Десорбенты для улучшенного извлечения нефти



 


Владельцы патента RU 2611088:

РОДИА ОПЕРАСЬОН (FR)
ИФП ЭНЕРЖИ НУВЕЛЛЬ (FR)

Настоящее изобретение относится к улучшению извлечения нефти из подземных образований. Применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, выбранного из соединений формулы R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H, где R - додецильная группа -(CH2)11-(CH3), m - число от 0 до 20; n- число, превышающее m и равное от 5 до 40, для предотвращения удержания анионного ПАВ в нефтяном коллекторе, в частности в карбонатном или глинистом коллекторе, указанное НПАВ применяется по меньшей мере в качестве средства, препятствующего удержанию АПАВ, вводимого в комбинации с ним, и/или в качестве защитного средства, вводимого перед введением АПАВ, и/или для десорбции АПАВ, предварительно заключенных в коллекторе. Способ улучшенного извлечения нефти из подземного образования, включающий указанное выше применение, содержащий этапы, на которых: в подземное образование через по меньшей мере одну нагнетательную скважину закачивают жидкость, содержащую по меньшей мере водную среду, АПАВ и необязательно вторичное АПАВ, следом закачивают жидкость, содержащую указанное НПАВ и указанную жидкость, перемещающую нефть, уходящую из подземного образования, извлекают с помощью по меньшей мере одного производственного средства. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.

 

Настоящее изобретение относится к области улучшенного извлечения сырой нефти из подземных образований, а более конкретно - к проблемам удержания поверхностно-активных веществ в таких подземных образованиях на этапах улучшенного извлечения нефти.

Во время добычи нефти из коллектора углеводородов (нефтеносного коллектора, такого как окаменелая или не окаменелая горная порода, или, например, песка) согласно первому этапу, известному как «первичная добыча», нефть выносится из эксплуатационной скважины с помощью избыточного давления, в естественных условиях преобладающего в коллекторе. Эта первичная добыча дает доступ только к небольшому количеству нефти, содержащемуся в коллекторе, как правило, составляющему самое большее приблизительно 10-15%.

Для того чтобы обеспечить продолжение извлечения нефти после данной первичной добычи, применяют способы вторичной добычи, когда давление в коллекторе становится недостаточным, чтобы обеспечить вытеснение нефти, которая еще находится в месте залегания. Как правило, закачивают жидкость (повторная закачка разбавленной или неразбавленной полученной воды, закачка морской или речной воды или, в качестве альтернативы, например, закачка газа) в коллектор углеводородов с целью приложения к пласту-коллектору избыточного давления, способного увлекать нефть по направлению к эксплуатационной (эксплуатационным) скважине (скважинам). Распространенной методикой в данном контексте является закачка воды (также известная как затопление или заводнение), при которой большие объемы воды под давлением закачивают в коллектор через нагнетательные скважины. Закачанная вода увлекает часть нефти, с которой сталкивается, и продвигает ее в одну или более эксплуатационных скважин. Однако способы вторичной добычи, такие как заводнение, позволяют добыть лишь относительно небольшую часть углеводородов в месте залегания (как правило, приблизительно 30%). Данное частичное вымывание, в частности, связано с захватом нефти капиллярными силами, с различиями в вязкости и плотности, существующими между закачанной жидкостью и углеводородами в месте залегания, а также с неоднородностью в микроскопических или макроскопических масштабах (масштабах пор, а также масштабах коллектора).

С целью попытки извлечения остальной нефти, которая остается в подземных образованиях после применения способов первичной и вторичной добычи, были предложены различные методики, которые известны как методики улучшенного извлечения нефти. Среди данных методик можно назвать методики, подобные вышеупомянутому заводнению (затоплению), но с использованием воды, содержащей добавки, например водорастворимые поверхностно-активные вещества (в дальнейшем, как правило, называемые заводнением с применением поверхностно-активных веществ). Использование таких поверхностно-активных веществ, в частности, вызывает снижение поверхностного натяжения на границе раздела вода/нефть, которое может обеспечить более эффективное увлечение нефти, заключенной в сужениях пор.

В данном случае в качестве поверхностно-активных веществ обычно предлагают анионные поверхностно-активные вещества, в частности, сульфатного или сульфонатного типа. Хотя они действительно оказываются эффективными в снижении поверхностного натяжения на границе раздела вода/нефть, данные анионные поверхностно-активные вещества имеют недостаток, заключающийся в том, что они обычно остаются заключенными в подземных образованиях, как правило, ввиду явления химической абсорбции на поверхности пород, что существенно влияет на эффективность извлечения и/или производственные затраты.

