Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины

Авторы патента:


Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины
Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины
Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины
Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины
Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины

 


Владельцы патента RU 2611804:

МУЛЬТИ-ЧЕМ ГРУП, ЛЛС (US)

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче углеводородов. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения в жидкости для гидроразрыва при обработке подземного пласта, содержащий обеспечение по меньшей мере двух ПАВ, взятие пробы воды из обрабатываемого пласта, взятие пробы неочищенной нефти из обрабатываемого пласта, взятие керна из обрабатываемого пласта, выбор проппанта для применения в обрабатываемом пласте, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой воды с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы воды, определение растворимости ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по растворимости каждому ПАВ, определение динамического поверхностного натяжения ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по динамическому поверхностному натяжению каждому ПАВ, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой нефти с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы нефти, определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по поверхностному натяжению на границе раздела фаз каждому ПАВ, определение способности создавать эмульсию растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по способности создавать эмульсию каждому ПАВ, прокачивание раствора каждого из ПАВ через насыщенный пробой неочищенной нефти измельченный указанный керн с получением эффлюента, определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту и присвоение показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ, определение в указанном керне капиллярного давления для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ, определение адсорбции на выбранном проппанте для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по адсорбции на выбранном проппанте каждому ПАВ, суммирование для каждого ПАВ полученных показателей качества по меньшей мере по двум указанным выше характеристикам и выбор ПАВ с наибольшим значением суммы показателей качества. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки пласта. 7 з.п. ф-лы, 7 пр., 5 ил., 2 табл.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится в общем к жидкостям для гидроразрыва, применяемым для осуществления гидроразрыва подземных пластов при добыче углеводородов. В частности, настоящее изобретение относится к способам выбора поверхностно-активных веществ (ПАВ), используемых в жидкостях для гидроразрыва.

Предшествующий уровень техники

Гидроразрыв пласта является методом воздействия на пласт, применяемым для увеличения проницаемости продуктивного пласта и интенсификации поступления углеводородов в ствол скважины. Обычно при осуществлении гидроразрыва пласта используют высокое давление жидкости для разрыва подземного пласта, в результате чего образуются трещины, способствующие увеличению потока углеводородов. Часто для сохранения проницаемости трещин, получаемых в ходе гидроразрыва, используют проплаты.

Жидкости для гидроразрыва чаще всего изготавливаются на водной основе и содержат множество компонентов. Обычно к этим компонентам относятся кислоты, биоциды, разжижители, ингибиторы коррозии, понизители трения, гели, реагенты, предотвращающие выпадение осадка железа, поглотители кислорода, ПАВ и ингибиторы образования отложений.

ПАВ обычно выбирают по одному или двум присущим им свойствам. В частности, при разработке нетрадиционных ресурсов нефти и газа эффективность ПАВ, выбранного для осуществления гидроразрыва, обуславливается рядом факторов, к числу которых относятся характеристики пласта, тип нефти, температура коллектора, и остальными элементами жидкости для гидроразрыва.

Создание способа выбора эффективного поверхностно-активного вещества для применения в жидкости для гидроразрыва является актуальной задачей.

Краткое описание чертежей

Для лучшего понимания сути настоящего изобретения приведено его подробное описание со ссылками на прилагаемые чертежи. Необходимо отметить, что согласно сложившейся в отрасли практике на чертежах различные компоненты приведены не в масштабе. Фактически, для облегчения восприятия изложенного материала размеры различных компонентов могут быть произвольно уменьшены.

На фиг. 1 показан пример модели изменения измеренного поверхностного натяжения во времени в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

На фиг. 2 показаны графики изменения коэффициентов диффузии различных ПАВ в соответствии с примером 2.

На фиг. 3 показаны сравнительные графики изменения скоростей расслаивания неэмульгирующего ПАВ и ПАВ со слабым эмульгирующим действием в соответствии с примером 3.

На фиг. 4 показаны распределения размеров капель неэмульгирующего ПАВ и ПАВ со слабым эмульгирующим действием в соответствии с примером 3.

На фиг. 5 показана таблица с данными об объемах добычи в приведенном для примера месторождении.

Краткое описание изобретения

Описанные здесь способы относятся в общем к нефтегазодобывающей отрасли. В частности, раскрыты способы выбора поверхностно-активных веществ с целью их применения в жидкостях для гидроразрыва.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения подробное описание изобретения.

