Заводнение пласта поверхностно-активным веществом сверхнизкой концентрации

Авторы патента:


Заводнение пласта поверхностно-активным веществом сверхнизкой концентрации
Заводнение пласта поверхностно-активным веществом сверхнизкой концентрации
Заводнение пласта поверхностно-активным веществом сверхнизкой концентрации
Заводнение пласта поверхностно-активным веществом сверхнизкой концентрации

 


Владельцы патента RU 2581854:

ГЛОРИ ЭНЕРДЖИ ИНК. (US)

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации, позволяющей ему изменять поверхностное натяжение между нефтью и водой в призабойной области нагнетальной скважины в пласте, но не изменять это натяжение за пределами этой области, и извлечении нефти. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте состоит в нагнетании воды внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой воды для заводнения, указанное нагнетание воды выполняют через нагнетальную скважину в указанном пласте, а нагнетание ПАВ - через каполлярную трубку от источника ПАВ к призабойной области указанной нагнетательной скважины, нагнетании внутрь указанного пласта выборки из: биоцида, биостата, их комбинаций, и извлечении нефти из пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 пр., 4 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Настоящая заявка притязает на приоритет относительно одновременно рассматриваемой предварительной заявки номер 61/614882 на патент США, озаглавленной "ЗАВОДНЕНИЕ ПЛАСТА ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМ ВЕЩЕСТВОМ СВЕРХНИЗКОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ", внесенной в реестр 23 марта 2012; и заявки номер 13/826827 на патент США на изобретение, озаглавленной "ЗАВОДНЕНИЕ ПЛАСТА ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМ ВЕЩЕСТВОМ СВЕРХНИЗКОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ", внесенной в реестр 14 марта 2013, раскрытие которых включено в материалы настоящей заявки посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Сырая нефть по-прежнему является важным энергоносителем. Нефтедобывающие компании обычно добывают нефть посредством бурения скважин внутрь подземных нефтяных залежей в пласте. Для некоторых скважин достаточно естественного давления нефти для доставки нефти к поверхности. Это то, что известно как первичное извлечение. С течением времени, поскольку нефть извлекается по этим скважинам первичным извлечением, естественное давление падает и становится недостаточным для доставки нефти к поверхности. Когда это происходит, в пласте может все еще оставаться большое количество сырой нефти. Вследствие этого, для извлечения большего количества нефти можно воспользоваться различными вторичными и третичными методами извлечения. Вторичные и третичные методы извлечения могут включать в себя: подкачку, нагнетание воды, обратное нагнетание природного газа, нагнетание воздуха, нагнетание двуокиси углерода или нагнетание какого-либо другого газа в залежь.

Нагнетание жидкостей в скважину является общепринятым способом усиленного извлечения нефти. Вода является наиболее рентабельной и широко используемой. Заводнение предусматривает нагнетание воды в нефтеносную залежь. Нагнетаемая вода вытесняет нефть из залежи в систему добычи одной или более добывающих скважин, из которых нефть извлекается. Однако вода не вытесняет нефть эффективным образом, так как вода и нефть не поддаются смешиванию по причине высокого поверхностного натяжения между этими двумя жидкостями.

Как описано в патенте США №6828281, озаглавленном "Смеси поверхностно-активных веществ для водных растворов, применяемые для улучшения извлечения нефти", является общепринятым то, что такое высокое поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и залегающей нефтью, а также характеристики смачиваемости поверхностей породы в пределах залежи являются факторами, которые могут негативно влиять на количество нефти, извлекаемой посредством заводнения. Одним из приемов для увеличения извлечения нефти заводнением стало добавление поверхностно-активных веществ (ПАВ) к нагнетаемой воде, с тем чтобы снизить поверхностное натяжение нефть/вода и/или изменить характеристики смачиваемости залегаемой породы. Понижение поверхностного натяжения таким способом позволяет давлению воды более эффективно воздействовать на остаточную нефть и тем самым улучшать продвижение нефти через каналы залежи. Является общепринятым то, что поверхностное натяжение между водой, обработанной ПАВ, и залегаемой нефтью следует понижать до менее чем 0,1 дин/см для того, чтобы заводнение с низким поверхностным натяжением обеспечивало эффективное извлечение. Обычно предполагается, что добавление одного или более поверхностно-активных веществ или ПАВ к нагнетаемой воде формирует раствор или эмульсию ПАВ, которая проносится через пласт и вытесняет нефть.