Среди прочего, поверхностно-активные вещества, иммобилизованные таким образом в коллекторе, больше не могут способствовать передвижению и добыче нефти, что, следовательно, влияет на эффективность добычи. Сильную адсорбцию можно компенсировать путем применения высоких концентраций поверхностно-активных веществ, однако с точки зрения затрат это будет иметь определенные последствия. В более общем смысле явление адсорбции поверхностно-активных веществ оказывает отрицательное воздействие на стоимость добычи.

Явление адсорбции вышеуказанных анионных поверхностно-активных веществ выражено в особенности:

- когда поверхностно-активные вещества используют в воде с высоким содержанием соли и/или двухвалентных катионов (в частности, морской воде) и

- в некоторых горных породах, таких как карбонаты или глинистые породы, таких как глинистый песчаник (в которых адсорбция является высокой, даже при избегании использования вод с высоким содержанием соли и/или двухвалентных ионов).

Для подавления явления адсорбции поверхностно-активных веществ были предложены различные растворы, которые являются более или менее эффективными и которые, как правило, ограничены конкретными условиями применения.

Так, в частности, было предложено применять защитные средства, которые, как предполагается, обладают большим сродством к горной породе, чем виды поверхностно-активных веществ, используемых для улучшенного извлечения нефти. В данном контексте была раскрыта возможность применения лигносульфонатов или полиэтиленоксидов с низкой молекулярной массой, эффективность которых является переменной, в частности, в зависимости от природы поверхностно-активных веществ, от породы и от условий минерализации.

Одной из целей настоящего изобретения является создание эффективного средства для ограничения или даже для устранения вредных эффектов, обусловленных удержанием анионных поверхностно-активных веществ, в частности, сульфатного и/или сульфонатного типа, в нефтяных коллекторах в ходе этапов улучшенного извлечения нефти, в особенности в нефтеносных породах карбонатного типа или типа глинистых пород.

С этой целью настоящее изобретение предусматривает применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества, выбранного из соединений формулы (I) ниже,

R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H(I),

где R представляет собой углеводородную группу, содержащую от 6 до 40, например от 8 до 20 атомов углерода;

m представляет собой целое число или дробное число в диапазоне от 0 до 20, причем m обозначает число (или, если необходимо, среднее число) звеньев пропиленоксида -CH2-CH(-CH3)O-;

n представляет собой целое число или дробное число, превышающее m и равняющееся от 5 до 40, например от 6 до 30, причем n обозначает число (или, если необходимо, среднее число) звеньев этиленоксида -CH2-CH2-O-,

для подавления явления удержания анионного поверхностно-активного вещества в нефтяном коллекторе.

Исследования, проведенные авторами настоящего изобретения в контексте настоящего изобретения, позволили обнаружить, что вышеуказанные соединения формулы (I) являются водорастворимыми средствами, которые обладают чрезвычайно преимущественным свойством десорбции анионных поверхностно-активных веществ, когда их закачивают в виде водного раствора в породы (нефтяные коллекторы), в которых данные анионные поверхностно-активные вещества были предварительно адсорбированы. В этом смысле соединения формулы (I) могут называть десорбентами для анионных поверхностно-активных веществ.

Соединения формулы (I) позволяют, в частности, осуществлять особенно эффективную десорбцию анионных поверхностно-активных веществ сульфатного и/или сульфонатного типа из нефтеносных пород, в частности смесей первичных поверхностно-активных веществ олефинсульфонатного или алкиларилсульфонатного типа и вторичных поверхностно-активных веществ алкилэфирсульфатного или алкилэфирглицерилсульфонатного типа.

В более общем смысле соединения формулы (I) могут десорбировать большинство анионных поверхностно-активных веществ, применяемых для улучшенного извлечения нефти, в частности, анионные поверхностно-активные вещества карбоксилатного, фосфатного и/или фосфонатного типа.

Для целей настоящего изобретения понятие «анионное поверхностно-активное вещество» охватывает все поверхностно-активные вещества, которые содержат по меньшей мере одну анионную группу, в условиях осуществления добычи. Таким образом, анионные поверхностно-активные вещества включают не только вышеприведенные сульфаты и сульфонаты, но также и другие типы поверхностно-активных веществ, включая поверхностно-активные вещества цвиттер-ионной природы. Соединения формулы (I) в особенности подходят для десорбции чисто анионных поверхностно-активных веществ (а именно поверхностно-активных веществ, не несущих положительные заряды). При этом, в соответствии с конкретным вариантом осуществления, соединения формулы (I) необязательно можно применять для десорбции соединений цвиттер-ионной природы (в отдельности или смешанными с чисто анионными поверхностно-активными веществами).

