Применение неионных поверхностно-активных веществ, растворимых в диоксиде углерода, для повышения нефтедобычи



Применение неионных поверхностно-активных веществ, растворимых в диоксиде углерода, для повышения нефтедобычи
Применение неионных поверхностно-активных веществ, растворимых в диоксиде углерода, для повышения нефтедобычи

 


Владельцы патента RU 2612756:

ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи (US)

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.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Варианты осуществления настоящего изобретения направлены на повышение нефтедобычи; более конкретно, варианты осуществления направлены на применение неионных поверхностно-активных веществ, растворимых в диоксиде углерода, для повышения нефтедобычи.

Уровень техники

Для повышения добычи углеводородов из подземных формаций, в которых углеводороды не протекают больше под действием естественных сил, применяют разнообразные технологии. Такие технологии, среди прочего, могут включать нагнетание воды и/или последующее заводнение смешиваемым диоксидом углерода. Нагнетание воды может быть полезным для добычи некоторых углеводородов, однако, только примерно треть углеводородов добывается с использованием этой технологии. Как правило, после процедур нагнетания воды, как таковых, следуют процедуры заводнения смешиваемым диоксидом углерода. Заводнение смешиваемым диоксидом углерода может осуществляться с помощью смешиваемого газа для понижения вязкости сырой нефти, присутствующей в подземной формации, для увеличения потока углеводородов в промысловую скважину. Диоксид углерода, который действует в качестве растворителя для понижения вязкости сырой нефти, является одним из наиболее эффективных и наименее дорогостоящих смешиваемых газов. В течение процедуры заводнения смешиваемым диоксидом углерода, диоксид углерода находится в жидкой и/или сверхкритической фазе.

Однако заводнение смешиваемым диоксидом углерода может сопровождаться рядом проблем. Одна из главных встречающихся проблем представляет собой плохое продвижение в подземной формации. Плохое продвижение происходит, когда газ, нагнетаемый в резервуар в течение процесса заводнения смешиваемым диоксидом углерода, протекает по путям наименьшего сопротивления из-за низкой вязкости газа, таким образом, обходя значительные части формации. Когда газ обходит значительные части формации, в контакт с газом вступает меньшее количество сырой нефти, уменьшая вероятность того, что газ уменьшит вязкость сырой нефти. Таким образом, газ, нагнетаемый в течение процесса заводнения смешиваемым диоксидом углерода, как считается, "продвигает" сырую нефть в направлении промысловой скважины посредством понижения вязкости сырой нефти. Однако когда газ не вступает в контакт с большой частью сырой нефти, содержащейся в подземной формации, большая часть сырой нефти в подземной формации остается позади него, вызывая плохое продвижение. В дополнение к этому, из-за низкой плотности газа, нагнетаемый газ может подниматься в верхнюю часть формации и "перескакивать" части формации, приводя к раннему прорыву газа в промысловой скважине, оставляя меньше газа в подземной формации для вступления в контакт с сырой нефтью, опять же, понижая вероятность того, что газ будет понижать вязкость сырой нефти.

Для повышения эффективности процесса заводнения смешиваемым диоксидом углерода предложено, чтобы вспенивающий агент или поверхностно-активное вещество включалось в способ, чтобы помочь генерировать дисперсию в формации. Дисперсия может генерировать видимую вязкость примерно в 100 - примерно в 1000 раз большую, чем для нагнетаемого газа, по этой причине, дисперсия может ингибировать протекание газа в ту часть подземной формации, в которой ранее уже было осуществлено продвижение. Другими словами, дисперсия может служить для блокировки объемов подземной формации, через которые происходит короткое замыкание газа, тем самым понижая его тенденцию к каналированию через имеющие высокую проницаемость разломы, трещины или пласты и направляя его в направлении частей подземной формации не подвергавшихся ранее воздействию продвижения. Дисперсия как таковая может заставить газ продвигать добываемые углеводороды из менее обедненных частей резервуара в направлении промысловой скважины.

Другая проблема, встречающаяся для поверхностно-активных веществ, известных из литературы, представляет собой выбор анионных поверхностно-активных веществ, которые имеют высокое сродство к породам формации в резервуаре, например, к карбонату. Поверхностно-активные вещества с высоким сродством к породам формации, могут адсорбироваться в породах формации, что приводит к потерям поверхностно-активного вещества. Без присутствия поверхностно-активного вещества, имеется меньшая вероятность образования дисперсии в резервуаре, что также приводит к раннему прорыву и плохому продвижению, как обсуждается в настоящем документе.

Сущность изобретения

Варианты осуществления настоящего изобретения включают дисперсию для повышения нефтедобычи и способ использования дисперсии для извлечения сырой нефти из подземной формации при операции повышения нефтедобычи. Дисперсия для повышения нефтедобычи содержит диоксид углерода (CO2) в жидком или сверхкритическом состоянии; разбавитель и неионное поверхностно-активное вещество, получаемое посредством реакции алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода C4 (четыре атома углерода) - C30 (тридцать атомов углерода) разветвленного алкилмоноамина, где неионное поверхностно-активное вещество способствует образованию дисперсии, образованной из диоксида углерода и разбавителя.

Реакция алкоксилирования, используемая для получения неионного поверхностно-активного вещества, имеет первый эпоксид, выбранный из группы, состоящей из пропиленоксида, бутиленоксида, 1-гексеноксида, 2-гексеноксид, 1-октеноксида и изобутиленоксида. Второй эпоксид представляет собой этиленоксид. В одном из вариантов осуществления, первый эпоксид представляет собой пропиленоксид, а второй эпоксид представляет собой этиленоксид. Разветвленный алкилмоноамин может представлять собой PRIMENE™ TOA. Разветвленный алкилмоноамин может представлять собой PRIMENE™ 81-R.

Неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению может иметь пропиленоксид в качестве первого эпоксида, где реакция алкоксилирования может иметь молярное отношение пропиленоксида к разветвленному алкилмоноамину в пределах от 1,5:1,0 моль до 10:1,0 моль. Неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению может иметь этиленоксид в качестве второго эпоксида, где реакция алкоксилирования имеет молярное отношение этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину в пределах от 3,0: 1,0 моль до 40,0: 1,0 моль. Другое молярное отношение включает ситуацию, где реакция алкоксилирования использует молярное отношение этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину 12,0:1,0 моль. Другое молярное отношение включает ситуацию, где реакция алкоксилирования использует молярное отношение этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину 16,0:1,0 моль.

Способ добычи сырой нефти из подземной формации, через которую проходит, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и одна промысловая скважина, может включать образование дисперсии из диоксида углерода и разбавителя в подземной формации с помощью неионного поверхностно-активного вещества, получаемого с помощью реакции алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода C4-C30 разветвленного алкилмоноамина; и извлечение сырой нефти из подземной формации из промысловой скважины. Способ может включать предоставление возможности диоксида углерода в дисперсии для растворения в сырой нефти в подземной формации, для получения пониженной вязкости сырой нефти; и извлечение сырой нефти, имеющей пониженную вязкость, из подземной формации.

Дисперсия может быть получена с помощью ряда различных технологий. Например, неионное поверхностно-активное вещество может нагнетаться вместе с разбавителем в подземную формацию через нагнетательную скважину. Нагнетание неионного поверхностно-активного вещества вместе с разбавителем в подземную формацию может включать нагнетание диоксида углерода в подземную формацию после нагнетания в подземную формацию неионного поверхностно-активного вещества вместе с разбавителем. Можно также нагнетать разбавитель в подземную формацию с последующим нагнетанием в подземную формацию поверхностно-активного вещества, растворенного в диоксиде углерода, с тем, чтобы сформировать дисперсию.

Приведенная выше сущность настоящего изобретения не предназначена для описания каждого описанного варианта осуществления или любого осуществления настоящего изобретения. Описание, которое следует далее, более конкретно иллюстрирует иллюстративные варианты осуществления. В некоторых местах заявки, информация подается с помощью списков примеров, эти примеры можно использовать в различных сочетаниях. В каждом варианте осуществления упомянутый список служит только в качестве репрезентативной группы и не должен интерпретироваться как эксклюзивный список.