В настоящее время разрабатываются ПАВ, которые способны смешиваться с водой и имеющие относительно низкое сродство с нефтью, так что ПАВ могут переноситься глубоко в залежь и взаимодействовать с поверхностью остаточной нефти, а также понижать поверхностное натяжение поверх большого объема остаточной нефти. Охватывание такого большого объема остаточной нефти требует применения большого объема ПАВ, что делает метод заводнения пласта ПАВ дорогостоящим. Кроме того, если к нагнетаемой воде добавлять большие объемы ПАВ, может возникнуть прорыв в скважину и вызвать проблемы эмульсии в добываемой нефти. Прорыв в скважину возникает, когда нагнетаемая вода пробивает себе дорогу к добывающей скважине, а остаточная нефть извлекается в состоянии эмульсии с нагнетаемой водой. Разделение эмульгированной нефти на составные компоненты (т.е. нефть и нагнетаемую воду) является затруднительным.

КРАТКАЯ СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Один из аспектов по приходу к настоящему раскрытию предусматривал новую теорию, что нефть в залежи существует главным образом в виде длинных непрерывных полос, которая противопоставлялась преобладающей в области техники теории, что нефть находится в залежи главным образом в виде вкраплений во время и после заводнения. Согласно новой теории, длинные полоски нефти простираются от нагнетательной скважины до добывающей скважины. В дополнение к этой теории варианты осуществления изобретения подразумевают изменение фильтрационных свойств нефтяных полос вблизи нагнетательной скважины, тем самым вызывая вытеснение этой нефти, которая, в свою очередь, вытесняет нефть из задействованных полос в направлении добывающей скважины. Другими словами, изменение поверхностного натяжения между нефтью и нагнетаемой водой вблизи области нагнетательной скважины вызывает цепную реакцию потока нефти в направлении добывающей скважины, хотя поверхностное натяжение между нефтью и нагнетаемой водой в местах, расположенных не вблизи нагнетательной скважины, не нуждается в изменении и не изменяется в вариантах осуществления.

Варианты осуществления изобретения включают способ извлечения нефти из залежи в пласте, который включает нагнетание жидкости внутрь залежи и нагнетание ПАВ внутрь залежи при заранее определенном интервале концентрации нагнетаемой жидкости. В вариантах осуществления заранее определенный интервал концентрации основывается на обеспечении достаточного количества ПАВ для понижения поверхностного натяжения между нагнетаемой водой и нефтью в области призабойной зоны, но не существует условия, что заранее определенный интервал концентрации воздействует на поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и нефтью за пределами области призабойной зоны. В некоторых вариантах осуществления поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и нефтью за пределами области призабойной зоны не поддается воздействию ПАВ. В виду того что только область призабойной зоны эффективно обрабатывается ПАВ, требуемое количество ПАВ небольшое в сравнении с существующими способами заводнения ПАВ. В отдельных случаях, когда самые низкие концентрации ПАВ используются в пласте, ПАВ может подвергаться преждевременному истощению, как результат микроорганизмов внутри пласта, поглощающих ПАВ. В этой связи варианты осуществления изобретения предусматривают препятствование поглощению ПАВ микроорганизмами. В вариантах осуществления изобретения ПАВ, используемые в методе заводнения пласта, являются олеофильными ПАВ.

Вышеизложенное обозначило, скорее в общих чертах, признаки и технические преимущества настоящего изобретения, для того чтобы можно было лучше понять подробное описание изобретения, которое последует. В дальнейшем в материалах настоящей заявки будут описаны дополнительные признаки и преимущества изобретения, которые образуют предмет формулы изобретения. Специалистам в данной области техники следует принимать во внимание, что раскрытые концепция и конкретный вариант осуществления могут без труда использоваться в качестве основы для модификации или разработки других структур для выполнения идентичных целей настоящего изобретения. Специалистам в данной области техники также следует осознавать, что такие эквивалентные конструкции не отклоняются от сущности и объема изобретения, которые предложены в прилагаемой формуле изобретения. Новейшие признаки, которым предполагается стать характеристикой изобретения, в отношении как его устройства, так и способа работы, вместе с дополнительными целями и преимуществами, будут более понятны из последующего описания, при рассмотрении в увязке с прилагаемыми фигурами. Однако должно быть определенно ясно, что каждая из фигур приведена исключительно с целью иллюстрации и описания и не предназначается в качестве определения границ настоящего изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для более полного понимания настоящего изобретения здесь приводится ссылка на последующие описания, воспринимаемые в сочетании с прилагаемыми чертежами, на которых:

Фиг. 1 показывает схему системы для реализации способов согласно вариантам осуществления изобретения;

Фиг. 2 показывает блок-схему, демонстрирующую стадии согласно вариантам осуществления изобретения;

Фиг. 3 демонстрирует оборудование, которое можно использовать для выполнения экспериментов по заводнению керна согласно вариантам осуществления изобретения; и