Соединения формулы (I) могут, кроме того, подавлять эффект удержания анионных поверхностно-активных веществ, в частности, вышеуказанного типа, когда они представлены в комбинации с указанными анионными поверхностно-активными веществами. В этом смысле они также могут быть рассмотрены как средства, препятствующие удержанию анионных поверхностно-активных веществ в нефтеносных породах (нефтяных коллекторах). В данном контексте соединения формулы (I) можно применять, в частности, для предотвращения удержания анионных поверхностно-активных веществ, как в случае, когда они используются в форме извлекающей жидкости, так и в случае, когда они находятся в виде пены (полученной путем закачки анионных поверхностно-активных веществ и соединения формулы (I) в водной среде в нефтеносную породу с последующей закачкой газа, как правило, в соответствии со способом «WAG»). Соединения формулы (I) способны, в частности, улучшать эффективность пены путем предотвращения явления удержания в породе.

Кроме того, когда их вводят в нефтеносные породы (нефтяные коллекторы) до закачки анионных поверхностно-активных веществ, в частности, вышеуказанного типа, соединения формулы (I) позволяют предотвратить эффект удержания анионных поверхностно-активных веществ путем ограничения количества анионных поверхностно-активных веществ, которые абсорбировались на породе. В связи с этим соединения формулы (I) могут быть также описаны в качестве защитных средств.

Неожиданно дополнительно оказывается, что такие различные свойства получают как при низком содержании солей и двухвалентных катионов, так и при высоком содержании таких солей или катионов (в частности, при использовании морской воды в качестве растворителя поверхностно-активных веществ), и это также достигается в породах карбонатного типа или типа глинистого песчаника.

Кроме того, эффекты, наблюдаемые в контексте настоящего изобретения, не связаны с высокими концентрациями соединения формулы (I). Как правило, в контексте настоящего изобретения соединения формулы (I) применяют, отдельно или в виде смеси нескольких неионогенных поверхностно-активных веществ формулы (I), в водных жидкостях, содержащих такие соединения, в концентрации, для которой нет необходимости в превышении 5 г/л и которая может составлять, например, от 0,1 до 4 г/л, предпочтительно от 0,5 до 2 г/л.

Предпочтительно соединения формулы (I) применяют в контексте настоящего изобретения по меньшей мере

- в качестве средств, препятствующих удержанию анионных поверхностно-активных веществ (затем их вводят по меньшей мере частично в комбинации с указанными анионными поверхностно-активными веществами);

и/или

- в качестве защитных средств (затем их вводят по меньшей мере частично перед введением указанных анионных поверхностно-активных веществ).

Согласно возможному варианту соединения формулы (I) применяют в качестве средств, препятствующих удержанию анионных поверхностно-активных веществ, а затем в качестве десорбентов для анионных поверхностно-активных веществ: затем их вводят, в первой части, в комбинации с указанными анионными поверхностно-активными веществами и затем, во второй части, после введения поверхностно-активных веществ, понимая, что вторая часть может включать соединения формулы (I), которые являются идентичными представленным в первой части или отличными от них. Соединения формулы (I), таким образом, могут также обладать как эффектом предотвращения удержания, так и, в случае необходимости, корректирующим эффектом. В контексте данного варианта для улучшения аспекта предотвращения можно также, в случае необходимости, применять соединения формулы (I) в качестве защитных средств, а именно путем их частичной закачки перед закачкой анионных поверхностно-активных веществ.

Помимо вышеуказанных преимуществ соединения формулы (I), которые могут быть полезны в соответствии с настоящим изобретением, могут, по меньшей мере в некоторых случаях, улучшать растворимость анионных поверхностно-активных веществ, в частности, сульфатного или сульфонатного типа, в воде. Соединения формулы (I) позволяют в этом отношении улучшать скорость закачки некоторых анионных поверхностно-активных веществ, в частности, смесей первичных поверхностно-активных веществ олефинсульфонатного или алкиларилсульфонатного типа и вторичных поверхностно-активных веществ алкилэфирсульфатного или сульфонатного типа, когда их добавляют в комбинации с такими поверхностно-активными веществами.

Кроме того, применение соединений формулы (I), которые представляют собой неионогенные поверхностно-активные вещества, по своей природе позволяет улучшить совместимость анионных поверхностно-активных веществ, в частности, сульфонатного типа, с другими соединениями, которые используют в EOR, например полимерами, повышающими вязкость, такими как частично гидролизованные полиакриламиды, что является еще одним преимуществом соединений формулы (I).

