содержит, предпочтительно, по меньшей мере одно цвиттерионное поверхностно-активное вещество, отвечающее следующей формуле (1):

формула (1)

в которой:

А обозначает карбоксилатную СОО- или сульфонатную SO3- группы;

R1 обозначает гидрофобную часть алкильной, алкоксиалкильной, аминоалкильной или алкиламидоалкильной групп, линейных или разветвленных, насыщенных или, предпочтительно, ненасыщенных, содержащих приблизительно от 16 до 30, предпочтительно, от 18 до 28 атомов углерода;

R2 и R3 обозначают независимо алифатическую цепочку, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 1 до 20 атомов углерода, более предпочтительно, от 1 до 10 атомов углерода и, еще более предпочтительно, от 1 до 6 атомов углерода, при этом указанная алифатическая группа может быть прямой или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной, причем предпочтительными группами R2 и R3 являются следующие группы: метильная и гидроксиметильная, этильная и 2-гидроксиэтильная, пропильная и 3-гидроксипропильная, и

R4 обозначает алкиленовую группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, возможно, замещенную гидроксильной группой.

Специфические примеры цвиттерионных поверхностно-активных веществ, повышающих вязкость, включают следующие структуры.

В формуле (1) R1 может быть алкиламидопропильной группой, R2 и R3 обозначают 2-гидроксиэтильную, метильную или этильную группу, R4 обозначает метиленовую группу и А представляет собой карбоксилатную группу и структуры могут в таком случае отвечать формуле (2):

формула (2)

в которой:

R1 формулы (1) представляет собой алкиламидопропильную группу формулы R5CONHCH2CH2CH2 в формуле (2), и

группа R5 - C=O представляет собой (С1224)алканоильную группу. Эта (С1224)алканоильная группа выбрана, в частности, из групп: додеканоильная, тетрадеканоильная (миристоильная), гексадеценоильная (цетоильная), октадеценоильная (олеоильная), октадеканоильная (стеарильная), докозеноильная (эрукоильная).

Согласно другому варианту осуществления в формуле (1) R1 представляет собой алкиламидопропильную группу и группа R5 - C=O представляет собой (С1224)алканоильную группу, выбранную, в частности, из групп: додеканоильная, тетрадеканоильная (миристоильная), гексадеценоильная (цетоильная), октадеценоильная (олеоильная), октадеканоильная (стеарильная), докозеноильная (эрукоильная);

R2 и R3 обозначают 2-гидроксиэтильную, метильную или этильную группу, R4 обозначает пропилиденовую группу, возможно, гидроксилированную, и А представляет собой сульфонатную группу, и структуры могут в таком случае, например, отвечать формуле (3):

формула (3)

в которой R2 и R3 формулы (1) обозначают метил в формуле (3), группа R4 формулы (1) представляет собой гидроксипропилиденовую группу в формуле (3), и группа А формулы (1) представляет собой сульфонатную группу в формуле (3).

Согласно другому варианту осуществления в формуле (1) R1 представляет собой (С1224)алкильную группу, выбранную, в частности, из групп: додецильная (лаурильная), тетрадецильная (миристильная), гексадецильная (цетильная), октадеценильная (олеильная), октадецильная (стеарильная), докозеновая (эруцильная);

R2 и R3 обозначают 2-гидроксиэтильную, метильную или этильную группу, R4 обозначает метиленовую группу, и А представляет собой карбоксилатную группу, и поверхностно-активные вещества, повышающие вязкость, могут в таком случае отвечать формуле (4):

формула (4)

Согласно другому варианту осуществления в формуле (1) R1 представляет собой (С1224)алкильную группу, предпочтительно, выбранную из групп: додецильная (лаурильная), тетрадецильная (миристильная), гексадецильная (цетильная), октадеценильная (олеильная), октадецильная (стеарильная), докозеновая (эруцильная); R2 и R3 обозначают 2-гидроксиэтильную, метильную или этильную группу, R4 обозначает пропилиденовую группу, возможно, гидроксилированную, и А представляет собой сульфонатную группу, и поверхностно-активные вещества, повышающие вязкость, могут в таком случае, например, отвечать формуле (5):

формула (5)

в которой R2 и R3 формулы (1) обозначают метил в формуле (5), группа R4 формулы (1) представляет собой гидроксипропилиденовую группу в формуле (5), и группа А формулы (1) представляет собой сульфонатную группу в формуле (5).