Фиг. 4 показывает график результатов, полученных в результате эксперимента, согласно вариантам осуществления изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Фиг. 1 показывает схему системы для реализации способов согласно вариантам осуществления изобретения. Система 10 включает в себя нагнетательную скважину 100 и добывающую скважину 101. Нефть 102 располагается в нефтеносном пласте 105. Нефтеносный пласт 105 может принадлежать к любому типу геологического пласта и может располагаться под покрывающей породой 104. Хотя на Фиг. 1 пласт 105 показан как находящийся на суше, следует принимать во внимание, что пласт 105 может располагаться на суше или на шельфе. Согласно новой теории, вышеприведенной, нефть 102 главным образом существует в виде полос от 102-1 до 102-n в пределах пласта 105. Полосы имеют различные длины и могут простираться, как показано, от нагнетательной скважины 100 до добывающей скважины 101. К тому же полосы по своему характеру являются трехмерными и могут поперечно связываться с другими полосами по всему пласту 105. См. "Относительно новой теории улучшенного извлечения нефти из песчаных резервуаров", SPE 154138 от авторов E.Sunde, B.-L.Lillebo, T.Torsvik, раскрытие которого полностью включено в материалы настоящей заявки посредством ссылки.

Согласно новой теории, нефть 102 защемляется внутри пласта 105 не в виде отличающихся обособленных капель, а в виде полос (например, полосы от 102-1 до 102-n) в участках поровой сети пласта 105, достаточно мелких, чтобы оказывать сопротивление окружающему перепаду трения и давления окружающего водного потока. Нефть 102 является непрерывной и представлена на всем протяжении поровой сети между нагнетательной скважиной 100 и добывающей скважиной 101. Между поровыми сетями могут быть другие участки пласта 105, где водный поток почти полностью очистился от нефти.

В трехмерной системе нефть будет самоорганизована в зависимости от суммарной величины давлений, действующих на нее и имеющейся поровой сети, тем самым также перераспределяя некоторые из окружающих ее водных пленок. Это, а также тот факт, что нефть и вода будут стремиться к наиболее возможному разделению для минимизации трения, приведет остаточную нефть в состояние непрерывных нефтяных полос, занимающих поровое пространство во всех трех измерениях. Однако общее ориентирование нефтяных полос будет параллельным направлению потока вследствие эффекта срезывающих усилий.

Разветвленные нефтяные полосы, будучи непрерывными по всей залежи, не будут подвергаться добыче, потому что они защемляются капиллярно связанной водой в поровом устье в областях вблизи добывающей скважины. Как следствие, при извлечении этой защемленной нефти зачастую является результативной поверхностная химическая обработка добывающих скважин.

При нынешних способах заводнения ПАВ нефть извлекается из пласта посредством подкачки ПАВ, достаточного для обработки, например, разреза пласта 105, показанного как разрез 108. То есть нынешние способы заводнения ПАВ стремятся к обработке, при использовании ПАВ, всех или большинства областей, где в пласте находится нефть. Этот нынешний способ основан на теории, упомянутой выше, что нефть существует в пласте главным образом в виде вкраплений.

Для обеспечения возможности осуществлять добычу нефтяных полос от 102-1 до 102-n следует удалить капиллярно связанную воду, блокирующую поровое устье. Этого можно достигнуть, по меньшей мере, двумя способами. Во-первых, воду можно удалить из порового устья путем понижения капиллярных сил в поровом устье. Во-вторых, воду можно удалить путем увеличения давления в нефтяной полосе.

Имеющееся поровое устье становится нефтенаполненным, полоса будет легко опорожнена в добывающую скважину 101, вследствие существующего градиента давления в пласте. Это похоже на выдавливание тюбика зубной пасты. Вода не надавливает на нефтяную полосу с краю, а сжимает ее со всех сторон. Это значит, что молекулы воды вытесняются исходя из величины поровых диаметров, тогда как нефть может перемещаться на сотни метров за короткий промежуток времени, так как она течет в виде непрерывной среды с минимальным трением.

Сокращение капиллярных сил вблизи добывающей скважины выполнялось с использованием ПАВ или бактерий, так называемых "huff and puff". См. Lake, L.W. 1989. Усиленное извлечение нефти. Прентис-Холл Инк., Инглвуд Клиффс. ISBN 0-13-281601-6. В добывающую скважину можно нагнетать относительно небольшое количество ПАВ (или бактерий, вырабатывающих ПАВ) и затем возвращать в производство. На протяжении относительно короткого периода использования этого способа можно достичь значительного увеличения в добыче нефти. Замечено, что количество нефти, добываемой при помощи этого способа, значительно больше, чем количество остаточной нефти, на которую теоретически может воздействовать ПАВ. Значит, нефть должна была подходить из глубины залежи. Зачастую замечается, что эта нефть имеет более низкую вязкость, чем нефть, добытая ранее. Это дополнительно указывает на то, что нефть поступает из областей, которые не испытывали значительного водного потока и следовательно, не подвергалась удалению своих более легких углеводородных компонентов.