Согласно предпочтительному варианту осуществления соединения формулы (I) применяют в комбинации по меньшей мере с одним полимером, повышающим вязкость. Согласно данному варианту осуществления эффект подавления удержания анионного поверхностно-активного вещества или явление десорбции, как правило, оказывается в особенности преимущественным. Как правило, в присутствии дополнительного полимера наблюдается улучшенный эффект или даже в некоторых случаях синергетический эффект (подавляющий эффект в отношении удержания поверхностно-активных веществ в породе, как правило, выше, чем простая сумма эффекта, наблюдаемого в присутствии соединения (I) без полимера, и эффекта, наблюдаемого в присутствии полимера без соединения формулы (I)). Такой синергетический эффект, например, наблюдают, в частности, в отношении поверхностно-активных веществ или составов сульфатного или сульфонатного типа при применении дополнительных полимеров, выбранных из полиакриламидов, которые предпочтительно являются частично гидролизованными.

Соединения формулы (I), в частности, можно применять в комбинации с полимерами, повышающими вязкость, выбранными из

- гидрофильных полимеров, которые включают гомополимеры, сополимеры или терполимеры, например, полимеры типа модифицированных и немодифицированных алкилакрилатов, в некоторых случаях содержащие заместители, такие как группы 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, N,N-диметилакриламида, винилпирролидона, диметиламиноэтилметакрилата, акриловой кислоты, винилацетата, винилсульфоновой кислоты или метакриловой кислоты;

- биополимеров, таких как, например, гуаровая или ксантановая камедь.

В соединениях формулы (I) группа -R представляет собой линейную или разветвленную, замещенную или незамещенную, полностью или частично циклизированную углеводородную группу. Хотя присутствие гетероатомов (N, P или галогенов) не исключено, в абсолютном выражении данная группа R обычно представляет собой группу, которая содержит только атомы водорода и углерода. Группа -R предпочтительно содержит по меньшей мере 6 атомов углерода, более предпочтительно по меньшей мере 10 атомов углерода. Данное число атомов углерода при этом предпочтительно остается меньшим или равным 30, предпочтительно меньшим или равным 20.

Согласно предпочтительному варианту осуществления группа -R представляет собой углеводородную группу вышеуказанного типа, содержащую приблизительно 12 атомов углерода. Данная группа -R является линейной или разветвленной и, как правило, ациклической, хотя в определенных вариантах осуществления она может необязательно быть полностью или частично циклизированной.

Группа -R предпочтительно представляет собой углеводородную группу, содержащую только атомы водорода и углерода, выбранную, например, из алкилов, арилов, арилалкилов и алкиларилов. Она может представлять собой, таким образом, как правило, линейную или разветвленную алкильную или алкенильную группу, которая содержит предпочтительно от 6 до 18 атомов углерода, более предпочтительно от 10 до 16 атомов углерода. В качестве групп R, которые являются особенно подходящими для осуществления настоящего изобретения, можно назвать, в частности, гексильные, гептильные, октильные, нонильные, децильные, ундецильные, додецильные, тридецильные, тетрадецильные и пентадецильные линейные алкильные группы, а также 2-этилгексильные группы.

Согласно наиболее предпочтительному варианту осуществления группа -R представляет собой додецильную группу -(CH2)11-(CH3).

Соединения формулы (I), применяемые в контексте настоящего изобретения, предпочтительно содержат в качестве группы R C10-C18алкильную группу, например, линейную C10-C15алкильную группу.

Кроме того, в соединениях формулы (I) число n этоксилированных звеньев предпочтительно находится в диапазоне от 10 до 24.

Предпочтительные соединения формулы (I), в частности, включают Rhodasurf® LA 12, поставляемый компанией Rhodia. В качестве альтернативы можно применять Rhodasurf® LA 9, также доступный от Rhodia.

Предпочтительно вышеуказанные соединения формулы (I) применяют для подавления явления удержания анионных поверхностно-активных веществ, выбранных из

- анионных средств сульфонатного и/или сульфатного типа;

- смесей анионных поверхностно-активных веществ, содержащих одно или более анионных средств сульфонатного и/или сульфатного типа, причем такие смеси необязательно содержат неионогенные поверхностно-активные вещества.

Согласно более конкретному аспекту объектом настоящего изобретения является способ улучшенного извлечения нефти из подземного образования, который включает вышеуказанное применение соединений формулы (I).