Определения

Как используется в настоящем документе обозначения единственного числа, "по меньшей мере, один" и "один или несколько" используются взаимозаменяемо. Термины "содержит" "включает" и варианты этих слов не имеют ограничивающего значения там, где эти термины появляются в описании и формуле изобретения. Таким образом, например, дисперсия, которая содержит неионное поверхностно-активное вещество, может интерпретироваться для обозначения дисперсии, которая содержит "одно или несколько" неионных поверхностно-активных веществ. В дополнение к этому, термин "содержащий", который является синонимом "включающего" или "имеющего", является инклюзивным, открытым и не исключает дополнительные не упоминаемые элементы или стадии способа.

Как используется в настоящем документе, термин "и/или" означает один, несколько элементов или все перечисленные элементы.

Также, в настоящем документе, упоминание численных диапазонов с помощью конечных точек включает все числа, находящиеся в этом диапазоне (например, 1- 5 включает 1, 1,5, 2, 2,75, 3, 3,80, 4, 5, и тому подобное).

Как используется в настоящем документе, термин "разбавитель" может включать, например, воду, соляной раствор, реликтовую воду, поверхностную воду, дистиллированную воду, воду, обогащенную углекислотой, морскую воду и их сочетания. Для краткости, слово "разбавитель" будет использоваться в настоящем документе там, где будет понятно, что один или несколько разбавителей из "воды", "соляного раствора", "реликтовой воды", "поверхностной воды", "дистиллированной воды", "воды, обогащенной углекислотой" и/или "морской воды" могут использоваться взаимозаменяемо.

Как используется в настоящем документе, "поверхностно-активное вещество" относится к химическому соединению, которое понижает поверхностное натяжение между двумя жидкостями.

Как используется в настоящем документе, "дисперсия" относится к системе, в которой частицы любой природы (например, твердые, жидкие или газообразные) диспергированы в сплошной фазе отличной композиции (или в отличном состоянии). Примеры дисперсии могут включать эмульсию и пену.

Как используется в настоящем документе, "эмульсия" относится к смеси двух несмешиваемых жидкостей, где одна жидкость (дисперсная фаза) диспергирована в другой (сплошная фаза).

Как используется в настоящем документе, "пена" относится к дисперсии газа, жидкости или сверхкритической текучей среды (где фаза может изменяться в зависимости от условий в способе) в жидкости.

Как используется в настоящем документе, "неионное поверхностно-активное вещество" относится к поверхностно-активному веществу, где молекулы, образующие поверхностно-активное вещество, являются незаряженными.

Как используется в настоящем документе, "сырая нефть" относится к встречающейся в природе негорючей жидкости, состоящей из сложной смеси углеводородов с различными молекулярными массами и других жидких органических соединений, которые находятся в подземных формациях ниже поверхности Земли.

Как используется в настоящем документе "сверхкритическая фаза" означает плотный газ, который поддерживается выше его критической температуры (температуры, выше которой он не может быть сжижен под действием давления).

Как используется в настоящем документе, "точка помутнения" раствора, который содержит неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению, представляет собой температуру, при которой неионное поверхностно-активное вещество больше не является полностью растворимым, преципитируя как вторая фаза, придающая раствору мутный внешний вид.

Краткое описание фигур

Фиг.1 приводит схему ячейки давление-объем-температура с аккумуляторной системой для измерения значений точки помутнения в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.2 приводит давление точки помутнения для Примеров неионного поверхностно-активного вещества по настоящему изобретению.

Подробное описание

Варианты осуществления настоящего изобретения включают дисперсию для повышения нефтедобычи, где дисперсия содержит диоксид углерода (CO2) в жидком или сверхкритическом состоянии, разбавитель и неионное поверхностно-активное вещество, получаемое с помощью реакции алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода C4-C30 разветвленного алкилмоноамина. Неионное поверхностно-активное вещество способствует образованию дисперсии диоксида углерода, разбавителя и неионного поверхностно-активного вещества. Варианты осуществления настоящего изобретения также включают способ добычи сырой нефти из подземной формации, через которую проходит, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и одна промысловая скважина. Способ включает образование дисперсии из диоксида углерода и разбавителя в подземной формации вместе с неионным поверхностно-активным веществом и извлечение сырой нефти из подземной формации из промысловой скважины.

Диоксид углерода представляет собой плохой растворитель и, как правило, в нем являются растворимыми только дорогостоящие неионные поверхностно-активные вещества, содержащие такие элементы как фтор и/или кремний. В отличие от этих дорогостоящих неионных поверхностно-активных веществ, неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению образуется из первичного алифатического амина, в котором атом азота аминогруппы ковалентно связанным с третичным атомом углерода C4-C30 разветвленного алкилмоноамина. Неионное поверхностно-активное вещество неожиданно является растворимым в диоксиде углерода и является относительно недорогим при получении по сравнению с поверхностно-активными веществами, содержащими такие элементы как фтор и/или кремний.

Как обсуждается в настоящем документе, проблема повышения нефтедобычи заключается в том, что диоксид углерода, нагнетаемый непосредственно в подземную формацию, имеет низкую вязкость, в результате чего он каналируется через зоны с высокой проницаемостью в нефтяном резервуаре и оставляет большую часть нефти позади себя. Таким образом, вместо распространения по подземной формации, диоксид углерода находит самый быстрый путь через формацию. Однако если диоксид углерода заставляют вести себя более вязким образом, его можно заставить распространяться и замедляться, вступая при этом в контакт с большей частью подземной формации. Это привело бы к более обширному контакту диоксида углерода с сырой нефтью в подземной формации. Для решения этой проблемы, неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению помогает получить дисперсию диоксида углерода и разбавителя. Очевидно, что диоксид углерода, используемый в способах повышения нефтедобычи, может находиться в любой одной или нескольких фазах из жидкой фазы, газовой фазы и/или сверхкритической фазы. Как таковая, дисперсия, получаемая с помощью неионного поверхностно-активного вещества, разбавителя и диоксида углерода, может также представляет собой пену и/или эмульсию. Для простоты прочтения, термин "дисперсия" будет использоваться в настоящем изобретении для краткости, но понятно, что в различных точках его использования диоксид углерода может находиться в различных фазах (например, в жидкой, газообразной, сверхкритической), следовательно, конкретная форма дисперсии может представлять собой пену или может представлять собой эмульсию или нечто среднее.

Когда она образуется в подземной формации, дисперсия помогает увеличить время пребывания диоксида углерода и распределить диоксид углерода по подземной формации. Когда он вступает в контакт с сырой нефтью, диоксид углерода может поглощаться в сырой нефти, делая ее менее вязкой, среди других желательных свойств. Структура неионного поверхностно-активного вещества помогает понизить поверхностное натяжение между диоксидом углерода и разбавителем, что помогает при создании дисперсии. Неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению дает гидрофильную часть (например, водорастворимый компонент) и CO2-фильную часть (например, компонент, растворимый в диоксиде углерода).

Неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению получают посредством алкоксилирования первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода C4-C30 разветвленного алкилмоноамина, с помощью первого эпоксида и второго эпоксида, отличного от первого эпоксида. Второй эпоксид, используемый при образовании неионного поверхностно-активного вещества, обеспечивает гидрофильную часть, в то время как разветвленный алкилмоноамин обеспечивает для CO2-фильную часть неионного поверхностно-активного вещества. Первый эпоксид обеспечивает как гидрофильные, так и для CO2-фильные части неионного поверхностно-активного вещества. Для модификации CO2-фильной части могут осуществляться изменения в низкомолекулярном сильно разветвленном гидрофобном соединении и/или первом эпоксиде. Для модификации гидрофильной части можно осуществлять модификацию типа и/или количества либо первого эпоксида, и/либо второго эпоксида, добавляемого в неионное поверхностно-активное вещество.

Чтобы поверхностно-активное вещество было растворимым в диоксиде углерода (например, CO2-фильным), предпочтительно, чтобы алкилмоноамин был разветвленным, при этом быть разветвленным означает присутствие, по меньшей мере, одной ветви (то есть, олигомерного ответвления от главной цепи) в алкильной цепи. Хотя и не имея желания ограничиваться теорией, как предполагается, присутствие разветвления в алкильной цепи понижает взаимодействие молекул неионного поверхностно-активного вещества друг с другом (например, предотвращение их взаимной укладки), давая возможность для лучшего сольватирования поверхностно-активного вещества CO2.