Увеличение давления в нефтяных полосах (импульсы давления) также можно создать с помощью квалифицированного применения ПАВ. Импульс давления можно получать посредством применения ПАВ для понижения поверхностного натяжения нефтяной полосы у водонагнетательной скважины. ПАВ могут разрывать поверхностное натяжение до уровня, когда разрушается граница раздела нефть/вода, и нефть растекается. Математическое моделирование указывает, что нефть, которая растекается, перемещается в сторону водного потока и градиента давления. Skaelaaen, I. 2010, Математическое моделирование микробиальных индуцированных процессов в нефтяных залежах". Докторская диссертация, Бергенский Университет, Берген, Норвегия (2010). Последствием этого будет создание синусоидального импульса давления в обратном направлении внутрь полосы. Этот импульс движется в нефти со скоростью звука, и его амплитуда увеличивается по мере того, как становится меньшим диаметр полосы. В конце нефтяной полосы импульс сталкивается с водой, заполнившей поровое устье, и кинетическая энергия преобразуется в давление. Несмотря на то что это относительно небольшая сила, она присоединится к внешнему градиенту давления так, что вода в поровом устье вытесняется нефтью, и полоса будет быстро опорожнена.

Следуя теории, что нефть 102 существует в пласте 105 преимущественно в виде полос, варианты осуществления изобретения изменяют поверхностное натяжение между нефтью и водой лишь в области 103 призабойной зоны нагнетательной скважины 100. По вариантам осуществления изобретения область 103 призабойной зоны может простираться в пределах 50 метров от ствола скважины 100. Фиг. 2 показывает блок-схему, демонстрирующую стадии согласно вариантам осуществления изобретения. Способ 20 включает в себя стадию 201, которая предусматривает определение конкретного ПАВ и определение интервала концентрации ПАВ, который позволяет ПАВ изменять поверхностное натяжение между нефтью и водой в области 103 призабойной зоны нагнетательной скважины 100, но не предусматривает воздействия ПАВ на поверхностное натяжение между нефтью и водой за пределами области 103 призабойной зоны. По вариантам осуществления ПАВ не воздействует на поверхностное натяжение между нефтью и водой за пределами области 103 призабойной зоны. Поскольку ПАВ направлен на изменение поверхностного натяжения в области 103 призабойной зоны, а не в других зонах, используемая концентрация ПАВ является низкой по сравнению с традиционными способами. По вариантам осуществления изобретения концентрация ПАВ по отношению к воде составляет 100 мг/л или менее. По вариантам осуществления концентрация может быть в пределах от 0,1 до 100 мг/л нагнетаемой воды. По вариантам осуществления концентрация может быть в пределах от 0,1 до 75 мг/л нагнетаемой воды. По вариантам осуществления концентрация может быть в пределах от 0,1 до 50 мг/л нагнетаемой воды. По вариантам осуществления концентрация может быть в пределах от 0,1 до 25 мг/л нагнетаемой воды. Более того традиционное использование ПАВ при низком сродстве с нефтью с целью обработки обширной области (например, разреза 107) не является необходимым по вариантам осуществления, описанным в материалах настоящей заявки. По вариантам осуществления изобретения, олеофильные ПАВ, которые можно использовать в качестве действующих ПАВ в методе заводнения, включают в себя коммерчески доступные ПАВ, как, например, сорбитан триолеат (коммерческое название Span 85), сорбитан тристеарат (коммерческое название Span 65), сорбитан моноолеат (коммерческое название Span 80) и сорбитан монолаурат (коммерческое название Span 20), соединения, содержащие амиловые спирты, гексиловые спирты, дециловые спирты, крезолы и п-нонилфенол, а также их комбинации. Олеофильные ПАВ, или интервалы концентрации олеофильных ПАВ, или и те, и другие, которые можно использовать для заводнения, можно определять такими способами, как эксперименты по заводнению керна, имитационные эксперименты и т.п. Следует отметить, что эксперименты по заводнению керна могут включать в себя эксперименты на образцах керна из изучаемого пласта.

Следующий способ можно использовать для выполнения экспериментов по заводнению керна. Для начала приготовьте цилиндрический керн песчаника, сходного с залежью в остаточном состоянии, имеющий воду и нефть в представительных пропорциях. Поместите керн песчаника в эпоксидную смолу, разреженную до 9 тор, и сделайте гидрофильным путем насыщения минеральным раствором. Определите физические свойства керна. Например, определите длину, диаметр, поровый объем и абсолютную проницаемость керна. Заполните керн сырой нефтью, а затем заводните минеральным раствором до тех пор, пока не будет достигнута концентрация остаточной нефти. Введите в керн растворимый в нефти ПАВ, как, например, описанный в материалах настоящей заявки, при концентрациях в интервале 0,1-100 мг/л. Вслед за введением ПАВ, установите производительность нагнетающего насоса на 0,1 мл/мин, а добываемые нефть и воду можно собирать при производительности одна фракция в час.