Таким образом, согласно первому предпочтительному варианту осуществления объектом настоящего изобретения, в частности, является способ улучшенного извлечения нефти из подземного образования, при котором

(i) в указанное подземное образование по меньшей мере через одну нагнетательную скважину закачивают жидкость, содержащую по меньшей мере водную среду, анионное поверхностно-активное вещество и необязательно анионное вторичное поверхностно-активное вещество (данная жидкость, как правило, не содержит неионогенное поверхностно-активное вещество); а затем

(ii) через ту же (те же) нагнетательную (нагнетательные) скважину (скважины) следом закачивают жидкость, содержащую соединение формулы (I) вышеуказанного типа; и

(iii) указанную жидкость, перемещающую нефть, уходящую из подземного образования, извлекают с помощью по меньшей мере одного производственного средства.

Согласно предпочтительному варианту данного первого варианта осуществления жидкость, содержащая анионное поверхностно-активное вещество, которое применяют на этапе (i), может преимущественно содержать соединение формулы (I), идентичное таковому, применяемому в жидкости на этапе (ii), или отличное от него. Соединения формулы (I) затем применяют как в качестве средств, препятствующих удержанию, так и в качестве десорбентов.

Согласно другому варианту данного первого варианта осуществления, который можно, в случае необходимости, объединять с таковым из предыдущего абзаца, жидкость, содержащую соединение формулы (I), можно закачивать перед этапом (i), в силу чего соединения формулы (I) применяют как в качестве защитных средств, так и в качестве средств, препятствующих удержанию анионных поверхностно-активных веществ.

Согласно другому предпочтительному варианту осуществления объектом настоящего изобретения является способ улучшенного извлечения нефти из подземного образования, при котором

- в указанное подземное образование по меньшей мере через одну нагнетательную скважину закачивают жидкость, содержащую по меньшей мере водную среду, анионное поверхностно-активное вещество и необязательно анионное вторичное поверхностно-активное вещество (данная жидкость, как правило, не содержит неионогенное поверхностно-активное вещество), а также соединение формулы (I) вышеуказанного типа; а затем

- указанную жидкость, перемещающую нефть, уходящую из подземного образования, извлекают с помощью по меньшей мере одного производственного средства.

Соединение формулы (I) затем применяют в качестве средства, препятствующего удержанию анионного поверхностно-активного вещества. В данном случае также, согласно возможному варианту, жидкость, содержащую анионные поверхностно-активные вещества и средство, препятствующее удержанию, можно необязательно закачивать перед и/или после закачки, в силу чего соединения формулы (I) будут также частично служить, соответственно, в качестве защитных средств и/или десорбентов для анионных поверхностно-активных веществ.

Согласно еще одному предпочтительному варианту осуществления объектом настоящего изобретения является способ улучшенного извлечения нефти из подземного образования, при котором

(i) в указанное подземное образование по меньшей мере через одну нагнетательную скважину закачивают жидкость, содержащую соединение формулы (I) вышеуказанного типа; а затем

(ii) вводят жидкость, содержащую по меньшей мере водную среду, анионное поверхностно-активное вещество и необязательно анионное вторичное поверхностно-активное вещество (данная жидкость, как правило, не содержит неионогенное поверхностно-активное вещество); а затем

(iii) указанную жидкость, перемещающую нефть, уходящую из подземного образования, извлекают с помощью по меньшей мере одного производственного средства.

Соединение формулы (I) затем применяют в качестве защитного средства. Согласно предпочтительному варианту данного варианта осуществления жидкость, применяемая на этапе (ii), может содержать соединение формулы (I), идентичное таковому, применяемому на этапе (i), или отличное от него, в силу чего соединения формулы (I) выполняют роль как защитных средств, так и средств, препятствующих удержанию анионных поверхностно-активных веществ. В качестве альтернативы или в дополнение можно вводить жидкость, содержащую соединение формулы (I), идентичное таковому, применяемому на этапе (i) и, при необходимости, на этапе (ii), или отличное от него, в силу чего соединения формулы (I) также служат в качестве десорбентов для анионных поверхностно-активных веществ.

Различные варианты способов по настоящему изобретению можно преимущественно применять для улучшенного извлечения нефти в подземных образованиях, которые представляют собой окаменелые или неокаменелые карбонатные или глинистые породы (в частности, глинистый песчаник). Как бы то ни было, настоящее изобретение не ограничивается только такими коллекторами.

В примерах ниже проиллюстрированы неограничивающие варианты осуществления настоящего изобретения и преимущества, связанные с соединениями формулы (I).

ПРИМЕР 1

Статическая адсорбция

Данный пример иллюстрирует эффект соединений формулы (I) в отношении адсорбции состава на основе анионного поверхностно-активного вещества (смеси олефинсульфоната натрия и алкилэфирсульфата) в различных типах пород.

