Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения


 


Владельцы патента RU 2548266:

Эни С.П.А. (IT)

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс. до 99,9% масс., в расчете на общую массу смеси (1), и по меньшей мере два поверхностно-активных вещества - ПАВ, обладающие различными значениями гидрофильно-липофильного баланса - ГЛБ, выбранные из неионных, анионных, полимерных ПАВ, предпочтительно неионных, указанные ПАВ присутствуют в таких количествах, чтобы сделать смесь (1) однородной, разбавление смеси (1) дисперсионной средой, состоящей из воды, к которой добавлено по меньшей мере одно ПАВ, выбранное из указанных ПАВ, количества указанной дисперсионной среды и указанного ПАВ таковы, что получают наноэмульсию типа масло-в-воде, имеющую значение ГЛБ выше, чем ГЛБ смеси (1). Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности извлечения. 33 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

 

Данное изобретение относится к способу извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения.

Более конкретно, данное изобретение относится к способу извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения с использованием наноэмульсии типа «масло-в-воде».

Указанный способ является особенно преимущественным для увеличения извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения в рамках технологий разработки месторождений третичными способами, обычно известных как «EOR» (Enhanced Oil Recovery, способы повышения нефтеотдачи).

Известно, что извлечение нефти из подземных месторождений обычно осуществляют посредством нефтяных скважин. Известно также, что такое извлечение обычно проводят в три раздельные фазы, в ходе которых применяют различные технологии извлечения, с целью поддержания производства сырой нефти на наиболее высоких уровнях. Указанные технологии извлечения известны как разработка месторождения первичными, вторичными и третичными способами.

Подземные месторождения могут обладать природной энергией, обеспечиваемой, например, водой и/или газами, которые могут присутствовать в указанных подземных месторождениях, и эта энергия может способствовать перемещению нефти в направлении к поверхности месторождения. Как вода, так и газ могут, фактически, оказывать давление, способное перемещать присутствующую в указанных подземных месторождениях нефть по направлению к поверхности одной или более эксплуатационных скважин (разработка месторождения первичным способом). Однако эта природная энергия иссякает со временем, в результате чего разработка первичным способом обычно позволяет извлечь небольшую долю нефти, присутствующей в подземных месторождениях (например, около 15-20% от общего количества нефти, исходно присутствующей в указанных подземных месторождениях).

Разработку вторичным способом обычно проводят путем нагнетания воды (заводнения) или газа (закачка газа), которые закачивают в указанные подземные месторождения с целью поддержания в них давления, что позволяет перемещать нефть по направлению к поверхности. Посредством указанной разработки вторичным способом можно извлечь дополнительно примерно 15-30% от общего количества нефти, первоначально присутствующей в указанных подземных месторождениях, относительно указанной разработки первичным способом.

Количество нефти, остающейся в этих подземных месторождениях, можно извлечь с помощью разработки третичным способом, обычно известной как способы повышения нефтеотдачи. Указанную разработку третичным способом можно осуществить, например, путем закачивания в указанные подземные месторождения текучих сред, которые улучшают подвижность остаточной нефти в направлении к поверхности месторождения. Указанные текучие среды могут быть выбраны, например, из газов, смешивающихся или не смешивающихся с указанной нефтью (обычно диоксид углерода); пара, воздуха или кислорода, растворов полимеров («закачка в пласт растворов полимера»), смесей поверхностно-активных веществ и полимеров («закачка в пласт поверхностно-активных веществ и полимеров»), смесей оснований, поверхностно-активных веществ и полимеров («закачка в пласт щелочей, поверхностно-активных веществ и полимеров», или «ASP» (alkaline-surfactant-polymer flooding)), смесей микроорганизмов.

Известно, что для определения количества нефти, извлекаемой путем разработки третичным способом, важными являются многие факторы, такие как, например, межфазное натяжение между закачанными газом и/или жидкостью и остаточной нефтью; относительная подвижность закачанного газа и/или жидкости; характеристики смачиваемости поверхностей пород, присутствующих в указанных подземных месторождениях.

Многочисленные исследования показали, что применение поверхностно-активных веществ может изменить как межфазное натяжение между закачанной водой и остаточной нефтью, так и свойства в отношении смачиваемости поверхностей пород. Во многих случаях добавление полимера совместно с поверхностно-активным веществом, или непосредственно после добавления поверхностно-активного вещества, может снизить отношение подвижностей закачанной воды и остаточной нефти, позволяя, таким образом, легче перемещать нефть в направлении поверхности подземного месторождения и увеличивать извлечение остаточной нефти.