Как только на стадии 201 определился ПАВ и его интервал концентрации, на стадии 202 нагнетается олеофильный ПАВ в определенном интервале концентрации. На стадии 203 рабочая жидкость, как, например, нагнетаемая вода, нагнетается в пласт 105 через нагнетательную скважину 101 для вытеснения нефти в сторону добывающей скважины 101. По вариантам осуществления, пласт 105 заводняется до насыщения остаточной нефтью. Следует заметить, что нагнетаемая вода, по вариантам осуществления, может являться пластовой водой. По вариантам осуществления изобретения, стадии 202 и 203 могут выполняться совместно. Значит, олеофильный ПАВ можно смешивать с жидкостью, как например вода, в определенной концентрации. Альтернативно или дополнительно, олеофильный ПАВ можно нагнетать отдельно от нагнетания жидкости на стадии 203. Например, олеофильный ПАВ можно нагнетать внутрь пласта 105 через капиллярную трубку непосредственно в область 103 ствола скважины со скоростью, которая обеспечивает определенный интервал концентрации, учитывая объем жидкости, нагнетаемой через нагнетательную скважину 100. Капиллярные трубки для нагнетания кислорода, среди прочего, раскрыты в заявке №13/166382 на патент США, озаглавленной "Микробиальные системы и способы доставки при усиленном извлечении нефти", внесенной в реестр 22 июня 2011, раскрытие которой полностью включено в этот документ посредством ссылки. Подобно некоторым способам в этом раскрытии, капиллярные трубки можно использовать для введения олеофильных ПАВ в пласт 105. Капиллярные трубки могут быть изготовлены из любого подходящего материала, такого как нержавеющая сталь, другие металлы, полимеры и тому подобное. Капиллярные трубки могут иметь площадь поперечного сечения в форме окружности. Однако площадь поперечного сечения капиллярной трубки может образовывать любую форму, как например, эллипс, многоугольник, подобную им и их комбинации. Следует заметить, что какой бы способ не использовался для нагнетания олеофильного ПАВ, нагнетание может проводиться непрерывно или прерывисто (т.е. периодически).

Нагнетание ПАВ, достаточного для понижения поверхностного натяжения между нефтью и водой в области 103 призабойной зоны без обязательного изменения поверхностного натяжения в пределах разреза 107, облегчает добычу из нефтяных полос от 102-1 до 102-n сквозь разрез 107 по направлению к скважине 101. В частности, понижение поверхностного натяжения между нагнетаемой водой и частью нефтяных полос от 102-1 до 102-n в области 103 призабойной зоны вызывает импульс, который распространяется в пределах нефтяных полос от 102-1 до 102-n сквозь пласт и перемещает нефтяные полосы от 102-1 до 102-n сквозь пласт 105, в сторону добывающей скважины 101, из которой нефть извлекается.

По условиям настоящего изобретения нет необходимости для использования ни промывочной порции, ни порции для контроля подвижности. Это свидетельствует о явном преимуществе над существующими технологиями применения ПАВ.

По вариантам осуществления изобретения, так как концентрация ПАВ низкая, то ПАВ может поглощаться микроорганизмами в пласте, как субстрат. Поэтому желательно подготовить нагнетательную систему и воду в области призабойной зоны к сдерживанию микроорганизмов, которые могут поглощать ПАВ. По вариантам осуществления такая подготовка может включать в себя понижение популяции микроорганизмов в области 103 призабойной зоны. Этого можно достигнуть как ранее, одновременно с, так и после стадии 202 и/или стадии 203. Для осуществления этого могут использоваться различные способы. Эти способы могут быть выполнены, путем воздействия на микроорганизмы биоцидами и биостатами, как высоким, так и низким pH, фиксированной температурой и их комбинациями. Например, биоцид можно нагнетать внутрь пласта 105 у области 103 призабойной зоны для того, чтобы уничтожить микроорганизмы. Для введения биоцида внутрь области призабойной зоны можно использовать капиллярные трубки для нагнетания ПАВ, описанные выше. Дополнительно можно использовать высокую начальную концентрацию олеофильного ПАВ, который является токсичным для микроорганизмов. Еще дополнительно понижение популяции микроорганизмов может включать в себя воздействие на микроорганизмы температурой или pH, которые являются известными или заранее заданными, для сдерживания роста микроорганизмов или для уничтожения микроорганизмов.