Примеры поверхностно-активных веществ, рекомендуемых для осуществления изобретения, описаны, в частности, в патентах US 7461694 и US 6831108.

Концентрация поверхностно-активного вещества, повышающего вязкость, выбрана таким образом, чтобы иметь, предпочтительно, вязкость при градиенте скорости 10 с-1, эквивалентную по меньшей мере 5-кратной, более предпочтительно, по меньшей мере 10-кратной вязкости закачиваемой воды при температуре коллектора. Эти условия, которые приводят к предпочтительному заполнению сетки трещин поверхностно-активным веществом, повышающим вязкость, дают возможность в конце заставить проникать смачивающий агент в матрицу и, следовательно, более эффективно модифицировать смачиваемость этой матрицы. Второе преимущество настоящего изобретения заключается в том что, когда нефть, добытая из матрицы на стадии b), взаимодействует с веществом, повышающим вязкость, во время окончания стадии b) и в начале стадии с), вязкость этого последнего падает, что допускает прохождение нефти через сетку трещин и ее извлечение к продуктивной скважине.

Любое поверхностно-активное вещество, способное взаимодействовать с матрицей таким образом, чтобы сделать ее, предпочтительно, смачиваемой водой, может быть использовано на стадии с) способа согласно изобретению в той мере, в которой оно удовлетворяет критерию изменения смачиваемости матрицы. Под смачивающим веществом подразумевают любое поверхностно-активное вещество, дающее возможность в присутствии нефти уменьшить угол смачивания водного раствора на поверхности породы рассматриваемой скважины по отношению к углу смачивания закачиваемой воды, не содержащей добавки. Смачивающие агенты выбирают, предпочтительно, из анионных, неионных или амфотерных поверхностно-активных веществ. В качестве неограничивающих примеров неионных смачивающих веществ можно назвать простые алкилариловые полиэфир-полиспирты, такие как этоксилированные алкилфенолы, этоксилированные или этоксилированные/пропоксилированные жирные спирты, сложные эфиры глицерина, алканоламиды, этоксилированные или эпоксипропоксилированные жирные амины, этоксилированные или этоксилированные/пропоксилированные тристирилфенолы, этоксилированные меркаптаны, блок-сополимеры EO-PO. В качестве неограничивающих примеров анионных смачивающих веществ можно назвать простые алкилэфирсульфаты, алкилсульфонаты, алкиларилсульфонаты, фосфаты сложных алкиловых эфиров и/или простых алкиловых эфиров и/или простых алкилариловых эфиров. В качестве неограничивающих примеров амфотерных поверхностно-активных веществ можно назвать производные имидазолина и алкилполиаминов.

Водный раствор стадии с) может представлять собой либо мягкую воду, возможно, с добавками неорганических солей, привносящих такие ионы, как сульфатные ионы, ионы кальция, натрия и карбонатные ионы, либо морскую воду.

Одно из преимуществ способа согласно изобретению заключается в том, что совокупность трех стадий цикла обработки может быть осуществлена через одну и ту же нагнетательную скважину или через разные нагнетательные скважины. Можно также рассматривать закачку вещества, повышающего вязкость, и смачивающего вещества в одну и ту же нагнетательную скважину, а затем осуществление вытеснения водой через другую соседнюю нагнетательную скважину.

Следующие примеры иллюстрируют изобретение, не ограничивая объем его патентной охраны.

Ссылка будет сделана на прилагаемые фигуры, на которых:

Фиг.1 представляет объем раствора, проходящего с течением времени под постоянным давлением 30 мбар через микромодель пористой среды;

Фиг.2 представляет микромодель пористой среды с двойной пористостью, в которой одни поры большого размера 1 заполнены раствором поверхностно-активного вещества, часть 2 которой была увеличена приблизительно в 7 раз;

Фиг.3 представляет микромодель пористой среды с двойной пористостью, часть 3 которой была увеличена приблизительно в 7 раз и в которой поры большого размера 1 были предварительно заполнены раствором поверхностно-активного вещества, повышающего вязкость, а поры малого размера 4 заполнены раствором, возможно, смачивающего поверхностно-активного вещества.