Американский патент US 4743385, например, описывает способ повышения нефтеотдачи из подземных месторождений, который включает нагнетание в указанные горные породы пара, содержащего эффективное количество смеси, включающей анионное поверхностно-активное вещество, выбранное из C14-20 сульфированного алкилтолуола, C14-20 сульфированного этилбензола или C14-20 сульфированного алкилбензола; и гидротропного вещества, выбранного из группы, состоящей из солей щелочных металлов сульфированного ксилола, солей щелочных металлов сульфированного толуола, солей щелочных металлов сульфированного кумола, солей щелочных металлов сульфированного бензола, солей щелочных металлов изетионатов, солей щелочных металлов сульфированного бутана и солей щелочных металлов сульфированного гексана.

Американский патент US 6022834 описывает способ извлечения остаточной нефти из подземных месторождений, в котором указанная остаточная нефть содержит естественно присутствующие компоненты органических кислот и который включает закачивание состава поверхностно-активных веществ, включающего «рассол», щелочи и, возможно, полимеры; при этом указанный состав имеет концентрацию выше, равную или ниже его критической мицеллярной концентрации, и в котором указанный состав способен создать очень низкое межфазное натяжение между остаточной нефтью и указанным составом, что позволяет щелочи проникать через поры пород, составляющих месторождение, и, таким образом, приводить их в контакт и осуществлять реакцию их с указанными соединениями органических кислот, естественно присутствующими в месторождении, образуя in situ систему вторичных поверхностно-активных веществ, включающих соли со свойствами поверхностно-активных веществ, которые объединяются с указанным составом поверхностно-активных веществ, позволяя, таким образом, эмульгировать захваченную остаточную нефть, перемещать ее и выводить к поверхности.

Американский патент US 7055602 описывает способ обработки содержащей углеводороды формации, включающий: (а) обеспечение доступа композиции по меньшей мере к части указанной содержащей углеводороды формации; при этом указанная композиция содержит разветвленные алифатические анионные поверхностно-активные вещества и разветвленные алифатические неионные поверхностно-активные вещества; где группа разветвленных алифатических анионных поверхностно-активных веществ включает среднее количество разветвлений для каждой алифатической группы в диапазоне примерно от 0,7 до 2,5; и (b) оставление указанной композиции (в контакте с формацией), чтобы она взаимодействовала с углеводородами, находящимися в указанной содержащей углеводороды формации.

Американская патентная заявка US 2008/0115945 описывает способ повышения нефтеотдачи или извлечения других углеводородов, присутствующих в подземных месторождениях, с использованием ферментативной текучей среды, включающий добавление указанной ферментативной текучей среды к указанной формации; закачивание воды, пара или и того, и другого; оставление указанной ферментативной текучей среды, воды и/или пара на период времени, необходимый для пропитки указанной формации; извлечение указанной нефти или другого углеводорода путем откачивания или с помощью других средств.

Американская патентная заявка US 2008/0261835 описывает способ извлечения тяжелой нефти, включающий: (а) закачивание водной вытесняющей текучей среды, содержащей одно или более поверхностно-активных веществ, в одну или более нагнетательных скважин для формирования с тяжелой нефтью внешней псевдоэмульсии, имеющей низкую вязкость; (b) извлечение тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин.

Американская патентная заявка US 2008/0302531 описывает способ извлечения нефтей из подземных месторождений, в котором в одну или более нагнетательных скважин закачивают вытесняющую текучую среду, содержащую: (а) один или более арилалкилсульфонатов; (b) один или более совместно присутствующих поверхностно-активных веществ; (с) один или более растворителей; (а) возможно, одну или более щелочей; и (е) возможно, один или более регулирующих вязкость агентов; и нефть извлекают из одной или более эксплуатационных скважин.

Однако вышеуказанные способы могут иметь различные недостатки.