Как обсуждается в настоящем документе, варианты осуществления настоящего изобретения используют разветвленные алкилмоноамины. Конкретные примеры таких разветвленных алкилмоноаминов включают, но, не ограничиваясь этим, третичный бутиламин и "PRIMENE™ AMINES" (The Dow Chemical Company). Эти PRIMENE™ AMINES представляют собой первичные амины с третичными алкилами, в которых атом азота аминогруппы связан с третичным атомом углерода. Эти соединения продаются под торговым обозначением PRIMENE™ TOA (разветвленный C8 третичный алкил - первичный амин), PRIMENE™ JM-T (смесь разветвленных изомеров C16-C22 третичный алкил - первичных аминов), PRIMENE™ MD (метандиамин (1,8-диамино-п-метан) и PRIMENE™ 81-R (смесь разветвленных изомеров C12-C14 третичный алкил - первичных аминов). Выбор количества атомов углерода, используемых в разветвленной структуре, может выбираться на основе конечного использования дисперсии, в частности, температуры и/или давления подземной формации, в которой будут использовать дисперсию.

Для различных вариантов осуществления, получение неионного поверхностно-активного вещества может включать реакцию алкоксилирования. Специалистам в данной области понятно, что алкоксилирование амина может осуществляться с использованием нескольких способов, таких как описаны в патентах США №№ 2871266 и 3117999. В определенных случаях этого варианта осуществления реакция алкоксилирования может состоять из трех стадий. Первая стадия и вторая стадия реакции алкоксилирования включают алкоксилирование первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода разветвленного алкилмоноамина с помощью первого эпоксида, с получением промежуточного соединения. Третья стадия включает алкоксилирование промежуточного соединения с помощью второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, с образованием неионного поверхностно-активного вещества. Так, например, на первой и второй стадиях реакции алкоксилирования первый эпоксид может добавляться к первичному алифатическому амину блочным образом (по сравнению с неупорядоченным образом), с последующим блочным добавлением второго эпоксида. Другими словами, алкоксилирование первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода разветвленного алкилмоноамина, с помощью первого эпоксида образует первую субъединицу гомополимера (например, первый блок), ковалентно присоединенную к первичному алифатическому амину. Затем это промежуточное соединение может алкоксилироваться с помощью второго эпоксида (эпоксида со структурой, отличной от первого эпоксида) с образованием второй субъединицы гомополимера (например, второго блока) на промежуточном соединении, тем самым образуя неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению.

Для различных вариантов осуществления, получение неионного поверхностно-активного вещества может включать реакцию алкоксилирования в три стадии. Для реакции алкоксилирования можно использовать кислотный катализ, катализ KOH, NaOH или аутокатализ. На первой стадии реакции алкоксилирования, разветвленный алкилмоноамин и первый эпоксид вводят в систему реакторов, и они взаимодействуют при инертных условиях (например, в атмосфере азота) и при молярном отношении 1:1. Первичный алифатический амин, ковалентно связанный с третичным атомом углерода разветвленного алкилмоноамина, взаимодействует с одним эквивалентным молем первого эпоксида с образованием промежуточного соединения моноалкоксилата.

На второй стадии, оставшиеся моли первого эпоксида добавляют в реакционную смесь вместе с катализатором. Для реакции алкоксилирования можно использовать кислотный катализ, катализ KOH или катализ NaOH. Промежуточное соединение моноалкоксилата дополнительно алкоксилируют с помощью первого эпоксида при инертных условиях с образованием алкоксилата первичного алифатического амина.

Второй эпоксид добавляют в систему реакторов в течение третьей стадии реакции алкоксилирования, где второй эпоксид, отличный от первого эпоксида, взаимодействует с алкоксилатом первичного алифатического амина в присутствии катализатора и при инертных условиях с образованием неионного поверхностно-активного вещества. Этот же катализатор может присутствовать в каждой из реакций алкоксилирования. Если это желательно, дополнительный катализатор может добавляться в течение реакции алкоксилирования.

При реакции алкоксилирования первый эпоксид может добавляться к первичному алифатическому амину блочным образом (по сравнению с неупорядоченным образом), с последующим блочным добавлением второго эпоксида. Другими словами, алкоксилирование первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода разветвленного алкилмоноамина, с помощью первого эпоксида образует первую субъединицу гомополимера (например, первый блок), ковалентно присоединенную к первичному алифатическому амину. Это промежуточное соединение может затем алкоксилироваться с помощью второго эпоксида (со структурой эпоксид, отличной от первого эпоксида) с образованием второй субъединицы гомополимера (например, второго блока) на промежуточном соединении, с образованием при этом неионного поверхностно-активного вещества по настоящему изобретению.

Времена реакции для каждой стадии реакции алкоксилирования могут зависеть от желаемой степени алкоксилирования, а также от скорости реакции алкоксилирования (которая, в свою очередь, зависит от температуры, давления, количества катализатора и природы реагентов). Примеры соответствующих условий реакций для способов можно найти в патентах США №№ 2871266 и 3117999, оба они включаются в настоящий документ в качестве ссылок во всей их полноте.

Для настоящего изобретения, первый эпоксид может выбираться из группы, состоящей из пропиленоксида, бутиленоксида, 1-гексеноксида, 2-гексеноксида, 1-октеноксида и изобутиленоксида. Второй эпоксид предпочтительно представляет собой этиленоксид. Как описано, второй эпоксид отличается от первого эпоксида при образовании неионного поверхностно-активного вещества по настоящему изобретению.

В дополнительном варианте осуществления, первый эпоксид представляет собой пропиленоксид, а второй эпоксид представляет собой этиленоксид. Для этого варианта осуществления, первая и вторая стадии реакции алкоксилирования добавляют пропиленоксид к первичному алифатическому амину, а третья стадия реакции алкоксилирования добавляет этиленоксид с получением неионного поверхностно-активного вещества. Например, в течение первой и второй стадий, когда первый эпоксид представляет собой пропиленоксид, реакция алкоксилирования может иметь молярное отношение пропиленоксида к разветвленному алкилмоноамину в пределах от 1,5:1,0 моль до 10:1,0 моль. Предпочтительно, в течение первой и второй стадий, когда первый эпоксид представляет собой пропиленоксид, реакция алкоксилирования может иметь молярное отношение пропиленоксида к разветвленному алкилмоноамину в пределах от 3:1,0 моль до 7:1,0 моль. В течение третьей стадии, когда второй эпоксид представляет собой этиленоксид, реакция алкоксилирования может иметь молярное отношение этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину в пределах от 3,0:1,0 моль до 40,0:1,0 моль. Предпочтительно, во время третьей стадии, когда второй эпоксид представляет собой этиленоксид, реакция алкоксилирования может иметь молярное отношение этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину в пределах от 8:1,0 моль до 25:1,0 моль. Конкретные примеры этой третьей стадии реакции алкоксилирования включают использование молярного отношения этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину 12,0:1,0 моль или использование молярного отношения этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину 16,0:1,0 моль.

Для различных вариантов осуществления, неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению может иметь точку помутнения в пределах примерно от температуры подземной формации до температуры примерно на 30°C выше температуры подземной формации, в которой должна использоваться дисперсия. В некоторых вариантах осуществления, выбор неионного поверхностно-активного вещества по настоящему изобретению включает выбор поверхностно-активного вещества с температурой помутнения в пределах температур, которые примерно на 10 - примерно на 20°C выше температуры подземной формации, в которой должна использоваться дисперсия.

Варианты осуществления настоящего изобретения включают способ добычи сырой нефти из подземной формации, через которую проходит, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и одна промысловая скважина. Для различных вариантов осуществления, неионное поверхностно-активное вещество нагнетают в подземную формацию вместе с диоксидом углерода и/или разбавителем через нагнетательную скважину для генерирования дисперсии. Например, неионное поверхностно-активное вещество может нагнетаться в подземную формацию вместе с разбавителем через нагнетательную скважину с последующим нагнетанием диоксида углерода в подземную формацию (то есть, диоксид углерода нагнетают после того как в подземную формацию нагнетают неионное поверхностно-активное вещество вместе с разбавителем) для генерирования дисперсии. Способ называют способом с поочередным введением поверхностно-активного вещества и газа (SAG).