По вариантам осуществления изобретения, нагнетание ПАВ непосредственно внутрь пласта 105 допускает наличие высокой начальной концентрации ПАВ. В конечном счете, однако предельная концентрация олеофильного ПАВ будет снижена, поскольку нагнетается относительно большой объем нагнетаемой воды. По вариантам осуществления изобретения, для предотвращения поглощения олеофильных ПАВ микроорганизмами, можно использовать любое сочетание из числа обработки биоцидом, высокой начальной концентрации олеофильного ПАВ, регулирования температуры и регулирования pH.

Несмотря на то что способ согласно вариантам осуществления настоящего изобретения был описан со ссылкой на стадии Фиг. 2, следует понимать, что действие настоящего изобретения не ограничивается отдельными стадиями и/или отдельной очередностью стадий, проиллюстрированных на Фиг. 2. Соответственно, альтернативные варианты осуществления могут предлагать функциональность, которая описана в материалах настоящей заявки, используя некоторые или все стадии, показанные на Фиг. 2 в последовательности, отличной от показанной. Например, в вариантах осуществления изобретения, стадия 204 может быть исключена, поскольку в отдельном пласте не существует проблемы в отношении микроорганизмов, поглощающих ПАВ. Остальные стадии могут исключаться по другим причинам. Дополнительно, в вариантах осуществления изобретения, стадия 203 может осуществляться ранее или одновременно со стадией 202.

Пример эксперимента по заводнению керна, на который опирается настоящее раскрытие

Нижеследующий эксперимент по заводнению керна был проведен, чтобы показать результат заводнения ПАВ низкой концентрации. Фиг. 3 иллюстрирует оборудование, которое использовалось для выполнения этого эксперимента. Породный образец керна был очищен посредством экстракции растворителем, осушен до неизменного веса и стабилизирован эпоксидной смолой. Стабилизированный породный образец 301 керна был подвержен испытанию циклами изменения давления и вакуума, чтобы убедиться в целостности. Затем стабилизированный породный образец 301 керна был насыщен синтетическим 2,5% (вес/объем) раствором соленой воды под действием вакуума (20 г/л NaCl, 4 г/л Na2SO4, 1М раствор двууглекислого натрия (в концентрации 1:100), 1М раствор HCl с pH до 7,42, обработан в автоклаве, газирован с применением N2). Насыщение стабилизированного породного образца 301 керна выполняется путем использования насоса 303 для подкачки синтетического раствора соленой воды из жидкостного резервуара 302 внутрь стабилизированного породного образца 301 керна. Цифровой датчик 304 измеряет дифференциальное давление, а клапан 305 обратного давления помогает поддерживать давление в стабилизированном породном образце 301 керна. Объем, требуемый для насыщения, определяется поровым объемом внутри стабилизированного породного образца 301 керна. Добавочный синтетический раствор соленой воды нагнетался сквозь стабилизированный породный образец 301 керна в течение большего, чем 24 часа, промежутка времени, после чего в керн нагнеталась сырая нефть, пока не прекратилось дополнительное вытеснение воды. Объем и насыщение нефти в стабилизированном породном образце 301 керна были вычислены с помощью материального баланса нагнетаемых и извлекаемых жидкостей. Затем породный образец керна заводнили синтетическим раствором соленой воды, а за объемами нефти и воды, извлекаемыми из стабилизированного породного образца 301 керна, осуществлялось наблюдение. Как только добавочная нефть перестала извлекаться, по меньшей мере, из одного порового объема, было решено поместить стабилизированный породный образец 301 керна под насыщение остаточной нефтью после заводнения.

Стабилизированный породный образец 301 керна, используемый для этого эксперимента, был марки Berea Sendstone со следующими свойствами: проницаемость 100 миллидарси, пористость 19,8%, поровый объем 17,2 мл, диаметр 3,8 см, длина 7,6 см.

Как только достигнуто насыщение остаточной нефтью после заводнения, был приготовлен раствор Span 85 (сорбитан триолеат, CAS-номер: 26266-58-0, Sigma- Aldrich) в изопропиловом спирте в пропорции 100 мг/л, и объем, равный 1 проценту порового объема, был нагнетен внутрь стабилизированного породного образца 301 керна. Затем были проведены наблюдения за стоком стабилизированного породного образца 301 керна, и из породного образца керна был выведен добавочный дебит нефти, достигающий 0,37% от начальных запасов нефти в пласте. Фиг. 4 показывает график результатов, достигнутых этим экспериментом. Ось х показывает поровые объемы после нагнетания ПАВ. Ось у показывает процентное содержание начальных запасов нефти в извлекаемом пласте.