Можно сформировать эмульсию, например, между закачанной текучей средой и тяжелой нефтью, присутствующей в подземном месторождении. Образованные эмульсии, в особенности из водной фазы и тяжелой нефти, чрезвычайно трудно разрушить после извлечения эмульсии на поверхность, что делает трудным извлечение указанной тяжелой нефти. Во многих случаях для разрушения таких эмульсий фактически необходимы термообработка и/или агенты-деэмульгаторы. Кроме того, указанные эмульсии могут увеличивать вязкость закачиваемой текучей среды; это снижает ее способность к перекачиванию и может привести к блокированию эмульсии в подземном месторождении, что делает трудным, если не невозможным, извлечение нефти. Более того, в случае высокой солености и/или жесткости воды, присутствующей в подземном месторождении, извлечение нефти с помощью текучих сред, содержащих поверхностно-активные вещества и/или полимеры, может быть жестко ограничено из-за нестабильности указанных поверхностно-активных веществ и/или полимеров.

Таким образом, существует проблема нахождения способа, позволяющего повысить извлечение тяжелой нефти из подземного месторождения, который способен преодолеть вышеуказанные сложности.

Теперь заявителем обнаружено, что можно успешно осуществить извлечение тяжелой нефти из подземного месторождения с применением наноэмульсии типа масло-в-воде.

С применением указанной наноэмульсии типа масло-в-воде были получены многочисленные преимущества. Например, применение указанной наноэмульсии типа масло-в-воде позволяет снизить межфазное натяжение между водой, присутствующей в указанной наноэмульсии типа масло-в-воде, и нефтью, находящейся в указанном подземном месторождении, что способствует смешиваемости между нефтью, присутствующей в указанном подземном месторождении, и водой, присутствующей в указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

Кроме того, применение указанной наноэмульсии типа масло-в-воде позволяет изменить смачиваемость поверхности пород, присутствующих в указанном подземном месторождении, таким образом, чтобы уменьшить капиллярные силы, которые удерживают нефть, находящуюся в микроскопических порах пород, присутствующих в указанном подземном месторождении.

Кроме того, применение указанной наноэмульсии типа масло-в-воде позволяет снизить отношение подвижностей воды, присутствующей в указанной наноэмульсии типа масло-в-воде, и нефти, присутствующей в указанном подземном месторождении, благодаря снижению вязкости самой нефти, что позволяет легче перемещать нефть к поверхности указанного подземного месторождения и увеличивать выход при добыче указанной нефти.

Способность указанной наноэмульсии типа масло-в-воде снижать вязкость нефти, присутствующей в указанном подземном месторождении, позволяет также снизить энергию, необходимую для закачивания указанной наноэмульсии типа масло-в-воде в указанное подземное месторождение, а также производить работы в присутствии пород, имеющих относительно низкую проницаемость.

Кроме того, при использовании указанной наноэмульсии можно также работать в присутствии воды, обладающей высокой соленостью и/или жесткостью.

Таким образом, цель данного изобретения относится к способу извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения, который включает:

- закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин; извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанные наноэмульсии типа масло-в-воде можно получить в соответствии со способом, включающим:

- приготовление однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся межфазным натяжением не выше 1 мН/м, предпочтительно в диапазоне от 10-2 мН/м до 10-4 мН/м, включающей воду в количестве от 65% масс. до 99,9% масс., предпочтительно от 70% масс. до 90% масс., в расчете на общую массу указанной смеси (1), при этом по меньшей мере два поверхностно-активных вещества, выбранные из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, предпочтительно неионных, имеют различные числа ГЛБ (гидрофильно-липофильного баланса, HLB), и указанные поверхностно-активные вещества присутствуют в таких количествах, чтобы сделать указанную смесь (1) однородной;

- разбавление указанной смеси (1) дисперсионной средой, состоящей из воды с добавлением по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества, выбранного из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, предпочтительно неионных; причем количество указанной дисперсионной среды и указанного поверхностно-активного вещества является таким, что получают наноэмульсию типа масло-в-воде, имеющую число ГЛБ выше, чем число ГЛБ указанной смеси (1).

Указанные одна или более нагнетательных скважин и указанные одна или более эксплуатационных скважин могут быть различными. В альтернативном случае указанные одна или более нагнетательных скважин могут быть теми же скважинами, что и указанные одна или более эксплуатационных скважин.

Для целей данного описания и последующей формулы изобретения термин «тяжелая нефть» относится к нефти, имеющей высокую плотность, предпочтительно ниже 25° API (American Petroleum Institute, Американский институт нефти), более предпочтительно в диапазоне от 10° API до 20° API, при этом указанную плотность определяют в соответствии со стандартом ASTM D287-92 (2006).