В альтернативном примере, неионное поверхностно-активное вещество может нагнетаться в подземную формацию вместе с диоксидом углерода для генерирования дисперсии, где подземная формация содержит разбавитель. Например, сначала в подземную формацию нагнетают разбавитель, с последующим нагнетанием в подземную формацию поверхностно-активного вещества, растворенного в диоксиде углерода. В дополнение к этому, в некоторых вариантах осуществления, неионное поверхностно-активное вещество может нагнетаться в резервуар вместе, как с разбавителем, так и с диоксидом углерода, с генерированием дисперсии, где неионное поверхностно-активное вещество может вводиться либо в диоксид углерода, и/либо в разбавитель. Дисперсия может также генерироваться до нагнетания в подземную формацию посредством перемешивания разбавителя и неионного поверхностно-активного вещества и нагнетания их в резервуар. Другие способы образования дисперсии в подземной формации описаны в патенте США № 4380266, который включается в настоящий документ в качестве ссылки. Для каждой из технологий, описанных в настоящем документе, можно также включать промежуточное нагнетание (нагнетания) в подземную формацию неионного поверхностно-активного вещества, либо в диоксиде углерода, либо в разбавителе при осуществлении описанной технологии.

Для различных вариантов осуществления, неионное поверхностно-активное вещество, как описано в настоящем документе, может вводиться в количестве, по меньшей мере, 0,01 процента массового, когда оно растворяется непосредственно в фазе диоксида углерода, по отношению к массе диоксида углерода. В дополнительном варианте осуществления, неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению может присутствовать в количестве, по меньшей мере, 0,05 процента массового, когда оно растворяется непосредственно в фазе диоксида углерода, по отношению к массе диоксида углерода. В другом варианте осуществления, неионное поверхностно-активное вещество может присутствовать в количестве, по меньшей мере, 0,5 процента массового, когда оно растворяется непосредственно в фазе разбавителя, по отношению к массе разбавителя. В дополнительном варианте осуществления, неионное поверхностно-активное вещество может присутствовать в количестве, по меньшей мере, 1,0 процента массового, когда оно растворяется непосредственно в фазе разбавителя, по отношению к массе разбавителя. В дополнение к этому, неионное поверхностно-активное вещество может вводиться в дисперсию по настоящему изобретению в пределах от 0,03 до 5,0 процентов массовых по отношению к общей массе композиции, используемой для получения дисперсии. В другом варианте осуществления, неионное поверхностно-активное вещество может вводиться в композицию по настоящему изобретению в пределах от 0,05 до 2,0 процентов массовых по отношению к общей массе композиции, используемой для получения дисперсии. Являются возможными и другие диапазоны.

Для различных вариантов осуществления, диоксид углерода может находиться в жидкой или сверхкритической фазе. Как очевидно специалистам в данной области, диоксид углерода находится в жидкой фазе, когда на него воздействует давление примерно 1000 фунтов на квадратный дюйм (фунт/кв. дюйм) (62 кг/кв. см) и температура ниже 31 градусов Цельсия (°C). В дополнение к этому, диоксид углерода может переходить в сверхкритическую фазу когда, при давлении примерно 1000 фунт/кв. дюйм (62 кг/кв. см), температура поднимается выше 31°C. В вариантах осуществления настоящего изобретения, диоксид углерода, нагнетаемый в подземную формацию, может транспортироваться через трубопровод, где давление составляет примерно 2000 фунт/кв. дюйм (124 кг/кв. см), и температура находится в пределах примерно от 25 примерно до 70°C. Сам по себе диоксид углерода может переходить между сверхкритической фазой и жидкой фазой, однако, для вариантов осуществления настоящего изобретения диоксид углерода описывается как ведущий себя как жидкость.

Диоксид углерода представляет собой неконденсирующийся газ (например, газ который не конденсируется легко посредством охлаждения) в дисперсии. Как очевидно специалистам в данной области, для данной температуры сырой нефти, неконденсирующийся газ может стать смешиваемым с сырой нефтью выше давления, известного как минимальное давление смешивания. С помощью способов повышения добычи, которые используют неконденсирующиеся газы при условиях смешивания, можно заставить сырую нефть течь в направлении промысловой скважины, поскольку неконденсирующийся газ действует в качестве растворителя, таким образом, существенно растворяя сырую нефть или "вызывая набухание" (например, увеличивает объем сырой нефти посредством растворения в сырой нефти) сырой нефти с понижением ее вязкости (например, обеспечивая понижение вязкости сырой нефти). Как используется в настоящем документе, "растворение" в сырой нефти относится к процессу, где диоксид углерода в дисперсии переходит в раствор вместе с сырой нефтью. Поскольку диоксид углерода имеет низкую вязкость по отношению к сырой нефти, вязкость сырой нефти будет понижаться, когда диоксид углерода растворяется в сырой нефти. В дополнение к этому, вязкость является мерой сопротивления текучих сред при протекании. По этой причине, если позволять диоксиду углерода в дисперсии растворяться в сырой нефти в подземной формации для обеспечения понижения вязкости сырой нефти, сырая нефть будет протекать легче, чем, если бы диоксид углерода не был растворен в сырой нефти. Посредством уменьшения вязкости, сырая нефть может протекать в промысловую скважину, связанную с подземной формацией, для добычи сырой нефти. Другими словами, сырая нефть, имеющая пониженную вязкость, может добываться из подземной формации из промысловой скважины.

Хотя варианты осуществления, описанные в настоящем документе, включают диоксид углерода как неконденсирующийся газ в композициях по настоящему изобретению, специалисты в данной области увидят, что и другие неконденсирующиеся газы могут также вводиться вместо диоксида углерода и/или в дополнение к диоксиду углерода. Примеры других возможных неконденсирующихся газов включают, среди прочего, но, не ограничиваясь этим, азот, природный газ, метан, пропан, бутан, этан, этилен, сероводород, карбонил сульфид, воздух, топочный газ горения, смеси метана с этаном, аргон, легкие углеводороды и их смеси.

Способ добычи сырой нефти из подземной формации может также включать нагнетание рабочей жидкости в подземную формацию после нагнетания диоксида углерода и разбавителя с образованием дисперсии в подземной формации. Как используется в настоящем документе, термин "рабочая жидкость" может включать жидкость, газ, дисперсию или их смесь, которую используют при повышения добычи нефти. Примеры рабочей жидкости могут включать, но, не ограничиваясь этим, воду, соляной раствор, водный раствор, содержащий полимер, дисперсию, пену, эмульсию, и их смеси. Дополнительные примеры рабочей жидкости могут включать газ или пары, выбранные из диоксида углерода, H2S, водяного пара, газа, содержащего углеводороды, инертного газа, воздуха, кислорода и их смесей.

В некоторых вариантах осуществления, композиции по настоящему изобретению могут включать другие добавки. Например, композиция может содержать ингибиторы коррозии, антиоксиданты, дополнительные поверхностно-активные вещества, ингибиторы образования накипи, их смеси, а также другие добавки. В некоторых вариантах осуществления, общее количество добавок, добавляемых в композиции по настоящему изобретению, составляет не больше примерно, чем 5 процентов массовых, по отношению к общей массе композиции.

В дополнение к тому, что их используют при повышении нефтедобычи, неионные поверхностно-активные вещества по настоящему изобретению можно также использовать в разнообразных других областях, где было бы желательным использовать диоксид углерода в качестве растворителя в дисперсии, пене или эмульсии. Такие области включают, но, не ограничиваясь этим, применения при химической чистке и промышленный катализ. В применениях при химической чистке неионное поверхностно-активное вещество может помочь в образовании эмульсии воды и сверхкритического диоксида углерода, которое может действовать в качестве чистящего растворителя. В промышленном катализе, дисперсия, эмульсия или пена неионного поверхностно-активного вещества, сверхкритического диоксида углерода и разбавителя может действовать в качестве растворителя для системы катализаторов, которая обычно потребовала бы органического растворителя.