Пример 1: закупоривание пористой среды с высокой проницаемостью поверхностно-активным веществом, повышающим вязкость

Раствор 3000 ч./млн эруциламидопропилбетаина в воспроизведенной морской воде (9,75 г/л Na+, 1,41 г/л Mg2+, 20,31 г/л Cl-, 0,42 г/л К+, 0,44 г/л Ca2+) - вязкость 20 мПа.с при 100 с-1 - закачивали при комнатной температуре и под постоянным давлением 30 мбар в микромодель однородной пористой среды с проницаемостью 10 Дарси (объем пор 10 мкл).

Объем проходящего раствора взвешивали с течением времени. После циркуляции в микромодели в течение получаса (или приблизительно объем закачиваемой жидкости в порах) расход становился практически равен нулю. Эруциламидопропилбетаин оказывал закупоривающее действие в пористой среде со значительной проницаемостью (характеристические размеры 50 микрон). Среднее динамическое напряжение сдвига в этом примере составляло приблизительно 100 с-1.

Фиг.1 представляет объем раствора, проходящего с течением времени, при постоянном давлении 30 мбар.

Пример 2: отведение поверхностно-активного вещества, возможно, смачивающего от трещины к пористой матрице

Использовали микромодель пористой среды, обладающей двойным распределением пор по размеру (соответственно: 4 Дарси - матрица и 100 Дарси - трещина). Эту микромодель первоначально заполняли маслом (додекан). Трещины составляли 20% пористости микромодели, матрица составляла остальные 80%.

В первом способе закачки поверхностно-активное вещество (додецилбензолсульфонат) закачивали непосредственно, при капиллярном числе около 10-6, в среду с двойной пористостью. Как это показывает фиг.2, одни трещины (каналы 1 с высокой проницаемостью) были обводнены в течение одного часа или вытеснение масла составляло 20% OOIP.

Во втором способе закачки раствор 3000 ч./млн эруциламидопропилбетаина в синтетической морской воде (состав и вязкость по примеру 1) закачивали при числе капиллярности Са 10-5. Обводнялись одни трещины (20% OOIP). Во вторую очередь закачивали раствор поверхностно-активного вещества (додецилбензолсульфонат) при капиллярном числе Са 10-6. На фиг.3 можно видеть, что в этот раз поверхностно-активное вещество заполняет трещины 1 и матрицу (каналы 4 с более низкой проницаемостью). Количество дополнительно вытесненного масла оценивается приблизительно в 40% OOIP.

Это показывает выгоду нашего способа для способствования проникновению поверхностно-активного агента из трещины в матрицу, смоченную нефтью.

Фиг.2 представляет фотографию микромодели с двойной пористостью. После циркуляции поверхностно-активного вещества при Са = 10-6 были заполнены одни трещины (20% OOIP). Фиг.3 представляет фотографию микромодели с двойной пористостью: когда трещины 1 были предварительно заполнены поверхностно-активным веществом, повышающим вязкость, поверхностно-активное вещество, циркулирующее при Са = 10-6, проникает в матрицу из трещин (дополнительно 40% OOIP).

1. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии:
a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу;
b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа;
c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадию а) осуществляют при давлении закачки, которое не влечет за собой дополнительного растрескивания коллектора.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что латентный период между второй b) и третьей с) стадиями составляет по меньшей мере 24 часа и, предпочтительно, меньше 6 месяцев, более предпочтительно, 3 месяца и, еще лучше, один месяц.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что раствор поверхностно-активных веществ, повышающих вязкость, содержит по меньшей мере одно цвиттерионное поверхностно-активное вещество, отвечающее следующей формуле (1):

формула (1)
в которой:
А- обозначает карбоксилатную СОО- или сульфонатную SO3- группы;
R1 обозначает гидрофобную часть алкильной, алкоксиалкильной, алкиламиноалкильной или алкиламидоалкильной групп, линейных или разветвленных, насыщенных или, предпочтительно, ненасыщенных, содержащих приблизительно от 16 до 30, предпочтительно, от 18 до 28 атомов углерода,
R2 и R3 обозначают, независимо, алифатическую цепочку, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 1 до 20 атомов углерода, более предпочтительно, от 1 до 10 атомов углерода и, еще более предпочтительно, от 1 до 6 атомов углерода, при этом указанная алифатическая группа может быть прямой или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной, причем предпочтительными группами R2 и R3 являются следующие группы: метильная и гидроксиметильная, этильная и 2-гидроксиэтильная, пропильная и 3-гидроксипропильная, и
R4 обозначает алкиленовую группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, возможно, замещенную гидроксильной группой.