В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения указанная тяжелая нефть имеет динамическую вязкость, измеренную при температуре месторождения, согласно стандарту ASTM D7042-04, не ниже 20 сПз, предпочтительно в диапазоне от 22 сПз до 150 сПз.

Для целей данного описания и последующей формулы изобретения численные диапазоны всегда включают конечные точки, если не указано иное.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения указанная наноэмульсия типа масло-в-воде может включать дисперсную фазу (то есть нефтепродукт) и дисперсионную среду (то есть воду с поверхностно-активными веществами).

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения в указанной наноэмульсии типа масло-в-воде дисперсная фаза (то есть нефтепродукт) может быть распределена в дисперсионной среде (то есть воде с поверхностно-активными веществами) в виде капель диаметром в диапазоне от 10 нм до 500 нм, предпочтительно в диапазоне от 15 нм до 200 нм.

Особенно пригодные для целей вышеуказанного способа наноэмульсии типа масло-в-воде можно получить, как это описано в международной патентной заявке WO 2007/112967, содержание которой включено в текст данного описания посредством ссылки. Указанный способ позволяет получить монодисперсные наноэмульсии типа масло-в-воде, обладающие высокой стабильностью и имеющие дисперсную фазу (то есть нефтепродукт), распределенную в дисперсионной среде (то есть воде с поверхностно-активными веществами) в виде капель, обладающих высокой удельной поверхностью (поверхность/объем) (то есть удельной поверхностью не ниже 6000 м2/л).

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения указанные наноэмульсии типа масло-в-воде могут иметь число ГЛБ, равное 9 или выше, предпочтительно в диапазоне от 10 до 16.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения в указанных наноэмульсиях типа масло-в-воде дисперсная фаза (то есть нефтепродукт) может быть распределена в дисперсионной среде (то есть воде) в виде капель, имеющих удельную поверхность (поверхность/объем) в диапазоне от 6000 м2/л до 300000 м2/л, предпочтительно в диапазоне от 15000 м2/л до 200000 м2/л.

В соответствии с предпочтительным воплощением данного изобретения указанные наноэмульсии типа масло-в-воде могут включать количество поверхностно-активных веществ в диапазоне от 0,1% масс. до 20% масс., предпочтительно в диапазоне от 0,25% масс. до 12% масс., и количество нефтепродуктов в диапазоне от 0,5% масс. до 10% масс., предпочтительно в диапазоне от 1% масс. до 8% масс., в расчете на общую массу указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения указанные поверхностно-активные вещества можно выбрать из неионных поверхностно-активных веществ, таких как, например, алкилполиглюкозиды; эфиры сорбита и жирных кислот; из полимерных поверхностно-активных веществ, таких как, например, привитые акриловые сополимеры, имеющие основную цепь полиметилметакрилат-метакриловой кислоты и боковые цепи полиэтиленгликоля; или их смесей.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения нефтепродукт в указанной наноэмульсии можно выбирать из ароматических углеводородов, таких как, например, ксилол, смеси изомеров ксилола, толуол, бензол или их смеси; линейных, разветвленных или циклических углеводородов, таких как, например, гексан, гептан, декан, циклогексан или их смеси; сложных смесей углеводородов, таких как, например, газойль, керосин, солтрол, уайт-спирит или их смесей; или из смесей этих веществ.

Что касается воды, применяемой для получения указанной наноэмульсии, то она может быть любой. Из экономических соображений предпочтительно, чтобы указанная вода присутствовала вблизи места приготовления указанных наноэмульсий типа масло-в-воде.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения для приготовления указанных наноэмульсий можно применять деминерализованную воду, соленую воду, воду с добавками или их смеси. Более конкретно, можно применять воду, присутствующую в указанном подземном месторождении.

Нефть, присутствующая в указанном подземном месторождении, может включать другие соединения, такие как, например, соединения, содержащие кислород, например нафтеновые кислоты; соединения, содержащие галогены; соединения, содержащие металлические элементы; соединения, содержащие азот; соединения, содержащие серу; или их смеси.

Для того чтобы омылить нафтеновые кислоты, обычно присутствующие в указанной твердой матрице, к указанной наноэмульсии типа масло-в-воде можно добавить по меньшей мере одно основание.