Необходимо понять, что указанное выше описание осуществлено иллюстративным образом, и не является ограничивающим. Хотя в настоящем документе иллюстрируются и описываются конкретные варианты осуществления, специалисты в данной области заметят, что конкретные показанные варианты осуществления могут быть заменены другими системами компонентов. Формула изобретения предназначается для перекрытия всех таких адаптаций или изменений разнообразных вариантов осуществления настоящего изобретения, за исключением степени, ограниченной предыдущим уровнем техники.

Варианты осуществления настоящего изобретения иллюстрируются с помощью следующих далее примеров. Необходимо понять, что конкретные примеры, материалы, количества и процедуры должны интерпретироваться в широком смысле в соответствии с рамками и духом описания, как приведено в настоящем документе.

Примеры

Следующие далее примеры приводятся для иллюстрации, но не для ограничения рамок настоящего изобретения. Если не указано иного, все используемые инструменты и химикалии являются коммерчески доступным.

Материалы

PRIMENE™ TOA (сильно разветвленный C8 третичный алкил - первичный амин, The Dow Chemical Company).

PRIMENE™ 81-R (смесь сильно разветвлённых изомеров C12-C14 третичный алкил - первичных аминов, The Dow Chemical Company).

Пропиленоксид (PO, The Dow Chemical Company).

Гидроксид калия (KOH, Sigma-Aldrich®, St. Louis, MO.).

Этиленоксид (EO, The Dow Chemical Company).

Во всех случаях используется деионизованная (DI) вода от Nanopure™ II (Barnstead, Dubuque, IA) со средней проводимостью 16 Ом.

Диоксид углерода инструментального качества (чистота >99,99% Airgas.).

Синтез неионного поверхностно-активного вещества

Следующая далее процедура иллюстрирует стандартную процедуру синтеза неионных поверхностно-активных веществ по настоящему изобретению с использованием реакции алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода C4-C30 разветвленного алкилмоноамина. Специалист в данной области заметит, что эта иллюстративная процедура и что другие разветвленные алкилмоноамины и/или отличные количества первого эпоксида и второго эпоксида, могут использоваться в процедуре для получения неионного поверхностно-активного вещества по настоящему изобретению.

Синтез Примеров 1-8 неионного поверхностно-активного вещества

Реакции алкоксилирования осуществляют в снабженном кожухом, снабженном мешалкой 9-литровом (л) автоклавном реакторе из нержавеющей стали, снабженном магнитным импеллером. Перед каждым введением исходных материалов, загрузку алкиленоксида для предназначенного для прямого введения (DF) танка размещают в камере для взвешивания. Транспортировку алкиленоксида из DF танка в реактор осуществляют с помощью измерителя потока при температуре реакции 110-130°C. В качестве катализатора используют водный раствор (45% масс) гидроксида калия, и после этого следует стадия дегидратации до тех пор, пока уровень концентрации воды не станет меньше чем 500 миллионных долей (м.д.). Образец удаляют из реактора (приблизительно 200-800 г) после каждого введения исходных материалов. Для тех образцов из реактора, где осуществлялся катализ с помощью KOH, образец нейтрализуют с помощью силиката магния. Условия синтеза являются следующими.

Примеры 1-8

Примеры 1-4 получают посредством постадийного алкоксилирования PRIMENE™ TOA с помощью следующих молярных количеств оксида: 3 моль PO и 8 моль EO (Пример 1), 3 моль PO и 12 моль EO (Пример 2), 3 моль PO и 16 моль EO (Пример 3) и 3 моль PO и 20 моль EO (Пример 4). Примеры 5-8 получают посредством постадийного алкоксилирования PRIMENE™ 81-R с помощью следующих молярных количеств оксида: 5 моль PO и 10 моль EO (Пример 5), 5 моль PO и 14 моль EO (Пример 6), 5 моль PO и 18 моль EO (Пример 7) и 5 моль PO и 22 моль EO (Пример 8).

Получают "аминмонопропоксилат PRIMENE™ TOA" посредством взаимодействия 1 моль PRIMENE™ TOA с 1 моль PO в присутствии добавленной воды, но без добавления катализатора (аминовый автокатализ). Перед реакцией 9-л реактор продувают азотом. В продутый азотом 9-л реактор добавляют PRIMENE™ TOA (1500,5 г) и воды (31,0 г). В реакторе повышают давление, и продувают его азотом семь раз для удаления атмосферного кислорода, затем повышают давление с помощью азота до 110,3 КПа, до 137,9 КПа при температуре окружающей среды (23°C). Содержимое реактора нагревают при перемешивании до 110°C, в реактор добавляют 700 грамм PO в течение приблизительно 6½ часов при 110°C. После завершения введения PO, содержимое реактора перемешивают при температуре реакции в течение дополнительных 2 часов для расходования непрореагировавшего оксида (дигерирование). Через 2 часа аминмонопропоксилат PRIMENE™ TOA охлаждают до 80°C. Собирают аминмонопропоксилат PRIMENE™ TOA (2131 г) из реактора для использования в последующей реакции.

Для последующей реакции, загружают в реактор 1500 г аминмонопропоксилата PRIMENE™ TOA и водный раствор (45% масс) гидроксида калия (22,5 г), и нагревают смесь (110°C) в вакууме и при продувке азотом в течение 3 часов, затем, в течение дополнительных 3 часов, при продувке азотом при атмосферном давлении для дегидратации. Из реактора отбирают образцы (222 г) для анализа по Карлу Фишеру, и измеряют 147 миллионных долей (м.д.) воды. Оставшиеся 1278 г (содержащие катализатор, эквивалентный концентрации 7822 м.д. KOH) используют для последующего пропоксилирования. Повышают давление в реакторе, и продувают его семь раз для удаления атмосферного кислорода, затем давление повышают с помощью азота до 16-20 фунт/кв. дюйм абс (1-1,2 кг/кв. см) при температуре окружающей среды. Нагревают содержимое реактора при перемешивании до 125°C. Добавляют 800 грамм PO в реактор в течение приблизительно 2 часов, что приводит к возникновению в реакторе давления 60 фунт/кв. дюйм абс (3,7 кг/кв. см). После завершения введения PO, содержимое реактора перемешивают при 125°C в течение 9 часов для расходования непрореагировавшего оксида. Содержимое реактора (упоминаемое в настоящем документе как "аминтрипропоксилат PRIMENE™ TOA ") охлаждают для использования в последующей реакциях. Катализатор KOH не нейтрализуют. Получают "аминпентапропоксилат PRIMENE™ 81-R" в соответствии с такой же процедурой, как используют для получения "аминтрипропоксилата PRIMENE™ TOA", за исключением того, что вместо PRIMENE™ TOA используют амин PRIMENE™ 81-R (2010 г) и на первой стадии добавления пропиленоксида не используют воду. На первой стадии используют 655 г PO для синтеза монопропоксилата, затем 1850 г PO для завершения синтеза пентапропоксилата. KOH опять не нейтрализуют.

Пример 1

Нагревают 1748 г аминтрипропоксилат PRIMENE™ TOA (который по-прежнему содержит 8,4 г KOH) до 125°C при перемешивании. Добавляют 2010 грамм EO в реактор в течение 4 часов, что приводит к установлению рабочего давления приблизительно 60 фунт/кв. дюйм абс. (3,7 кг/кв. см). После завершения введения EO, содержимое реактора перемешивают при 125°C в течение 6 ½ часов для расходования непрореагировавшего оксида, затем охлаждают до 30°C. Удаляют часть содержимого реактора (421 г) для нейтрализации с помощью силиката магния. Полученное соединение, Пример 1, таким образом, образуется с помощью одного моля PRIMENE™ TO A, 3 молей PO и 8 молей EO.

Пример 2

Нагревают 3337 грамм оставшегося содержимого реактора из Примера 1 (который по-прежнему содержит 7,5 г KOH) до 125°C при перемешивании. Добавляют 885 грамм EO в реактор в течение 4 часов, что приводит к установлению рабочего давления приблизительно 40 фунт/кв. дюйм абс. (2,5 кг/кв. см). После завершения введения EO, содержимое реактора перемешивают при 125°C в течение 6 часов для расходования непрореагировавшего оксида, затем охлаждают до 70°C. Удаляют часть содержимого реактора (422 г) для нейтрализации с помощью силиката магния. Полученное соединение, Пример 2, таким образом, образуется с помощью одного моля PRIMENE™ TOA, 3 молей PO и 12 молей EO.