Состав на основе анионного поверхностно-активного вещества, применяемый в данном примере, получали в солевом растворе высокой крепости, т. е. содержащем 35000 частей на миллион растворенных солей, в том числе 3000 частей на миллион двухвалентных катионов (кальция и магния).

Адсорбцию измеряли посредством стандартного способа на различных типах измельченной породы (песчаник из Clashach, известняк из Lavoux, доломит), с указанием на удельную площадь поверхности породы, определенную с помощью способа BET с криптоном, путем введения измельченной породы в солевой раствор с концентрацией твердых веществ в виде массового соотношения порода/солевой раствор 20% по весу (2 г породы на 10 г солевого раствора) при концентрации анионного поверхностно-активного вещества в солевом растворе 2 г/л.

Адсорбцию состава сначала измеряли при отсутствии какой-либо добавки (сравнение), а затем при добавлении различных средств в состав.

Полученные результаты представлены в таблице 1 ниже, в которой адсорбция выражена в мг анионных поверхностно-активных веществ на квадратный метр поверхности породы.

Таблица 1
Средство, добавленное в солевой раствор Адсорбция (мг/м²)
Clashach Lavoux Доломит
Отсутствует (контроль) 3,5 6,2 5,3
Rhodasurf® LA12-2 г/л 1,9 3,8 4
Соединение формулы I, в котором m=0, n=21, а R=C10-12алкил 1,1 3,2 3,9

ПРИМЕР 2

Применение соединения формулы (I) для улучшенного извлечения углеводорода

В данном примере Rhodasurf® LA12 применяли в качестве десорбента в эксперименте, воспроизводящем условия улучшенного извлечения нефти (эксперимент по третичному извлечению), с применением такого же солевого раствора, как и в примере 1.

Для этого образец породы (керн песчаника из Clashach) помещали в условия, представленные в коллекторе зрелой нефти (условия, называемые остаточной нефтенасыщенностью), согласно известной методике.

Затем осуществляли улучшенное извлечение (третичное) при следующих условиях:

(i) закачка раствора поверхностно-активного вещества (смесь олефинсульфоната натрия и алкилэфирсульфата - 8 г/л) и полимера (Flopaan 3330S, поставляемого SNF - 2 г/л) при общем объеме закачки данного состава, составляющем 0,5 объема пор (0,5 PV); а затем

(ii) закачка 1,5 PV раствора, содержащего полимер (2 г/л) и 2 г/л Rhodasurf® LA12;

(iii) закачка 2 PV солевого раствора.

Для сравнения тот же самый эксперимент повторяли с той лишь разницей, что раствор на этапе (ii) содержал только полимер (без Rhodasurf® LA12).

Количества нефти, добытой в каждом из двух экспериментов (с использованием Rhodasurf® LA12 и без него), приведены в таблице ниже.

Количество добытой нефти выражено как процентная доля остаточной нефти после вымывания водой (%ROIP).

В таблице 2 ниже также приведена адсорбция поверхностно-активного вещества, определенная по разности между закачанным количеством и количеством, извлеченным на выходе из породы. Она выражена в мг анионных поверхностно-активных веществ на грамм породы.

Таблица 2
Эксперимент Адсорбция (мг/г) %ROIP
без Rhodasurf® LA12 0,51 33%
с Rhodasurf® LA12 0,2 87%

ПРИМЕР 3

Применение соединения формулы (I) для улучшенного извлечения углеводорода

В данном примере Rhodasurf® LA12 применяли в эксперименте, воспроизводящем условия улучшенного извлечения нефти (эксперимент по третичному извлечению), с применением такого же солевого раствора, как и в примере 2.

Для этого, как в предыдущем примере, образец породы (керн) помещали в условия, представленные в коллекторе зрелой нефти (условия, называемые остаточной нефтенасыщенностью), согласно известной методике. В отличие от предыдущего эксперимента нефть, применяемая в данном эксперименте, представляет собой пластовую нефть (смесь углеводородов).

Затем осуществляли улучшенное извлечение (третичное) при следующих условиях:

(i) закачка раствора поверхностно-активного вещества (смесь олефинсульфоната натрия и алкилэфирсульфата - 8 г/л) и полимера (Flopaan 3330S, поставляемого SNF - 2 г/л), а также 0,3 г/л Rhodasurf LA12; общий объем закачки данного состава 0,5 объема пор (0,5 PV); а затем

(ii) закачка 1,5 PV раствора, содержащего полимер (2 г/л) и 2 г/л Rhodasurf LA12;

(iii) закачка 2 PV солевого раствора.