Следует заметить, что если концентрация ПАВ составляет 100 мг/л в призабойной зоне, то концентрация за пределами области призабойной зоны будет гораздо ниже вследствие размывания. Следовательно, такая низкая концентрация ПАВ понижает поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и нефтью в области призабойной зоны, но не воздействует на поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и нефтью за пределами области призабойной зоны.

Одним из эффектов от использования ПАВ, таких как олеофильные ПАВ, при низких концентрациях, является избавление от случаев прорыва в методе извлечения. Это значит, что в добываемую жидкость подается минимум ПАВ для того, чтобы вызывать эмульгирование нефти и воды, выходящих из добывающей скважины. Более того ПАВ являются химикатами, которые могут воздействовать на свойства добываемой нефти. При низких уровнях концентрации ПАВ, используемых по вариантам осуществления изобретения, химическое действие на добываемую нефть можно значительно минимизировать, если не полностью устранить.

Хотя настоящее изобретение и его преимущества были подробно описаны, должно быть понятно, что различные изменения, подмены и поправки могут быть произведены в материалах настоящей заявки, не выходя из сущности и объема изобретения, которые определены прилагаемой формулой изобретения. Более того не предполагается ограничение объема настоящей заявки конкретными вариантами осуществления метода, машины, производства, химического соединения, средств, способов и стадий, предусмотренных в описании изобретения. Как рядовой специалист в данной области техники без труда определит из описания настоящего изобретения, методы, машины, производство, химические соединения, средства, способы или стадии, существующие сегодня или подлежащие разработке позднее, которые выполняют главным образом такую же функцию или достигают главным образом такого же результата, как соответствующие варианты осуществления, описанные в материалах настоящей заявки, могут использоваться согласно настоящему изобретению. Соответственно предполагается, что прилагаемая формула изобретения включает в пределы своего объема такие методы, машины, производство, химические соединения, средства, способы или стадии.

1. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте, причем указанный способ состоит в:
нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта;
нагнетании олеофильного ПАВ внутрь указанного пласта при концентрации от 0,1 до 100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости для изменения поверхностного натяжения между нефтью и водой в призабойной области нагнетательной скважины в пласте; и
извлечении указанной нефти из указанного пласта.

2. Способ по п. 1, дополнительно состоящий в:
уменьшении популяции микроорганизмов в указанном пласте.

3. Способ по п. 2, в котором указанное уменьшение популяции микроорганизмов состоит в нагнетании в указанный пласт выборки из перечня, состоящего из: биоцида, биостата и их комбинаций.

4. Способ по п. 2, в котором указанное уменьшение популяции микроорганизмов состоит в регулировании pH нагнетаемой жидкости для сдерживания роста микроорганизмов.

5. Способ по п. 2, в котором указанное уменьшение популяции микроорганизмов состоит в воздействии на указанную популяцию микроорганизмов заданной температурой для сдерживания роста микроорганизмов.

6. Способ по п. 1, в котором указанное нагнетание рабочей жидкости и указанное нагнетание олеофильного ПАВ включает в себя приготовление смеси указанной рабочей жидкости и указанного олеофильного ПАВ, а также нагнетание указанной смеси через нагнетательную скважину в указанном пласте.

7. Способ по п. 1, в котором упомянутое нагнетание рабочей жидкости выполняется через нагнетательную скважину в указанном пласте, а указанное нагнетание указанного олеофильного ПАВ выполняется через капиллярную трубку, ведущую от источника ПАВ в призабойной области указанной нагнетательной скважины.

8. Способ по п. 1, в котором указанное олеофильное ПАВ периодически нагнетается для достижения указанной концентрации от 0,1 до 100 мг/л в течение заданного периода.

9. Способ по п. 1, в котором указанное олеофильное ПАВ непрерывно нагнетается для достижения указанной концентрации от 0,1 до 100 мг/л.

10. Способ по п. 1, в котором указанное олеофильное ПАВ выбрано из группы, содержащей: сорбитан триолеата, сорбитан тристеарата, сорбитан моноолеата, сорбитан монолаурата, соединений, содержащих: амиловые спирты, гексиловые спирты, дециловые спирты, крезолы и п-нонил-фенолы, а также их комбинации.

11. Способ по п. 1, в котором указанная жидкость содержит материал, выбранный из группы, содержащей: воду, минеральный раствор, добытую воду и их комбинации.

12. Способ по п. 1, в котором указанное извлечение не включает в себя использование порции для контроля подвижности.

13. Способ по п. 1, в котором указанное извлечение не включает в себя использование промывочной порции.

14. Способ по п. 1, в котором указанный пласт заводняют до насыщения остаточной нефтью.

15. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте, причем указанный способ состоит в:
нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта;
нагнетании олеофильного ПАВ внутрь указанного пласта при концентрации, которая позволяет указанному ПАВ изменять поверхностное натяжение между нефтью и водой в призабойной области нагнетательной скважины в пласте, но не изменяет поверхностное натяжение между нефтью и водой за пределами призабойной области; и
извлечении указанной нефти из указанного пласта.

16. Способ по п. 15, в котором указанное олеофильное ПАВ выбрано из группы, содержащей: сорбитан триолеата, сорбитан тристеарата, сорбитан моноолеата, сорбитан монолаурата, соединений, содержащих: амиловые спирты, гексиловые спирты, дециловые спирты, крезолы и п-нонил-фенолы, а также их комбинации.

17. Способ по п. 15, в котором указанная призабойной область находится в 50 метрах или менее от указанной скважины.

18. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте, причем указанный способ состоит в:
нагнетании олеофильного ПАВ внутрь указанного пласта,
нагнетании воды для заводнения внутрь указанного пласта, в котором указанное олеофильное ПАВ нагнетается при концентрации от 0,1 до 100 мг/л указанной нагнетаемой воды для заводнения и в котором указанное нагнетание нагнетаемой воды для заводнения выполняется через нагнетательную скважину в указанном пласте, а указанное нагнетание ПАВ выполняется через капиллярную трубку, ведущую от источника ПАВ к призабойной области указанной нагнетательной скважины;
нагнетании внутрь указанного пласта выборки из перечня, состоящего из: биоцида, биостата и их комбинаций;
извлечении указанной нефти из указанного пласта.

19. Способ по п. 18, в котором указанное нагнетание указанной воды для заводнения и указанное нагнетание олеофильного ПАВ выполняется через нагнетательную скважину в указанном пласте, а указанное извлечение выполняется через добывающую скважину в указанном пласте.

20. Способ по п. 18, в котором указанное олеофильное ПАВ выбрано из группы, содержащей: сорбитан триолеата, сорбитан тристеарата, сорбитан моноолеата, сорбитан монолаурата, соединений, содержащих: амиловые спирты, гексиловые спирты, дециловые спирты, крезолы и п-нонил-фенолы, а также их комбинации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к применению биоцидов в нефтяных месторождениях. Способ обработки подземного образования, пронизанного стволом скважины, включающий введение жидкости для обработки скважины, состоящей из как минимум одного инкапсулированного биоцида, выбранного из приведенной группы, где при введении инкапсулированного биоцида и после предварительно определенного периода времени, биоцид высвобождается из инкапсулирующего материала и обрабатывает ствол скважины и подземное образование, жидкость для обработки скважины дополнительно содержит неинкапсулированный биоцид, и инкапсулированному биоциду свойственен такой профиль высвобождения, что инкапсулированный биоцид обеспечивает начальную концентрацию биоцида, способную обеспечить немедленный контроль микробного роста в пределах подземного образования и ствола скважины, и замедленное высвобождение биоцида для долгосрочного контроля микробного роста.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт. Технический результат - повышение качества блокировки обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности в условиях повышенных температур.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.

Изобретение относится к способу регенерации кинетического ингибитора гидратообразования, используемого как единственный тип ингибитора гидратообразования в системе регенерации ингибитора гидратообразования.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокие технологические характеристики реагента для бурения, высокая эффективность и экономичность его получения.

Группа изобретений относится к способу инкапсулирования ускорителя полимеризации и водным гелирующим системам, содержащим инкапсулированный ускоритель полимеризации с водорастворимыми или диспергируемыми мономерами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях.

Изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, содержащем газ и нефть. Указанный способ включает введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H, представляющих собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах. Технический результат - повышение эффективности состава за счет добавок ПАВ, что приводит к улучшению смачиваемости разрушаемой глинистой корки, содержащей соединения бария, и переводу ее в подвижное состояние за счет снижения межфазного натяжения и расклинивающего эффекта, что вызывает снижение адгезии бурового раствора с породой коллектора, его диспергацию и перевод в подвижное состояние и способствует последующему извлечению из призабойной зоны и ее очистке. Результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий трилон-Б, гидроксид щелочного металла и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ и получен приготовлением товарной формы - концентрата, включающим растворение 3,1 масс. % гидроксида щелочного металла в 46 масс. % воды, добавление при перемешивании 23,0 масс. % трилона-Б, нагрев до 60°C, добавление при перемешивании оставшейся части трилона-Б и затем последовательное добавление оставшейся части гидроксида щелочного металла и 3 масс. % ПАВ с последующим разбавлением полученного концентрата водой в соотношении 1:0,6-111 при следующем соотношении компонентов концентрата, масс. %: трилон-Б 45,0, гидроксид щелочного металла 6,0, ПАВ 3,0, вода - остальное. 5 табл.
Наверх