Пример 3

Нагревают 3800 грамм оставшегося содержимого реактора из Примера 2 (который по-прежнему содержит 6,7 г KOH) до 125°C при перемешивании. Добавляют 790 грамм EO в реактор в течение 1 часа, что приводит к установлению рабочего давления 50-60 фунт/кв. дюйм абс. (3,1 - 3,7 кг/кв. см). После завершения введения EO, содержимое реактора перемешивают при 125°C в течение 7 часов для расходования непрореагировавшего оксида, затем охлаждают до 30°C. Удаляют часть содержимого реактора (379 г) для нейтрализации с помощью силиката магния. Полученное соединение представляет собой Пример 3 (образуется с помощью одного моля PRIMENE™ TOA, 3 молей PO и 16 молей EO).

Пример 4

Нагревают 4211 грамм оставшегося содержимого реактора из Примера 3 (который по-прежнему содержит 6,2 г KOH) до 125°C при перемешивании. Добавляют 730 грамм EO в реактор в течение 2 часов, что приводит к установлению рабочего давления 50-60 фунт/кв. дюйм абс. (3,1 - 3,7 кг/кв. см). После завершения введения EO, содержимое реактора перемешивают при 125°C в течение 3 ½ часов для расходования непрореагировавшего оксида, затем охлаждают до 70°C. Содержимое реактора нейтрализуют с помощью силиката магния (153 г) и воды (82 г). Воду удаляют с помощью быстрого установления вакуума и продувки азотом. Фильтрование дает 4469 г Примера 4 (образуется с помощью одного моля PRIMENE™ TO A, 3 молей PO и 20 молей EO).

Пример 5

Нагревают 3161 г аминпентапропоксилата PRIMENE™ 81-R (который по-прежнему содержит 9,0 г KOH) до 125°C при перемешивании. Добавляют 2972 грамм EO в реактор в течение 4 часов, что приводит к установлению рабочего давления приблизительно 60 фунт/кв. дюйм абс. (3,7 кг/кв. см). После завершения введения EO, содержимое реактора перемешивают при 125°C в течение 6 ½ часов для расходования непрореагировавшего оксида, затем охлаждают до 30°C. Удаляют часть содержимого реактора (826 г) для нейтрализации с помощью силиката магния. Полученное соединение, Пример 5, таким образом, образуется с помощью одного моля PRIMENE™ 81-R, 5 молей PO и 10 молей EO.

Пример 6

Нагревают 5307 грамм оставшегося содержимого реактора из Примера 5 (который по-прежнему содержит 7,8 г KOH) до 125°C при перемешивании. Добавляют 1015 грамм EO в реактор в течение 4 часов, что приводит к установлению рабочего давления приблизительно 40 фунт/кв. дюйм абс. (2,5 кг/кв. см). После завершения введения EO, содержимое реактора перемешивают при 125°C в течение 6 часов для расходования непрореагировавшего оксида, затем охлаждают до 70°C. Удаляют часть содержимого реактора (969 г) для нейтрализации с помощью силиката магния. Полученное соединение, Пример 6, таким образом, образуется с помощью одного моля PRIMENE™ 81-R, 5 молей PO и 14 молей EO.

Пример 7

Нагревают 5353 грамм оставшегося содержимого реактора из Примера 6 (который по-прежнему содержит 6,6 г KOH) до 125°C при перемешивании. Добавляют 867 грамм EO в реактор в течение 1 часа, что приводит к установлению рабочего давления 50-60 фунт/кв. дюйм абс. (3,1-3,7 кг/кв. см). После завершения введения EO, содержимое реактора перемешивают при 125°C в течение 7 часов для расходования непрореагировавшего оксида, затем охлаждают до 30°C. Удаляют часть содержимого реактора (853 г) для нейтрализации с помощью силиката магния. Полученное соединение представляет собой Пример 7 (образуется с помощью одного моля PRIMENE™ 81-R, 5 молей PO и 18 молей EO).

Пример 8

Нагревают 5367 грамм оставшегося содержимого реактора из Примера 7 (который по-прежнему содержит 5,7 г KOH) до 125°C при перемешивании. Добавляют 750 грамм EO в реактор в течение 2 часов, что приводит к установлению рабочего давления 50-60 фунт/кв. дюйм абс. (3,1-3,7 кг/кв. см). После завершения введения EO, содержимое реактора перемешивают при 125°C в течение 3 ½ часов для расходования непрореагировавшего оксида, затем охлаждают до 70°C. Нейтрализуют содержимое реактора с помощью силиката магния (117 г) и воды (55 г). Воду удаляют с помощью быстрого установления вакуума и продувки азотом. Фильтрование дает 4957 г соединения Примера 8 (PRIMENE™ 81-R, 5 моль PO и 22 моль EO).

Таблица I ниже дает сводку результатов Примеров 1-8.

Таблица I
Сводка результатов Примеров 1-8
Целевое количество молей PO моли PO для загрузки моли EO для загрузки
Пример 1 С8+3РО+8ЕО 3,09 8,05
Пример 2 С8+3РО+12ЕО 3,09 12,05
Пример 3 С8+3РО+16ЕО 3,09 16,01
Пример 4 С8+3РО+20ЕО 3,09 20,00
Пример 5 С12+5РО+10ЕО 5,05 10,05
Пример 6 С12+5РО+14ЕО 5,05 14,01
Пример 7 С12+5РО+18ЕО 5,05 18,01
Пример 8 С12+5РО+22ЕО 5,05 22,02

Измерение точки помутнения Примеров 1-4 в водных растворах

Точка помутнения представляет собой температуру, при которой ранее прозрачный однофазный водный раствор становится мутным из-за отделения второй фазы. Измерения точки помутнения осуществляют в соответствии с ASTM D2024-09. При температуре помутнения мутность образца понижает пропускание света, проходящего через образец к детектору. Измерение пропускания осуществляют с использованием Mettler FP90 Cloud Point System.

Калибровку осуществляют с помощью бензофенона и/или бензойной кислоты. Образцы приготавливают как 10 процентов массовых поверхностно-активного вещества в воде. Cloud Point System постепенно повышает температуру (как правило, 3°C/минут) образца приблизительно от температуры на 15°C ниже ожидаемой точки помутнения до температуры на 10°C выше ожидаемой точки помутнения. Коэффициент F (критерий уменьшения пропускания света) устанавливают при 4%.

Измерение точки помутнения Примеров 1-4 в сверхкритическом диоксиде углерода

Измерение точка помутнения в сверхкритическом диоксиде углерода осуществляют с помощью инструмента Temco Pendant Drop Interfacial Tension IFT-820-P (Temco, Inc. Tulsa OK), который модифицируют таким образом, что ячейка IFT может обеспечивать измерение растворимости неионного поверхностно-активного вещества в сверхкритическом диоксиде углерода (диоксид углерода, поддерживаемый при его критической температуре и критическом давлении или выше) при высоких давлениях (до 5000 фунт/кв. дюйм (310 кг/кв. см)) и температурах (до 176°C). Эта переделанная ячейка упоминается в настоящем документе как ячейка давление-объем-температура (PVT). PVT ячейка состоит из малой емкости высокого давления (объем 42 мл), двух полос нагревателей, изолирующих кожухов и двух окон высокого давления из закаленного боросиликатного стекла, чтобы можно было видеть внутреннее пространство ячеек. Источник рассеянного света помещают в одном окне для освещения внутреннего пространства ячейки, и видео микроскоп Rame-Hart используют на другом окне для получения изображений внутреннего пространства ячеек.