Для сравнения тот же самый эксперимент повторяли с той лишь разницей, что растворы на этапе (i) и на этапе (ii) не содержали какое-либо количество Rhodasurf LA12 (см. пример 2).

Количества нефти, добытой в каждом из двух экспериментов (с использованием Rhodasurf LA12 и без него), приведены в таблице ниже.

Количество добытой нефти выражено как процентная доля остаточной нефти после вымывания водой (%ROIP).

В таблице 3 ниже также приведена адсорбция поверхностно-активного вещества, определенная по разности между закачанным количеством и количеством, извлеченным на выходе из породы. Она выражена в мг анионных поверхностно-активных веществ на грамм породы.

Таблица 3
Эксперимент Адсорбция (мг/г) %ROIP
без Rhodasurf LA12 0,55 20,8%
с Rhodasurf LA12 0,23 53%

ПРИМЕР 4

Применение соединения формулы (I) для улучшенного извлечения углеводорода

В данном примере Rhodasurf® LA12 применяли в качестве десорбента в эксперименте, воспроизводящем условия улучшенного извлечения нефти (эксперимент по третичному извлечению), для карбонатных коллекторов, для которых адсорбция анионных поверхностно-активных веществ является особенно высокой. Известняк из Lavoux применяют в качестве типичной породы. Солевой раствор представляет собой раствор хлорида натрия (72 г/л).

Для этого образец породы (керн) помещали в условия, представленные в коллекторе зрелой нефти (условия, называемые остаточной нефтенасыщенностью), согласно известной методике.

Затем осуществляли улучшенное извлечение (третичное) при следующих условиях:

(i) закачка раствора поверхностно-активного вещества (смесь олефинсульфоната натрия и алкилэфирсульфата - 8 г/л) и полимера (Flopaan 3330S, поставляемого SNF - 2 г/л), а также 1 г/л Rhodasurf LA12; общий объем закачки данного состава 0,8 объема пор (0,5 PV); а затем

(ii) закачка 1,5 PV раствора, содержащего полимер (2 г/л) и 2 г/л Rhodasurf LA12;

(iii) закачка 2 PV солевого раствора.

Для сравнения тот же самый эксперимент повторяли с той лишь разницей, что раствор на этапе (i) не содержал какого-либо количества Rhodasurf LA12.

Количества нефти, добытой в каждом из двух экспериментов (с использованием Rhodasurf LA12 и без него), приведены в таблице ниже.

Количество добытой нефти выражено как процентная доля остаточной нефти после вымывания водой (%ROIP).

В таблице 4 ниже также приведена адсорбция поверхностно-активного вещества, определенная по разности между закачанным количеством и количеством, извлеченным на выходе из породы. Она выражена в мг анионных поверхностно-активных веществ на грамм породы.

Таблица 4
Эксперимент Адсорбция (мг/г) %ROIP
без Rhodasurf LA12 0,57 16%
с Rhodasurf LA12 0,42 38,4%

1. Применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества, выбранного из соединений формулы (I)

R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H(I),

где R представляет собой додецильную группу -(CH2)11-(CH3),

m представляет собой число в диапазоне от 0 до 20;

n представляет собой число, превышающее m и равняющееся от 5 до 40, например от 6 до 30;

для предотвращения явления удержания анионного поверхностно-активного вещества в нефтяном коллекторе, в частности в карбонатном или глинистом коллекторе,

при этом предпочтительно соединение формулы (I) применяется по меньшей мере

- в качестве средства, препятствующего удержанию указанных анионных поверхностно-активных веществ, вводимого по меньшей мере частично в комбинации с указанными анионными поверхностно-активными веществами;

и/или

- в качестве защитного средства, вводимого по меньшей мере частично перед введением указанных анионных поверхностно-активных веществ, и/или

для десорбции анионных поверхностно-активных веществ, предварительно заключенных в коллекторе.

2. Применение по п. 1, при котором неионогенное поверхностно-активное вещество формулы (I) закачивается в виде водного раствора в нефтяной коллектор, в котором такие анионные поверхностно-активные вещества были предварительно адсорбированы.

3. Применение по п. 2, при котором анионные поверхностно-активные вещества представляют собой

- анионные средства сульфонатного и/или сульфатного типа;

- смеси анионных поверхностно-активных веществ, содержащие одно или более анионных средств сульфонатного и/или сульфатного типа, причем такие смеси предпочтительно не содержат неионогенные поверхностно-активные вещества.