Настоящее изобретение не ограничивается описанными вариантами его осуществления, версиями или примерами, которые приведены для того, чтобы специалист мог сделать и использовать объект настоящего изобретения, применив приведенные в данном патенте сведения вместе с имеющимися в его распоряжении технологиями и информацией.

Многие из использованных в данном описании терминов объяснены ниже. Если в формуле изобретения использован термин, которому не дано объяснение ниже, его следует понимать в самом широком смысле, который соответствует его определению, данному специалистами соответствующей области техники в печатных источниках и выданных патентах на момент подачи заявки на патент. Кроме того, если прямо не указано иное, все описанные здесь вещества могут быть замещены или не замещены, причем перечень веществ включает и производные этих веществ.

Кроме того, ниже могут быть прямо определены различные диапазоны и/или численные ограничения. Следует понимать, что если прямо не указано иное, подразумевается, что предельные значения могут быть взаимозаменяемыми. Кроме того, любые диапазоны содержат диапазоны последовательных значений аналогичной величины, попадающие в пределы прямо указанных диапазонов или пределов. Например, если в подробном описании указан диапазон от 1 до 5, этот диапазон содержит все диапазоны последовательных значений, в том числе, например 1,3-2,7 или 4,9-4,95.

В настоящем изобретении приведены несколько исследований, которые могут быть выполнены для выбора конкретного ПАВ с целью его применения в жидкости для гидроразрыва. В одном варианте осуществления изобретения использованы все эти исследования. В других вариантах осуществления изобретения могут быть выполнены некоторые исследования. Эти исследования могут быть выполнены в любом порядке, при этом нижеописанный порядок не является обязательным.

Указанные исследования относятся к определению нижеследующих характеристик.

1. Растворимость в воде. ПАВ может быть исследовано на растворимость в воде. Исследование ПАВ на растворимость в воде может способствовать выбору ПАВ в случае способности данного ПАВ перемещаться на переднем краю фронта воды и достигать внутреннего пространства горной породы.

2. Способность создавать эмульсию. Может быть проведена визуальная оценка нефти и воды, содержащих поверхностно-активные вещества, с целью определения размера капель эмульсии и дзета-потенциала для выявления способности ПАВ создавать слабую или неустойчивую эмульсию масло-в-воде.

3. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз между углеводородом и растворами ПАВ.

4. Смачиваемость. Самопроизвольное впитывание поверхностно-активных веществ в горную породу пласта.

5. Нефтеотдача. При исследовании нефтеотдачи измельченные керны пласта или выбуренную породу могут насыщать неочищенной нефтью, взятой из этого же пласта, с последующим прокачиванием раствора ПАВ через керны, помещенные в стеклянную колонну. По собранным эффлюентам могут давать количественную оценку нефтеотдачи по каждому отдельному ПАВ.

6. Адсорбция на проппантах. В процессе гидроразрыва некоторые молекулы ПАВ могут адсорбироваться на поверхности проппанта и не возвращаться в коллектор. Это исследование позволяет дать оценку количества молекул ПАВ, оседающих на проппантах.

Ниже приведено подробное описание каждого из вышеупомянутых исследований.

1. Растворимость в воде

ПАВ, растворимые или диспергируемые в воде, могут с большей эффективностью поступать внутрь пласта. Из-за наличия градиента поверхностного натяжения или эффекта Марангони-Гиббса, вследствие чего ПАВ диффундируют из областей с низким поверхностным натяжением в области с высоким поверхностным натяжением, ПАВ могут оставаться на переднем краю фронта воды и дальше проникать в пласт. В этом исследовании выбранное ПАВ обычно добавляют в пресную или исходную пластовую воду в различных концентрациях. Если ПАВ растворимое или диспергируемое, вода, как правило, остается прозрачной или становится слегка замутненной. Если ПАВ нерастворимое, вода обычно становится мутной или непрозрачной. В некоторых случаях нерастворимое ПАВ может давать осадок. Кроме такой типовой характеристики как число гидрофильно-липофильного баланса ГЛБ (HLB, от англ. hydrophile-lipophile balance), применимой к воде, не содержащей двухвалентных ионов (жесткая вода) и солей (соленая вода) в высоких концентрациях, в которой поверхностно-активные вещества с ГЛБ менее 4 остаются нерастворимыми, для определения степени мутности или непрозрачности растворов может быть использован нефелометр.