5. Способ по п.2, отличающийся тем, что раствор поверхностно-активного вещества, повышающего вязкость, содержит по меньшей мере одно цвиттерионное поверхностно-активное вещество, отвечающее следующей формуле (1):

формула (1)
в которой:
А- обозначает карбоксилатную COO- или сульфонатную SO3- группы;
R1 обозначает гидрофобную часть алкильной, алкоксиалкильной, алкиламиноалкильной или алкиламидоалкильной групп, линейных или разветвленных, насыщенных или, предпочтительно, ненасыщенных, содержащих приблизительно от 16 до 30, предпочтительно, от 18 до 28 атомов углерода,
R2 и R3 обозначают, независимо, алифатическую цепочку, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 1 до 20 атомов углерода, более предпочтительно, от 1 до 10 атомов углерода и, еще более предпочтительно, от 1 до 6 атомов углерода, при этом указанная алифатическая группа может быть прямой или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной, причем предпочтительными группами R2 и R3 являются следующие группы: метильная и гидроксиметильная, этильная и 2-гидроксиэтильная, пропильная и 3-гидроксипропильная, и
R4 обозначает алкиленовую группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, возможно, замещенную гидроксильной группой.

6. Способ по п.3, отличающийся тем, что раствор поверхностно-активного вещества, повышающего вязкость, содержит по меньшей мере одно цвиттерионное поверхностно-активное вещество, отвечающее следующей формуле (I):

формула (1)
в которой:
А- обозначает карбоксилатную СОО- или сульфонатную SO3- группы;
R1 обозначает гидрофобную часть алкильной, алкоксиалкильной, алкиламиноалкильной или алкиламидоалкильной групп, линейных или разветвленных, насыщенных или, предпочтительно, ненасыщенных, содержащих приблизительно от 16 до 30, предпочтительно, от 18 до 28 атомов углерода,
R2 и R3 обозначают, независимо, алифатическую цепочку, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 1 до 20 атомов углерода, более предпочтительно, от 1 до 10 атомов углерода и, еще более предпочтительно, от 1 до 6 атомов углерода, при этом указанная алифатическая группа может быть прямой или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной, причем предпочтительными группами R2 и R3 являются следующие группы: метильная и гидроксиметильная, этильная и 2-гидроксиэтильная, пропильная и 3-гидроксипропильная, и
R4 обозначает алкиленовую группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, возможно, замещенную гидроксильной группой.

7. Способ по п.4, отличающийся тем, что в формуле (1) R1 представляет собой алкиламидопропильную группу, R2 и R3 обозначают 2-гидроксиэтильную, метильную или этильную группу, R4 обозначает алкиленовую группу и А представляет собой карбоксилатную группу.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество, повышающее вязкость, отвечает формуле (2):

формула (2)
в которой:
R4 формулы (1) представляет собой метиленовую группу в формуле (2)
R1 формулы (1) представляет собой алкиламидопропильную группу формулы R5CONHCH2CH2CH2 в формуле (2), и
в которой группа R5 - С=O представляет собой (C12-C24) алканоильную группу.

9. Способ по п.4, отличающийся тем, что в формуле (1) R1 представляет собой алкиламидопропильную группу, группа R5 - С=O представляет собой (C12-C24) алканоильную группу,
R2 и R3 обозначают 2-гидроксиэтильную, метильную или этильную группу, R4 обозначает пропилиденовую группу, возможно, гидроксилированную, и А представляет собой сульфонатную группу, и поверхностно-активные вещества могут в таком случае, например, отвечать формуле (3):

формула (3)
в которой R2 и R3 формулы (1) обозначают метил, группа R4 формулы (1) представляет собой гидроксипропилиденовую группу, и группа А формулы (1) представляет собой сульфонатную группу.