4. Применение по п. 2, при котором анионные поверхностно-активные вещества представляют собой поверхностно-активные вещества карбоксилатного, фосфатного и/или фосфонатного типа или поверхностно-активные вещества цвиттер-ионной природы.

5. Применение по п. 1, при котором неионогенное поверхностно-активное вещество формулы (I) вводится в комбинации с указанными анионными поверхностно-активными веществами и применяется в качестве средства, препятствующего удержанию анионных поверхностно-активных веществ, в нефтяном коллекторе.

6. Применение по п. 1, при котором неионогенное поверхностно-активное вещество формулы (I) вводится в коллектор до закачки анионных поверхностно-активных веществ в качестве защитного средства, т. е. для предотвращения эффекта удержания анионного поверхностно-активного вещества путем ограничения количества абсорбировавшихся анионных поверхностно-активных веществ.

7. Применение по любому из пп. 1-6, при котором неионогенное поверхностно-активное вещество формулы (I) или смесь неионогенных поверхностно-активных веществ формулы (I) применяется в водной жидкости при концентрации менее 5 г/л, например, от 0,1 до 4 г/л и предпочтительно от 0,5 до 2 г/л.

8. Применение по любому из пп. 1-6, при котором неионогенное поверхностно-активное вещество формулы (I) применяется в комбинации по меньшей мере с одним полимером, повышающим вязкость, например частично гидролизованным полиакриламидом.

9. Применение по любому из пп. 1-6, при котором число n этоксилированных звеньев в неионогенном поверхностно-активном веществе формулы (I) находится в диапазоне от 10 до 24.

10. Способ улучшенного извлечения нефти из подземного образования, включающий применение по п. 1, содержащий этапы, на которых:

- в указанное подземное образование через по меньшей мере одну нагнетательную скважину закачивают жидкость, содержащую по меньшей мере водную среду, анионное поверхностно-активное вещество и необязательно анионное вторичное поверхностно-активное вещество; а затем

- через ту же (те же) нагнетательную (нагнетательные) скважину (скважины) следом закачивают жидкость, содержащую соединение формулы (I) по п. 1, и

- указанную жидкость, перемещающую нефть, уходящую из подземного образования, извлекают с помощью по меньшей мере одного производственного средства.

11. Способ улучшенного извлечения нефти из подземного образования, включающий применение по п. 1, содержащий этапы, на которых:

- в указанное подземное образование по меньшей мере через одну нагнетательную скважину закачивают жидкость, содержащую по меньшей мере водную среду, анионное поверхностно-активное вещество и необязательно анионное вторичное поверхностно-активное вещество, причем данная жидкость предпочтительно не содержит дополнительных неионогенных поверхностно-активных веществ и при этом содержит соединение формулы (I) по п. 1; а затем

- указанную жидкость, перемещающую нефть, уходящую из подземного образования, извлекают с помощью по меньшей мере одного производственного средства.

12. Способ улучшенного извлечения нефти из подземного образования, включающий применение по п. 1, содержащий этапы, на которых:

- в указанное подземное образование по меньшей мере через одну нагнетательную скважину закачивают жидкость, содержащую соединение формулы (I) по п. 1; а затем

- вводят жидкость, содержащую по меньшей мере водную среду, анионное поверхностно-активное вещество и необязательно анионное вторичное поверхностно-активное вещество (данная жидкость, как правило, не содержит неионогенное поверхностно-активное вещество); а затем

- указанную жидкость, перемещающую нефть, уходящую из подземного образования, извлекают с помощью по меньшей мере одного производственного средства.

13. Способ по любому из пп. 10-12, при котором подземное образование представляет собой карбонатную или глинистую породу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов. Технический результат - повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Группа изобретений относится к области техники, связанной с использованием раствора(ов) на основе полимеров в подземных пластах месторождений, в частности в методах повышения нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к частицам расклинивающего наполнителя для гидравлического разрыва подземного пласта. Способ изготовления частиц расклинивающего наполнителя включает изготовление суспензии керамического сырьевого материала, включающей реагент, содержащий полисахарид, характеризующейся содержанием твердой фазы приблизительно от 25 до 75 вес.%, формирование капель суспензии пропусканием суспензии через сопло при подвергании ее вибрации, при скорости пропускания приблизительно от 0,2 до 3 кг/ч, приведение капель суспензии в контакт с поверхностью жидкости, содержащей коагулянт, извлечение капель из жидкости, высушивание капель с образованием отформованных гранул и спекание гранул в температурном интервале с формированием частиц расклинивающего наполнителя.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт. Причем перед закачкой попутно добываемой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры. Попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.
Наверх