2. Способность создавать эмульсию

Сланцевые месторождения часто характеризуются низкой пористостью и сверхнизкой проницаемостью. В некоторых случаях проницаемость может измеряться в диапазонах нанодарси или миллидарси. Таким образом, путь движения молекул нефти от внутренних пространств коллекторов в искусственно созданные трещины, образованные при гидроразрыве, может быть ограничен и/или заблокирован. В некоторых вариантах осуществления изобретения ПАВ может способствовать минимизации повреждения пласта, возникающего под действием больших объемов воды, и увеличению нефтегазоотдачи. Обычно для уменьшения образования эмульсии нефть-вода применяют неэмульгирующее ПАВ. Однако в одном варианте настоящего изобретения для увеличения нефтегазоотдачи пласта могут использовать ПАВ со слабым эмульгирующим действием.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения для количественной оценки скорости расслаивания и распределения размеров капель эмульсии используют исследование на способность создавать эмульсию, проводимое путем контроля состояния эмульсии по динамическому рассеянию света. Поверхностно-активные вещества затем могут отфильтровывать для удаления ПАВ, слишком быстро отделяющихся, характеризующихся размерами капель более 10 мкм и имеющих слишком большой разброс размеров капель, что может привести к уменьшению нефтегазоотдачи.

3. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз

Физическими свойствами ПАВ, характеризующими поверхностное натяжение между воздухом/газом и растворами ПАВ, являются динамическое поверхностное натяжение и статическое поверхностное натяжение. При наличии газообразной/жидкой или твердой/жидкой границы раздела фаз ПАВ перемещаются к ней из глубины раствора. Скорость этого перемещения играет важную роль в процессах образования новых границ раздела фаз.

По результатам измерения динамического поверхностного натяжения можно регистрировать уменьшение поверхностного натяжения во времени. Динамическое поверхностное натяжение может характеризовать такие процессы как пенообразование, образование пузырьков, солюбилизация, а также изменение моющей способности, размеров капель эмульсии и стабильности тонкой пленки. Не ссылаясь на какую-либо теорию, авторы полагают, что с течением времени все большее количество молекул ПАВ перемещается к границе раздела фаз и накапливается на ней. Эти молекулы могут плотно группироваться на границе раздела фаз и, следовательно, снижать поверхностное натяжение на этой границе между двумя несмешиваемыми фазами. На фиг. 1 приведены типичные результаты измерений, выполненные в применением тензиометра Kruss ВР100, действующего по методу максимального давления в пузырьке. Дополнительные измерения, относящиеся к этому эффекту, могут быть направлены на анализ диффузионного движения поверхностно-активных веществ к границе раздела фаз. Могут осуществлять корреляцию измеренного характеристического времени по коэффициенту диффузии ПАВ.

Уменьшение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью или ее конденсатом способствует перемещению капель нефти в пористой структуре. Обычно поверхностное натяжение на границе раздела фаз прямо пропорционально размеру капли эмульсии, т.е. чем ниже поверхностное натяжение на границе раздела фаз, тем меньше размер капли эмульсии. Чтобы капли эмульсии могли перемещаться через микропористые пространства сланцевой породы, их предпочтительный размер должен быть, в основном, менее 10 мкм. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз измеряют при помощи тензиометра Kruss К100 методом отрыва кольца или методом смачивания пластины. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз для подходящего ПАВ должно быть низким, предпочтительно до 20 мН/м.

4. Смачиваемость/капиллярное давление

При гидравлическом разрыве пласта сланцевой породы в него могут нагнетать миллионы галлонов воды. Вследствие сверхнизкой проницаемости и нанометрового диапазона размеров пор сланцевой породы вода, характеризующаяся высоким капиллярным давлением, стремится впитаться в эти поры. Если пластовое давление ниже капиллярного давления затапливающей воды, эта вода может закупорить поры, в результате чего нефть и газ не смогут поступать в скважину после ее ввода в эксплуатацию. При наличии поверхностно-активных веществ высокое капиллярное давление затапливающей воды может быть снижено, в результате чего вода потечет обратно вместе с нефтью и газом, что уменьшит степень повреждения/закупоривания пласта и увеличит нефтегазоотдачу.