Согласно дополнительному воплощению данного изобретения к указанной наноэмульсии типа масло-в-воде можно добавить по меньшей мере одно основание, в количестве от 0,1% масс. до 10% масс., предпочтительно от 0,2% масс. до 5% масс., в расчете на общую массу указанной наноэмульсии типа масло-в-воде. Предпочтительно указанное основание можно выбрать из гидроксида натрия, гидроксида калия, карбоната натрия, карбоната калия или их смесей.

Для того чтобы извлечь указанную тяжелую нефть из одной или более эксплуатационных скважин, указанную наноэмульсию типа масло-в-воде закачивают в указанные одну или более нагнетательных скважин на определенный период времени, при определенной температуре, которая зависит от типа подземного месторождения (например, от типа пород, присутствующих в подземном месторождении), а также от размеров скважин и расстояния от указанных одной или более нагнетательных скважин до указанных одной или более эксплуатационных скважин.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения указанную наноэмульсию типа масло-в-воде можно закачать в одну или более нагнетательных скважин на период времени в диапазоне от 80 дней до 200 дней, предпочтительно в диапазоне от 90 дней до 180 дней.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения указанную наноэмульсию типа масло-в-воде можно закачать в одну или более нагнетательных скважин при температуре в диапазоне от 10°С до 100°С, предпочтительно в диапазоне от 20°С до 90°С.

Для того чтобы извлечь более значительное количество тяжелой нефти, предпочтительно можно осуществить вторичное извлечение, предпочтительно посредством закачивания воды (заводнение).

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения указанный способ может включать закачивание воды (заводнение) в указанные одну или более нагнетательных скважин перед закачиванием указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

Что касается воды, которую можно использовать в указанном закачивании (заводнении), то она может быть любого происхождения. Из экономических соображений является целесообразным, чтобы эту воду можно было взять вблизи от места закачивания.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения можно применять деминерализованную воду, соленую воду, воду с добавками или их смеси. Более конкретно, можно использовать воду, присутствующую в указанном подземном месторождении.

Для того чтобы извлечь большее количество тяжелой нефти, может быть предпочтительно закачивать воду и/или по меньшей мере один полимер в указанные одну или более нагнетательные скважины после закачивания указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения указанный способ может включать, после закачивания указанной наноэмульсии типа масло-в-воде, закачивание воды и/или по меньшей мере одного полимера в указанную одну или более нагнетательные скважины.

Что касается воды, которую можно использовать для указанного закачивания, то она может быть любого происхождения. Из экономических соображений целесообразно, чтобы эту воду можно было взять вблизи нагнетательной скважины.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения можно применять деминерализованную воду, соленую воду, воду с добавками или их смеси. Более конкретно можно использовать воду, присутствующую в указанном подземном месторождении.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения указанный полимер можно выбрать, например, из полиакриламида, сульфированных сополимеров акриламида, ксантановой смолы или их смесей.

Извлечение указанной тяжелой нефти из указанных одной или более эксплуатационных скважины (эксплуатационных скважин) осуществляют в процессе закачивания указанной наноэмульсии типа масло-в-воде в указанные одну или более нагнетательных скважин (нагнетательные скважины).

Тяжелую нефть, извлеченную с помощью способа, являющегося объектом данного изобретения, можно направить на последующую переработку, такую как, например, переработку посредством гидрогенизации или гидрокрекинга, чтобы получить углеводородные фракции, имеющие большую коммерческую ценность.

Далее данное изобретение будет проиллюстрировано посредством иллюстративного примера воплощения, со ссылкой на приведенную ниже Фиг.2.

Фиг.1 схематически изображает воплощение способа, являющегося объектом данного изобретения. Подземное месторождение (1) с частицами (2) тяжелой нефти подвергают обработке по способу данного изобретения. С этой целью наноэмульсию (4) типа масло-в-воде закачивают в нагнетательную скважину (3).

Указанную наноэмульсию (4) закачивают в нагнетательную скважину (3) на период времени, предпочтительно в диапазоне от 80 дней до 180 дней, при температуре, предпочтительно находящейся в диапазоне от 10°С до 100°С.

Указанную тяжелую нефть (6) извлекают из эксплуатационной скважины (5) в процессе закачивания указанной наноэмульсии (4) в указанную нагнетательную скважину (3). Указанную тяжелую нефть (6) можно направить на последующую переработку (не показано на Фиг.1).

Ниже представлены несколько иллюстративных и неограничивающих примеров для лучшего понимания данного изобретения и в качестве примера его воплощения.