Поскольку PVT ячейка имеет фиксированный объем, в сообщении с системой помещают аккумулятор (объемом 1 литр) для изменения давления внутри PVT ячейки посредством прокачивания текучей среды из аккумулятора в PVT ячейку и наоборот. Аккумулятор произведен OFI Testing Equipment, Inc. (Houston, TX). Одна сторона аккумулятора соединена с PVT ячейкой и конструируется для удерживания жидкого диоксида углерода, другая сторона герметизирована и содержит DI воду. Плавающий поршень разделяет две стороны. Аккумулятор находится внутри печи Blue M, модель # DC-256-B-ST350 (Thermal Product Solution), так что аккумулятор в целом может нагреваться до такой же температуры, как и PVT ячейка. Трубки, проходящие от аккумулятора к PVT ячейке, изолированы для предотвращения потерь тепла. Приводимый в действие воздухом жидкостной насос Haskel MS-71 (Pneumatic и Hydraulic Co., Houston, TX) используют для установления давления на водной стороне аккумулятора, тем самым устанавливая давление внутри PVT ячейки. 6000-фунт/кв. дюйм (370-кг/кв. см) (регулятор обратного давления Tescom (Emerson Process Management) устанавливают на водной линии для регулировки давления на водной стороне аккумулятора, и также для функционирования в качестве устройства безопасности, перепускного клапана для предотвращения возникновения избытка давления в системе. Наконец, к системе трубок PVT/аккумулятор добавлена линия для введения жидкого диоксида углерода, с помощью другого приводимого в действие воздухом жидкостного насоса Haskel MS-71, чтобы помочь поднимать с помощью прокачки давление жидкого диоксида углерода в системе. Пружина внутри этого насоса MS-71 удалена, так что поршень насоса может работать медленнее для предотвращения проскока диоксида углерода в полость насоса. Схема установки PVT с аккумуляторной системой показана на Фигуре 1.

Общий объем PVT ячейки, аккумулятора и всех связанных с ними трубок согласно оценкам составляет приблизительно 1050 миллилитров (мл). Объем ячейки и трубок согласно оценкам составляет примерно 50 мл, в то время как объем аккумулятора, как измерено, составляет 1000 мл. Для измерения точки помутнения, аккумулятор заполняют 500 мл жидкого диоксида углерода. При 20°C плотность жидкого диоксида углерода составляет приблизительно 0,774 г/мл. Таким образом, общая масса диоксида углерода в системе с PVT ячейкой согласно вычислениям составляет примерно до 385 грамм; 29,3 грамм в ячейке и 355,7 грамм в аккумуляторе. По отношению к общей массе диоксида углерода в ячейке, неионное поверхностно-активное вещество по настоящему изобретению добавляют в систему приблизительно при 1000 миллионных долей (м.д.). Добавление необходимого количества неионного поверхностно-активного вещества (приблизительно 0,385 г) осуществляют перед заполнением ячейки и аккумулятора диоксидом углерода. Из 0,385 г, приблизительно 0,029 г добавляют в PVT ячейку и 0,356 г добавляют на стороне диоксида углерода аккумулятора. Если поверхностно-активное вещество является твердым, оно плавится при 50°C, а затем добавляется в систему. Перед добавлением диоксида углерода, аккумулятор полностью закачивают водой для перемещения поршня поверх стороны диоксида углерода до "нуля" объема. Поверхностно-активное вещество добавляют в трубки, поступающие на сторону диоксида углерода. Откачивают 500 мл воды со стороны воды аккумулятора с тем, чтобы дать возможность для поступления 500 мл жидкого диоксида углерода со стороны диоксида углерода и для его смешивания с поверхностно-активным веществом. Насос для введения диоксида углерода Haskel MS-71 используют для повышения давления во всей системе приблизительно до 2300 фунт/кв. дюйм (142 кг/кв. см) перед закрытием линии для введения диоксида углерода. В этот момент системе позволяют уравновеситься в течение нескольких минут, чтобы дать возможность для диффузии поверхностно-активного вещества в фазе диоксида углерода и для проникновения диоксида углерода во все кольцевые прокладки в системе.

Температуры ячейки и печи устанавливают на самой низшей температуре, для начала исследования (обычно, при 40°C), и используют водяной насос Haskel MS-71 для увеличения давления в системе до тех пор, пока внутреннее пространство ячейки является абсолютно прозрачным (обычно примерно до 2500 фунт/кв. дюйм (155 кг/кв. см)). Видеомикроскоп Rame-Hart, установленный перед одним из окон ячейки из боросиликатного стекла, отображает внутреннее пространство ячейки на компьютерном экране. Альтернативно, внутреннее пространство ячейки может быть видно с помощью зеркала через это же окно. Противоположное окно снабжено источником света для освещения внутреннего пространства ячейки для камеры.

Системе позволяют уравновеситься в течение приблизительно 2 часов в этом состоянии для достижения равновесия в установленной температурной точке. После уравновешивания, 6000-фунт/кв. дюйм (370-кг/кв. см) регулятор обратного давления Tescom используют на линии воды для медленного уменьшения давления в системе до тех пор, пока поверхностно-активное вещество не начнет преципитировать из раствора. Регистрируют давление, при котором наблюдают первый признак преципитации - это упоминается как точка помутнения поверхностно-активного вещества при данной температуре. Более низкие давления точки помутнения показывают более высокую растворимость в диоксиде углерода для неионного поверхностно-активного вещества при данной температуре исследования.

Давления точки помутнения

Фигура 2 показывает давления точки помутнения Примеров 1-4 для неионного поверхностно-активного вещества в сверхкритическом диоксиде углерода. Таблица 1 приводит данные, представленные в виде графика на Фиг.2. Как иллюстрируется на Фиг.2, точки помутнения показывают растворимость неионных поверхностно-активных веществ Примеров 1-4 в сверхкритическом диоксиде углерода, где при давлении выше давления точки помутнения для данной температуры, неионное поверхностно-активное вещество растворимо в сверхкритическом диоксиде углерода, при этом при температуре точки помутнения или ниже ее, неионное поверхностно-активное вещество нерастворимо в сверхкритическом диоксиде углерода. Как иллюстрируется, чем ниже давление, тем более растворимо поверхностно-активное вещество в диоксиде углерода. В дополнение к этому, Фиг.2 иллюстрирует, что для данной температуры давление точки помутнения понижается, когда количество EO, присутствующее в неионном поверхностно-активном веществе, повышается.

Таблица 1
Поверхностно-активное вещество Точка помутнения при 40°C (фунт/кв. дюйм) Точка помутнения при 60°C(фунт/кв. дюйм) Точка помутнения при 80°C (фунт/кв. дюйм)
Пример 1 Primene TOA 2650 3650 4580
3 PO 8 EO
Пример 2 Primene TOA3 PO 12 EO 2120 3240 4090
Пример 3 Primene TOA 1980 2860 3745
3 PO 16 EO
Пример 4 Primene TOA Нет 2850 3750
3 PO 20 EO

Таблица 2 приводит данные по растворимости неионных поверхностно-активных веществ Примеров 1-4 в воде и соляном растворе (например, водных растворах) при различных концентрациях соли (где % NaCl представляет собой процент массовый для раствора в целом). Как показывают данные, количество EO, присутствующего на неионном поверхностно-активном веществе по настоящему изобретению, также может оказывать влияние на то, насколько растворимым будет неионное поверхностно-активное вещество в воде и соляном растворе. Когда на неионном поверхностно-активном веществе присутствует достаточное количество EO, неионное поверхностно-активное вещество будет растворимым в воде или в соляном растворе. Когда в воде присутствует соль (соляной раствор), температура точки помутнения понижается (то есть, поверхностно-активное вещество является менее растворимым для данной температуры, когда концентрация соли повышается).

Таблица 2
Неионное поверхностно-активное вещество Общая композиция Конц.
(% масс)
Композиция раствора Точка помутнения, °C
Пример 1 Primene C8-3PO-8EO 1 вода 68,27
Пример 1 Primene C8-3PO-8EO 1 1% масс NaCl 65,03
Пример 1 Primene C8-3PO-8EO 1 5% масс NaCl 55,30
Пример 1 Primene C8-3PO-8EO 1 10% масс NaCl 44,70
Пример 2 Primene C8-3PO-12EO 1 вод 88,17
Пример 2 Primene C8-3PO-12EO 1 1% масс NaCl 83,93
Пример 2 Primene C8-3PO-12EO 1 5% масс NaCl 71,53
Пример 2 Primene C8-3PO-12EO 1 10% масс NaCl 59,07
Пример 3 Primene C8-3PO-16EO 1 вод 99,53
Пример 3 Primene C8-3PO-16EO 1 1% масс NaCl 94,53
Пример 3 Primene C8-3PO-16EO 1 5% масс NaCl 80,60
Пример 3 Primene C8-3PO-16EO 1 10% масс NaCl 66,97
Пример 4 Primene C8-3PO-20EO 1 вод 106,30

Пример 4 Primene C8-3PO-20EO 1 1% масс NaCl 99,43
Пример 4 Primene C8-3PO-20EO 1 5% масс NaCl 84,40
Пример 4 Primene C8-3PO-2QEO 1 10% масс NaCl 70,50

В предшествующем Подробном описании, различные признаки группируются вместе в иллюстративных вариантах осуществления для целей упрощения описания. Этот способ описания не должен интерпретироваться как отражающий стремление к тому, что любой пункте формулы изобретения отражает большее количество признаков, чем в явном виде процитировано в формуле изобретения. Скорее, как отражает формула изобретения, предмет изобретения содержит меньше ее количество признаков, чем все признаки одного описанного варианта осуществления. Таким образом, тем самым, пункты формулы изобретения включаются в Подробное описание, при этом каждый пункт формулы изобретения сам по себе может рассматриваться как отдельный вариант осуществления настоящего изобретения.