5. Нефтеотдача

Керны сланцевой породы, отобранные на глубине свыше нескольких тысяч футов под землей, обычно характеризуются сверхнизкой проницаемостью и содержат капли нефти, заблокированные глубоко внутри пористого пространства пласта. Может быть нецелесообразным прокачивать раствор ПАВ непосредственно через керн сланцевой породы, так как это потребует большого перепада давления. Кроме того, количество нефти, извлекаемой из керна сланцевой породы, столь мало, что результаты не воспроизводимы. Исследование на нефтеотдачу в соответствии с настоящим изобретением позволяет выявлять различия в способности нефтеотдачи при применении различных ПАВ и их смесей.

6. Адсорбция на проппантах

Обычно вместе с поверхностно-активными веществами в пласт нагнетают проплаты, содержащие песок или керамический материал. Некоторые ПАВ могут адсорбироваться на поверхности, в результате чего они не доставляются внутрь пласта. Адсорбировавшиеся ПАВ могут считаться утраченными и не участвующими в процессе добычи нефти и газа Для объяснения таких потерь может быть произведена оценка адсорбции ПАВ на проппантах. Таким образом, потери на адсорбцию на проппантах могут служить критерием при сравнении различных ПАВ.

Примеры

Пример 1 (растворимость в воде)

В стеклянный сосуд наливали 99,9 г исходной воды. В эту воду добавляли 0,1 г ПАВ, изготовленного на основе линейных этоксилированных спиртов. Содержимое бутылки взбалтывали в течение 30 секунд, после чего полученный раствор оставляли выстаиваться на ночь. Для измерения мутности раствора использовали нефелометр. Если значение превышало 20%, предпочтительно 40%, ПАВ признавали растворимым или диспергируемым.

Пример 2 (динамическое поверхностное натяжение)

Приготавливали 100 г раствора ПАВ с концентрацией 1000 м.д. в исходной воде. В измерительный контейнер тензиометра (например, Kruss ВР100), действующего по методу максимального давления в пузырьке, добавляли 70 г раствора ПАВ.

Измеряли и регистрировали поверхностное натяжение как функцию времени от момента образования поверхности до момента измерения.

Характеристическое время τd и равновесное поверхностное натяжение γeq определяли путем аппроксимации данных по кривым в соответствии с формулой

Коэффициент диффузии определяли по размеру молекул а и объемному содержанию φb ПАВ в соответствии с формулой

.

Коэффициенты диффузии различных ПАВ сравнивали при разных эксплуатационных условиях и выбирали более быстрые ПАВ, как показано на фиг. 2.

Пример 3 (способность создавать эмульсию)

В кварцевой трубке соединяли равные объемы раствора ПАВ с концентрацией 1000 м.д. и неочищенной нефти (следует отметить, что также можно использовать конденсат нефти). Содержимое трубки встряхивали при помощи механического аппарата для встряхивания. Также можно использовать высокоскоростной смеситель. Сразу после встряхивания трубку помещали в устройство динамического рассеяния света типа LumiSizer или Turbiscan. Данные собирали в течение двух часов, после чего по наклонам кривых рассчитывали скорости расслаивания или показатели нестабильности эмульсий в соответствии с формулой:

Δ Прямое или обратное рассеяние = f (время).

При сравнении эффективности поверхностно-активных веществ эти значения выбирали в качестве опорных. На фиг. 2 показаны сравнительные графики скоростей расслаивания неэмульгирующего ПАВ (ПАВ 1, изготовленное на основе линейных этоксилированных спиртов) и ПАВ со слабым эмульгирующим действием (ПАВ 2, изготовленное на основе сульфатов линейных этоксилированных спиртов). На фиг.4 показаны кривые распределения размеров капель ПАВ 1 и ПАВ 2.

Пример 4 (нефтеотдача)

Керны сланцевой породы, отобранные на разных глубинах скважин, измельчали до размера 80-100 меш или 149-177 мкм для увеличения площади контактной поверхности сланцевой породы. Измельченный керн насыщали неочищенной нефтью, взятой из добывающей скважины, при пластовой температуре в течение длительного интервала времени. Затем насыщенный керн фильтровали и высушивали в нагревательной печи.

Насыщенный керн помещали в стеклянную колонну и несколько раз прокачивали через эту колонну раствор ПАВ с концентрацией 1000 м.д. при постоянном расходе потока. На выходе колонны собирали эффлюенты и рассчитывали нефтеотдачу при каждой прокачке путем инфракрасной спектроскопии. Как следует из приведенной ниже таблицы , ПАВ 2 имеет лучшую способность нефтеотдачи по сравнению с ПАВ 1.