Пример 1

(1) Получение предшественника наноэмульсии типа масло-в-воде 0,121 г Atlox 4913 (привитой сополимер полиметилметакрилат-полиэтиленгликоль от Uniqema), 0,769 г Span 80 (моноолеат сорбита от Fluka), 3,620 г Glucopone 600CS UP (алкилполиглюкозид от Fluka, 50% водный раствор) и 6,150 г ксилола были добавлены в 50 мл стакан, содержимое которого перемешивали магнитной мешалкой, и всю смесь выдерживали при перемешивании до полного растворения. После завершения растворения добавляли 4,340 г деионизированной воды и смесь выдерживали при слабом перемешивании в течение двух часов; при этом получили 15 г предшественника, имеющего число ГЛБ, равное 12,80.

Указанный предшественник перед использованием оставили для стабилизации на 24 часа при комнатной температуре (25°С).

(2) Получение наноэмульсии типа масло-в-воде 0,325 г Glucopone 215 CS UP (алкилполиглюкозид от Fluka, 60% водный раствор) и 2,236 г деионизированной воды добавили в 20 мл стеклянную пробирку и всю смесь выдерживали при перемешивании до полного растворения. После завершения растворения добавили 2,439 г предшественника, полученного, как это описано выше, и всю смесь выдерживали при перемешивании в течение двух часов с получением наноэмульсии, имеющей прозрачный/полупрозрачный вид, число ГЛБ 13,80 и содержание ксилола, равное 20% масс. в расчете на общую массу наноэмульсии.

Указанную наноэмульсию разбавили 96,25 мл деионизированной воды, чтобы получить наноэмульсию, имеющую общее содержание поверхностно-активных веществ, равное 1,25% масс. в расчете на общую массу наноэмульсии, и содержание ксилола, равное 2,5% масс. в расчете на общую массу наноэмульсии.

Наноэмульсия, полученная, как это описано выше, имеет капли дисперсной фазы (ксилола) с размерами в диапазоне от 40 до 60 нм, показатель полидисперсности ниже 0,2, и она является стабильной в течение более 6 месяцев.

Пример 2

Стальную колонну (1,4 см × 10 см) заполнили 26,6 г песка, поступившего из нефтяного месторождения Aghar (Египет), и затем промыли рассолом с получением насадочной колонны («песчаная набивка»). После промывки указанной насадочной колонны («песчаной набивки») рассолом были проведены последующие измерения: проницаемости по рассолу, которая, как было показано, равна 0,09 D (Дарси), и пористости, которая, как было показано, равна 42% (что соответствует объему пор, равному 6,5 мл).

Полученную, как описано выше, насадочную колонну («песчаную набивку») далее насыщали 5,0 мл нефти, поступившей из месторождения Aghar (Египет), имеющей динамическую вязкость, измеренную при температуре месторождения, то есть 77°С, согласно стандарту ASTM D7042-04, равную 64 сПз; что соответствовало начальному насыщению по нефти 77,3% объема пор.

После выдержки насадочной колонны («песчаной набивки»), насыщенной нефтью, при 77°С в течение семи дней, колонну промывали утроенным поровым объемом рассола (заводнение); было извлечено 3,5 мл нефти (что равно 70,3% от количества нефти, присутствующего в насыщенной колонне). Расход рассола составлял 0,1 мл/мин.

После промывки рассолом количество остаточной нефти в насадочной колонне («песчаной набивке») было равен 29,7% от объема пор.

Затем насадочную колонну («песчаную набивку») промывали 1 ПО (поровым объемом) наноэмульсии, полученной согласно Примеру 1, и затем 4 поровыми объемами рассола; было извлечено 1,1 мл нефти (что равно 73,3% от нефти, присутствующей в насадочной колонне («песчаная набивка») после промывки рассолом). Расход наноэмульсии составлял 0,1 мл/мин.

Для того чтобы извлечь остаточную нефть и получить возможность свести материальный баланс, насадочную колонну («песчаную набивку») промывали 10 поровыми объемами тетрагидрофурана, и было извлечено 0,4 мл нефти (что составляет 100% от нефти, присутствующей в насадочной колонне («песчаной набивке») после промывки наноэмульсией). Расход тетрагидрофурана составлял 0,2 мл/мин.

Количество нефти, извлеченной после промывки, было определено с помощью экстракции фракций нефть/вода тетрагидрофураном с последующим спектрофотометрическим определением при 446 нм.

1. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения, включающий:
- закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин;
- извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин,
в котором указанную наноэмульсию типа масло-в-воде получают в соответствии со способом, включающим:
- получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м; содержащей воду в количестве от 65% масс. до 99,9% масс., в расчете на общую массу указанной смеси (1), и по меньшей мере два поверхностно-активных вещества, обладающие различными значениями гидрофильно-липофильного баланса, ГЛБ, выбранные из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, предпочтительно неионных, причем указанные поверхностно-активные вещества присутствуют в таких количествах, чтобы сделать указанную смесь (1) однородной;
- разбавление указанной смеси (1) дисперсионной средой, состоящей из воды, к которой добавлено по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем количества указанной дисперсионной среды и указанного поверхностно-активного вещества таковы, что получают наноэмульсию типа масло-в-воде, имеющую значение ГЛБ выше, чем ГЛБ указанной смеси (1).

2. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанные одна или более нагнетательные скважины и указанные одна или более эксплуатационные скважины представляют собой различные скважины.

3. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанные одна или более нагнетательные скважины и указанные одна или более эксплуатационные скважины представляют собой одни и те же скважины.

4. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанная тяжелая нефть обладает динамической вязкостью, измеренной при температуре месторождения согласно стандарту ASTM D7042-04, не ниже 20 сПз.

5. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.4, в котором указанная тяжелая нефть обладает динамической вязкостью, измеренной при температуре месторождения согласно стандарту ASTM D7042-04, в диапазоне от 22 сПз до 150 сПз.

6. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором в указанной наноэмульсии типа масло-в-воде дисперсная фаза (то есть нефтепродукт) распределена в дисперсионной среде (то есть воде с поверхностно-активными веществами) в форме капель диаметром в диапазоне от 10 нм до 500 нм.

7. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.6, в котором в указанной наноэмульсии типа масло-в-воде дисперсная фаза (то есть нефтепродукт) распределена в дисперсионной среде (то есть воде с поверхностно-активными веществами) в форме капель диаметром в диапазоне от 15 нм до 200 нм.

8. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанная наноэмульсия типа масло-в-воде имеет значение ГЛБ, равное 9 или выше.

9. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.8, в котором указанная наноэмульсия типа масло-в-воде имеет значение ГЛБ в диапазоне от 10 до 16.

10. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором в указанной наноэмульсии типа масло-в-воде дисперсная фаза (то есть нефтепродукт) распределена в дисперсионной среде (то есть воде) в форме капель, имеющих удельную поверхность (поверхность/объем) в диапазоне от 6000 м2/л до 300000 м2/л.

11. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.10, в котором в указанной наноэмульсии типа масло-в-воде дисперсная фаза (то есть нефтепродукт) распределена в дисперсионной среде (то есть воде) в форме капель, имеющих удельную поверхность (поверхность/объем) в диапазоне от 15000 м2/л до 200000 м2/л.

12. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанная наноэмульсия типа масло-в-воде включает количество поверхностно-активных веществ в диапазоне от 0,1% масс. до 20% масс., в расчете на общую массу указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

13. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.12, в котором указанная наноэмульсия типа масло-в-воде включает количество поверхностно-активных веществ в диапазоне от 0,25% масс. до 12% масс., в расчете на общую массу указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

14. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанная наноэмульсия типа масло-в-воде включает количество нефтепродуктов в диапазоне от 0,5% масс. до 10% масс., в расчете на общую массу указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

15. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.14, в котором указанная наноэмульсия типа масло-в-воде включает количество нефтепродуктов в диапазоне от 1% масс. до 8% масс., в расчете на общую массу указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

16. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по любому из пп.6-15, в котором указанные поверхностно-активные вещества выбирают из неионных поверхностно-активных веществ, таких как алкилполиглюкозиды; эфиры сорбита и жирных кислот; полимерных поверхностно-активных веществ, таких как привитые акриловые сополимеры, имеющие основную цепь полиметилметакрилат-метакриловой кислоты и боковые цепи полиэтиленгликоля; или же их смесей.

17. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором нефтепродукт в составе указанной наноэмульсии выбирают из ароматических углеводородов, например ксилола, смесей изомеров ксилола, толуола, бензола или их смесей; линейных, разветвленных или циклических углеводородов, например гексана, гептана, декана, додекана, циклогексана или их смесей; сложных смесей углеводородов, таких как газойль, керосин, солтрол, уайт-спирит, или их смесей; или из смесей этих веществ.

18. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором воду в составе указанной наноэмульсии выбирают из деминерализованной воды, соленой воды, воды с добавками или их смесей.

19. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором вода в составе указанной наноэмульсии представляет собой воду, присутствующую в указанном подземном месторождении.

20. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором к указанной наноэмульсии типа масло-в-воде добавляют по меньшей мере одно основание в количестве в диапазоне от 0,1% масс. до 10% масс., в расчете на общую массу указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

21. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.20, в котором к указанной наноэмульсии типа масло-в-воде добавляют по меньшей мере одно основание в количестве в диапазоне от 0,2% масс. до 5% масс., в расчете на общую массу указанной наноэмульсии типа масло-в-воде.

22. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.20 или 21, в котором указанное основание выбирают из гидроксида натрия, гидроксида калия, карбоната натрия, карбоната калия или их смесей.

23. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанную наноэмульсию типа масло-в-воде закачивают в одну или более нагнетательные скважины на срок в диапазоне от 80 дней до 200 дней.

24. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.23, в котором указанную наноэмульсию типа масло-в-воде закачивают в одну или более нагнетательные скважины на срок в диапазоне от 90 дней до 180 дней.

25. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанную наноэмульсию типа масло-в-воде закачивают в одну или более нагнетательные скважины при температуре в диапазоне от 10°C до 100°C.

26. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.25, в котором указанную наноэмульсию типа масло-в-воде закачивают в одну или более нагнетательные скважины при температуре в диапазоне от 20°C до 90°C.

27. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанный способ включает, перед закачиванием указанной наноэмульсии типа масло-в-воде, закачивание воды (заводнение) в указанную одну или более нагнетательные скважины.

28. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.27, в котором указанную воду выбирают из деминерализованной воды, соленой воды, воды с добавками или их смесей.

29. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.27, в котором указанная вода представляет собой воду, присутствующую в указанном подземном месторождении.

30. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, который включает, после закачивания указанной наноэмульсии типа масло-в-воде, закачивание в указанные одну или более нагнетательные скважины воды и/или по меньшей мере одного полимера.

31. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.30, в котором указанную воду выбирают из деминерализованной воды, соленой воды, воды с добавками или их смесей.

32. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.31, в котором указанная вода представляет собой воду, присутствующую в указанном подземном месторождении.

33. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по любому из пп.30-32, в котором указанный полимер выбирают из полиакриламида, сульфированных сополимеров акриламида, ксантановой смолы или их смесей.

34. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения по п.1, в котором указанную тяжелую нефть направляют на последующую переработку, например на переработку с целью повышения качества посредством гидрогенизации или гидрокрекинга.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к добыче тяжелых углеводородов. Технический результат - максимизация разжижения тяжелой нефти и, как следствие, максимизация ее извлечения.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.

Предложение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ, до закачки в пласт суспензии определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией 0,15-40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи.

Настоящее изобретение относится к получению эмульсий нефть-в-воде с низкой вязкостью при выполнении операций с нефтью. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся при добыче и транспортировке нефти, включает приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один полимер, содержащий по меньшей мере 25 мольных процентов катионных мономеров.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к вариантам способа повышения продуктивности скважин. Технический результат - повышение эффективности способа.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов. Технический результат изобретения заключается в снижении разрушаемости гранул проппанта при сохранении низкой плотности материала.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью.

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности. Технический результат - придание кислотному составу минимальной начальной вязкости при минимальном влиянии на реологическое поведение кислотного состава при истощении кислоты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к рецептурам тампонажных материалов, используемых для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур при наличии неинтенсивно поглощающих горизонтов и водоносных пластов.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре. Способ включает подачу насосом в зону ствола скважины или в призабойную зону скважины гелеобразующего материала для борьбы с поглощением бурового раствора (LCM), включающего жидкость-носитель, содержащую полимеризующиеся соединения. Причем материал для борьбы с поглощением дополнительно включает инициатор полимеризации и капли ускорителя в оболочках, содержащегося в них. Подвергают гелеобразующий материал воздействию, достаточному для разрушения целостности оболочек. Обеспечивают контакт между полимеризующимися соединениями, инициатором полимеризации и ускорителем. Техническим результатом является повышение эффективности устранения поглощения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил., 7 табл., 5 пр.
Наверх