1. Дисперсия для повышения нефтедобычи, содержащая:

диоксид углерода в жидком или сверхкритическом состоянии;

разбавитель, выбранный 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 с помощью реакции алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и группы первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода С4-С30 разветвленного алкилмоноамина.

2. Дисперсия для повышения нефтедобычи по п. 1, где первый эпоксид выбирают из группы, состоящей из пропиленоксида, бутиленоксида, 1-гексеноксида, 2-гексеноксида, 1-октеноксида и изобутиленоксида.

3. Дисперсия для повышения нефтедобычи по п. 2, где второй эпоксид представляет собой этиленоксид.

4. Дисперсия для повышения нефтедобычи по п. 1, где первый эпоксид представляет собой пропиленоксид и второй эпоксид представляет собой этиленоксид.

5. Дисперсия для повышения нефтедобычи по п. 1, где разветвленный алкилмоноамин представляет собой PRIMENE™ ТОА.

6. Дисперсия для повышения нефтедобычи по п. 1, где разветвленный алкилмоноамин представляет собой PRIMENE™ 81-R.

7. Дисперсия для повышения нефтедобычи по п. 1, где первый эпоксид представляет собой пропиленоксид, и реакция алкоксилирования имеет молярное отношение пропиленоксида к разветвленному алкилмоноамину в пределах от 1,5:1,0 моль до 10:1,0 моль.

8. Дисперсия для повышения нефтедобычи по любому из предыдущих пунктов, где второй эпоксид представляет собой этиленоксид и реакция алкоксилирования имеет молярное отношение этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину в пределах от 3,0:1,0 моль до 40,0:1,0 моль.

9. Дисперсия для повышения нефтедобычи по п. 8, где реакция алкоксилирования использует молярное отношение этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину 12,0:1,0 моль.

10. Дисперсия для повышения нефтедобычи по п. 8, где реакция алкоксилирования использует молярное отношение этиленоксида к разветвленному алкилмоноамину 16,0:1,0 моль.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

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%.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора, охрана окружающей среды с одновременным уменьшением стоимости бурового раствора.

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.

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.

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.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, содержащего прослой глины с газоносным горизонтом. Способ включает выполнение перфорации в интервале продуктивного пласта скважины, ориентированной в направлении главного максимального напряжения, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в скважину, посадку пакера, проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) закачиванием гидроразрывной жидкости по колонне НКТ с пакером через интервал перфорации в продуктивный пласт с образованием и последующим креплением трещины проппантом, стравливание давления из скважины, распакеровку пакера и его извлечение с колонной НКТ из скважины. Ориентированную перфорацию производят с помощью гидромеханического перфоратора с ориентирующим переводником, процесс ГРП начинают с закачки гидроразрывной жидкости, в качестве которой используют сшитый гель для создания трещины в продуктивном пласте. После чего созданную трещину развивают закачкой линейного геля плотностью 1150 кг/м3 сначала со сверхлегким проппантом фракции 40/80 меш с концентрацией 200 кг/м3, а затем с кварцевым мелкозернистым песком с размером зерен 0,1-0,25 мм концентрацией 600 кг/м3. После чего производят крепление трещины закачкой сшитого геля с проппантом фракцией 20/40 меш или 12/18 меш в зависимости от проницаемости продуктивного пласта порциями со ступенчатым увеличением концентрации проппанта на 100 кг/м3, начиная от 200 кг/м3 до 800 кг/м3, последней порцией закачивают RCP-проппант с концентрацией 900 кг/м3. При этом в продуктивном пласте с проницаемостью от 0,01 до 100 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом фракции 20/40 меш, а в продуктивном пласте с проницаемостью от 100 до 500 мД при креплении трещины закачивают сшитый гель с проппантом 12/18 меш. Технический результат заключается в: повышении надежности создания и развития трещины; повышении эффективности способа; снижении гидравлических сопротивлений в интервале перфорации; повышении качества крепления трещины в призабойной зоне пласта и исключении выноса проппанта в скважину при последующем освоении. 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа. Способ предназначен для бурения горизонтальных стволов скважин большой протяженности в условиях поглощения буровых растворов. Технический результат - уменьшение коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины, поглощения промывочной жидкости и гидравлического прижатия бурильной колонны к стенкам скважины за счет ввода в буровой раствор универсального физико-химического компонента. По способу в буровой раствор, минуя систему очистки, вводят упругий механический наполнитель. Этот наполнитель выполняют в виде резиновой крошки с гидрофильной поверхностью и эффективным диаметром ее частиц, большим 1/3 поперечного размера трещин и пор. Таким образом подготовленный наполнитель – резиновую крошку обрабатывают абсорбирующим маслом. Сверху по маслу резиновую крошку обрабатывают мылом с возможностью образования антифрикционного покрытия, обеспеченного химическими связями с этой крошкой.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано при получении однородной смеси двух несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и вода, применяющихся в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. Описан эмульгатор инвертных эмульсий, содержащий маслорастворимое поверхностно-активное вещество в виде оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6, жирную кислоту в соотношении 2:1 и углеводородный растворитель, при этом эмульгатор содержит в качестве жирной кислоты олеиновую кислоту, а в качестве углеводородного растворителя - бензолсодержащую фракцию, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - углеводородный растворитель. Технический результат – упрощение процесса приготовления эмульгатора, повышение агрегативной устойчивости эмульсий, улучшенная технологичность процесса и сокращение материальных затрат. 3 табл.

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва подземного пласта. Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва, содержащей полиэтиленоксид – ПЭО, в качестве агента снижения трения и неионный полимер - НП, и снижение трения водной текучей среды для гидравлического разрыва, когда указанная среда закачивается в ствол скважины, где НП защищает ПЭО от сдвигового разложения и где указанную среду вводят в ствол скважины при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и массовое соотношение ПЭО и НП составляет от 1:20 до 20:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО из-за турбулентного потока указанной среды. Способ снижения сдвигового разложения ПЭО при введении водной текучей среды, содержащей ПЭО, в ствол скважины, включающий введение указанной среды, дополнительно содержащей НП, и снижение трения указанной среды, где НП препятствует сдвиговому разложению, и воздействие на ПЭО сдвиговым усилием, где НП защищает ПЭО от разрушения, где массовое соотношение ПЕО и НП в указанной среде от 20:1 до 1:20 и количество ПЭО составляет от 20 частей на миллион до 100 частей на миллион. Способ гидравлического разрыва, включающий введение в ствол скважины водной текучей среды для гидравлического разрыва и снижение трения указанной среды, где указанная среда состоит из воды, смеси, включающей ПЭО и НП, расклинивающего наполнителя, агента, препятствующего набуханию, или как расклинивающего наполнителя, так и агента, препятствующего набуханию, где среду вводят в при давлении, достаточном для создания или расширения гидравлического разрыва в подземном пласте, и где массовое соотношение ПЭО и НП составляет от приблизительно 1:5 до приблизительно 5:1, и препятствование сдвиговому разложению ПЭО с помощью НП. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности снижения трения. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил.,3 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств и улучшение структурных показателей бурового раствора. Катионный буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-2,10; структурообразователь - катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; воду остальное. 2 табл.
Наверх