Пример 5 (капиллярное давление)

Измельченный керн сланцевой породы массой 3 г загружали в порошковую камеру и соединяли с тензодатчиком. Эту порошковую камеру медленно вводили в контакт с раствором ПАВ с концентрацией 1000 м.д. Регистрировали приращение массы как функцию времени. Строили график квадрата приращения массы от времени, как показано на фиг. 3. Для сравнения капиллярных давлений использовали наклоны кривых. Обычно, чем меньше наклон кривой, тем ниже капиллярное давление. Из приведенных графиков следует, что ПАВ 2 характеризуется меньшим капиллярным давлением по сравнению с ПАВ 1.

Пример 6 (адсорбция на проппантах)

В растворы ПАВ массой 100 г с концентрацией 1000 м.д. добавляли проплаты массой 10 г и размером частиц 100 меш. Затем эти растворы встряхивали при помощи механического аппарата для встряхивания, нагревали до пластовой температуры и выдерживали в течение двух часов. Далее, эти растворы фильтровали и удаляли из них проплаты. Остаточное количество ПАВ определяли по поверхностному натяжению путем титрирования или путем спектроскопии в ультрафиолетовой и видимой областях спектра. Предпочтительным методом определения остаточного количества ПАВ является измерение поверхностного натяжения. Поверхностное натяжение напрямую зависит от остаточного количества ПАВ. Более высокое поверхностное натяжение соответствуют меньшему количеству остатка ПАВ. Выбиралось ПАВ с наименьшим поверхностным натяжением и, следовательно, с наибольшим количеством остатка.

Пример 7 (показатель качества)

Вышеуказанные исследования не обязательно должны проводиться в приведенном порядке. На основе результатов каждого из исследований поверхностно-активному веществу может быть присвоен показатель качества по 10-балльной шкале, где значение 10 соответствует наилучшему показателю, а значение 1 - наихудшему. В общем случае рекомендовано для выбора и к применению в промысловых условиях поверхностно-активное вещество, показатель качества которого превышает значение 35. Ниже приведены показатели качества для ПАВ 1 и ПАВ 2.

Пример применения в промысловых условиях

Поверхностно-активное вещество (ПАВ 2), выбранное по результатам вышеприведенной таблицы показателей качества, испытывалось в промысловых условиях в южно-техасском сланцевом месторождении. Предварительные результаты, полученные после первых 45 дней эксплуатации и приведенные на фиг. 5, показали, что выбранное ПАВ позволило увеличить нефтеотдачу на 25% и газоотдачу на 50% по сравнению с аналогичными характеристиками скважин, в которых использовали прежнее ПАВ.

1. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения в жидкости для гидроразрыва при обработке подземного пласта, содержащий:

обеспечение по меньшей мере двух ПАВ;

взятие пробы воды из обрабатываемого пласта;

взятие пробы неочищенной нефти из обрабатываемого пласта;

взятие керна из обрабатываемого пласта;

выбор проппанта для применения в обрабатываемом пласте;

смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой воды с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы воды;

определение растворимости ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по растворимости каждому ПАВ;

определение динамического поверхностного натяжения ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по динамическому поверхностному натяжению каждому ПАВ;

смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой нефти с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы нефти;

определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по поверхностному натяжению на границе раздела фаз каждому ПАВ;

определение способности создавать эмульсию растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по способности создавать эмульсию каждому ПАВ;

прокачивание раствора каждого из ПАВ через насыщенный пробой неочищенной нефти измельченный указанный керн с получением эффлюента;

определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту и присвоение показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ;

определение в указанном керне капиллярного давления для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ;

определение адсорбции на выбранном проппанте для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по адсорбции на выбранном проппанте каждому ПАВ;

суммирование для каждого ПАВ полученных показателей качества по меньшей мере по двум указанным выше характеристикам и выбор ПАВ с наибольшим значением суммы показателей качества.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение растворимости выполняют при помощи нефелометра установлением процентной величины мутности образца смеси ПАВ и указанной пробы воды.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение динамического поверхностного натяжения ПАВ выполняют измерением и регистрацией поверхностного натяжения как функции времени от момента образования поверхности до момента измерения для каждого образца смеси ПАВ и указанной пробы воды, определения характеристического времени и равновесного поверхностного натяжения аппроксимацией данных о поверхностном натяжении и времени от момента образования поверхности и определения коэффициента диффузии по размеру молекул и объемному содержанию каждого ПАВ.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение способности создавать эмульсию выполняют механическим встряхиванием образцов смеси проб неочищенной нефти и ПАВ, определением скорости расслаивания фаз каждого образца.