10. Способ по п.8 или 9, отличающийся тем, что группа R5 - С=O выбрана из групп: додеканоильная, тетрадеканоильная (миристоильная), гексадеценоильная (цетоильная), октадеценоильная (олеоильная), октадеканоильная (стеарильная), докозеноильная (эрукоильная).

11. Способ по п.4, отличающийся тем, что в формуле (1) R1 представляет собой (C12-C24) алкильную группу, выбранную, предпочтительно, из групп: додецильная (лаурильная), тетрадецильная (миристильная), гексадецильная (цетильная), октадеценильная (олеильная), октадецильная (стеарильная), докозеновая (эруцильная),
R2 и R3 обозначают 2-гидроксиэтильную, метильную или этильную группу, R4 обозначает метиленовую группу, и А представляет собой карбоксилатную группу, и поверхностно-активное вещество, повышающее вязкость, отвечает формуле (4):

формула (4)

12. Способ по п.4, отличающийся тем, что в формуле (1) R4 обозначает пропилиденовую группу, возможно, гидроксилированную, А представляет собой сульфонатную группу, и поверхностно-активное вещество, повышающее вязкость, отвечает, например, формуле (5):

формула (5)
в которой R2 и R3 формулы (1) обозначают метил в формуле (5), R4 формулы (1) представляет собой гидроксипропилиденовую группу в формуле (5), и А формулы (1) представляет собой сульфонатную группу в формуле (5).

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрация поверхностно-активного вещества, повышающего вязкость, выбрана таким образом, чтобы иметь, предпочтительно, вязкость при градиенте скорости 10 с-1, эквивалентную по меньшей мере 5-кратной, более предпочтительно, 10-кратной вязкости закачиваемой воды при температуре коллектора.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что смачивающие вещества, используемые на стадии b), выбраны из анионных, неионных и амфотерных поверхностно-активных веществ.

15. Способ по п.14, отличающийся тем, что смачивающие вещества представляют собой простые алкилариловые полиэфир-полиспирты, такие как этоксилированные алкилфенолы, этоксилированные или этоксилированные/пропоксилированные жирные спирты, сложные эфиры глицерина, алканоламиды, этоксилированные или этоксилированные/пропоксилированные жирные амины, этоксилированные или этоксилированные/пропоксилированные тристирилфенолы, этоксилированные меркаптаны, блок-сополимеры ЕО-РО, простые алкилэфирсульфаты, алкилсульфонаты, алкиларилсульфонаты, фосфаты сложных алкиловых эфиров, и/или простых алкиловых эфиров, и/или простых алкилариловых эфиров, производные имидазолина и алкилполиаминов.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадии а) b) и с) повторяют вплоть до истощения скважины.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что вода стадии с) может представлять собой либо мягкую воду, возможно, с добавками неорганических солей, привносящих такие ионы, как сульфатные ионы, ионы кальция, натрия и карбонатные ионы, либо морскую воду.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к процессу для закупоривания подземных формаций в добыче нефти и/или газа. Первый этап включает введение абсорбирующих воду частиц в содержащие жидкость и пористые горные породы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидрооксиэтилцеллюлозы, пластификатора поликарбоксилата, полигликоля ПЛАСТЭК ПГ-07, хлорида кальция, алюмосиликатной пуццолановой добавки метакаолина, диабазовой муки и расширяющей добавки - продукта совместного помола отхода доменного шлака и негашеной извести ДРС-НУ среднего химического состава, мас.%: CaO+MgO - 72-91; SiO2 - 7-23; Аl2О3 - 0-4; Fe2О3 - 0-2,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: портландцемента тампонажного - 93,70-93,85; гидроксиэтилцеллюлозы - 0,15-0,23; пластификатора поликарбоксилата - 0,8-0,12; полигликоля ПЛАСТЭК ПГ-07 - 0,02-0,06; расширяющей добавки ДРС-НУ - 3,95-4,0; метакаолина - 0,45-0,54; диабазовой муки - 1,05-1,26; хлорида кальция - 0,45-1,0. Содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,45-0,55. Техническим результатом является повышение прочностных характеристик цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора. 2 табл.
Наверх