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что определение скорости расслаивания фаз содержит расчет скорости расслаивания фаз по наклону кривой

Δ Прямое или обратное рассеяние = ƒ (время)

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение нефтеотдачи выполняют при помощи инфракрасной спектроскопии.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение капиллярного давления выполняют с определением приращения массы измельченного указанного керна, созданием графика зависимости квадрата этого приращения массы от времени и определением наклона кривых на этом графике.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение адсорбции на выбранном проппанте выполняют определением поверхностного натяжения при приведении выбранного проппанта в контакт с ПАВ, нагрева до пластовой температуры и выдерживания в течение двух часов с последующим удалением проппанта, где определение поверхностного натяжения содержит измерение количества остатка ПАВ.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора, охрана окружающей среды с одновременным уменьшением стоимости бурового раствора. Полимер-эмульсионный буровой раствор содержит комплексный реагент Unidrill, состоящий из органических кислот, являющихся пластификаторами, гидрофобизаторов и ингибиторов, причем пластификаторы представляют собой соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов, а гидрофобизаторы - соли щавелевой кислоты совместно с оксидами амфотерных металлов и с солями бромоводородной кислоты, а ингибиторы представляют собой микрогели, при следующем соотношении ингредиентов бурового раствора, мас.%: реология - Xhantan Gum 0,2-0,5; фильтрация - Fitter Check 2-2,5; фильтрация - РАС-LV 0,5-1; ингибитор – MgO 0,5-2; карбонат кальция 5-50; комплексный реагент Unidrill 25-30; дисперсная среда – вода остальное; смазывающая добавка СБУ-ДР 5-10 от объема. 1 табл., 1 ил.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и конденсата газового, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений (ГМ) и газоконденсатных месторождений (ГКМ), в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода (общая минерализация 50-200 г/л) и высокое содержание УВК до 50%. Технологическая смесь для удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и газовый конденсат, из газовых и газоконденсатных скважин, содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ Полиэтиленгликоль - 4000, дополнительно содержит НПАВ Синтанол АЛМ-10, а также анионное ПАВ Натрий додецилсульфат, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Полиэтиленгликоль–4000 70-80, Синтанол АЛМ-10 - 5-10, Натрий додецилсульфат 15-25. Технический результат - обеспечение эффективного удаления пластовой жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую воду и УВК, из газовых и газоконденсатных скважин технологией использования целевого ПАВ. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения. Техническим результатом изобретения является нелинейное повышение показателей качества и эффективности строительства скважин гидромеханическим уплотнением ствола до градиента горного давления. Способ обработки ствола скважины включает подачу гидромониторных струй бурового раствора на стенки скважины в процессе бурения, введение в него портландцемента с концентрацией 3÷4% вес. для формирования в приствольной зоне мгновенно твердеющего зацементированного экрана глубиной до 50 мм, повышающего гидромеханическую прочность ствола скважины при действии репрессии в интервале 0,20÷0,23⋅10-1 МПа/м, а при депрессии - в интервале 0,3÷0,5⋅10-1 МПа/м. Гидромеханическую кольматацию ствола скважины проводят одновременно с бурением при скорости истечения бурового раствора из насадки 30÷150 м/с с частотой вращения долота 0,5÷2,5 с-1 и силой динамического удара струи в стенку скважины 0,12÷0,65 тс. Время контакта пятна струи и горной породы составляет 0,01÷0,001 с. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды. Способ включает спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, крепление трещины разрыва закачкой жидкости-носителя с проппантом, покрытым резиновой оболочкой, проведение ГРП, стравливание давления и извлечение колонны труб из скважины. Спуск колонны труб с пакером в скважину производят так, чтобы нижний конец колонны труб находился выше кровли пласта на 1,5 м, определяют общий объем гелированной жидкости по следующей формуле: Vг=k⋅Hп, где Vг - общий объем гелированной жидкости, м3; k=11-12 - коэффициент перевода, м3/м, примем k=11; Hп - высота интервала перфорации пласта, м, производят закачку гелированной жидкости по колонне труб в интервал продуктивного пласта с образованием трещины разрыва, оставшийся объем гелированной жидкости используют в качестве жидкости-носителя в процессе крепления трещины. При этом крепление трещины выполняют в два этапа, причем на первом этапе осуществляют закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 12/18, покрытым резино-полимерной композицией, в количестве 30% от общего количества проппанта, а на втором этапе - закачку жидкости-носителя с проппантом фракции 20/40 в количестве 70% от общего количества проппанта с наполнителем стекловолокном в количестве 1,5% от веса проппанта, закачанного на втором этапе, производят разгерметизацию пакера и извлекают колонну труб с пакером из скважины. Технический результат заключается в повышении надежности реализации способа. 2 ил.

Настоящее изобретение относится к повышению нефтедобычи, когда углеводороды не протекают под действием естественных сил. Дисперсия для повышения нефтедобычи, содержащая диоксид углерода в жидком или сверхкритическом состоянии, разбавитель из группы, состоящей из воды, соляного раствора, реликтовой воды, поверхностной воды, дистиллированной воды, воды, обогащенной углекислотой, морской воды и их сочетаний и неионное поверхностно-активное вещество, получаемое реакцией алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и группы первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода С4-С30 разветвленного алкилмоноамина. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности заводнения. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 3 табл., 2 ил.

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включает разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа); использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству. 8 н. и 65 з.п. ф-лы, 2 ил., 8 табл.,11 пр.

Изобретение относится к способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм. Изобретение также относится к интенсификации подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение перенаправления текучей среды для интенсификации скважины, что позволяет текучей среде избегать областей с более высокой проницаемостью в породе формации и обрабатывать области с более низкой проницаемостью с улучшением, таким образом, результатов интенсификации. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил., 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пласта, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий неионогенное и анионоактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, кубовый остаток ректификации бутиловых спиртов - КОРБС, водорастворимый полимер - полиакриламид и минерализованную воду, содержит в качестве НПАВ - неонол АФ9-8 или АФ9-12, в качестве АПАВ - нефтяные сульфонаты, синтезированные на основе экстрактов селективной очистки масляных погонов N-метилпирролидоном или фенолом, полиакриламид с м.м. 1-16⋅106 г/моль и степенью гидролиза от 20 до 30% и минерализованную воду с минерализацией 0,6 - 142 г/л, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанные нефтяные сульфонаты 0,23-1,49, Неонол АФ 9-8 или АФ 9-12 0,13-2,29, КОРБС 0,25-0,84, указанный полиакриламид 0,015-0,087, указанная вода остальное. Технический результат – повышение эффективности вытеснения остаточной нефти после заводнения. 3 табл., 18 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-водоизоляционным работам в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - обеспечение изоляции воды в коллекторах любой проницаемости, их закрепление в прискважинной зоне пласта, ликвидация заколонных перетоков, ликвидация притока подошвенных вод установкой экрана в плоскости, ремонт эксплуатационных колонн. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное. 7 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов средней плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. В способе изготовления магнийсиликатного проппанта, содержащего 18-30 мас. % MgO, из сырья на основе природного магнийсодержащего компонента и кварцполевошпатного песка, включающем предварительный обжиг природного магнийсодержащего компонента, его помол с кварцполевошпатным песком, грануляцию материала, обжиг сырцовых гранул и их рассев, в качестве природного магнийсодержащего компонента используют серпентинит Баженовского месторождения, содержащий в пересчете на прокаленное вещество, мас. %: SiO2 38-46; MgO 38-46; Fe2O3 6-12; СаО 0,2-2,1; Аl2O3 0,05-1,1; Cr2O3 0,2-0,7; NiO 0,1-0,45; MnO 0,05-0,25; K2O 0,002-0,2; Na2O 0,06-0,5; микропримеси – остальное, предварительный обжиг указанного серпентинита и обжиг сырцовых гранул производят со скоростью подъема температуры более 150°C/ч. Магнийсиликатный проппант характеризуется тем, что он получен указанным выше способом. Технический результат - увеличение коэффициента восстановления проппанта при сохранении его прочностных характеристик 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.
Наверх