Применение и способы повышения устойчивости пены

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, где присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, имеющий формулу I

где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород, метильную группу или гидроксиэтильную группу; R4, R5 и R6 представляют собой по отдельности водород или гидроксигруппу, при условии, что по меньшей мере один из R4, R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу, при этом алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение контроля подвижности. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

Настоящая заявка испрашивает приоритет на основании предварительной заявки на патент США №61/518904, поданной 13 мая 2011 г., включенной в настоящую заявку посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к применению стабилизаторов пены в водных системах и, более конкретно, применению стабилизаторов пены для улучшения контроля подвижности при технологических операциях по добыче нефти.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Трещиноватые коллекторы, содержащие нефть, обычно состоят из двух отдельных элементов: системы трещин и матрицы (например, микропористой матрицы). Система трещин представляет собой систему взаимосвязанных трещин, которые легко могут пропускать жидкости (очень высокая проницаемость), но которые составляют только небольшую долю от общей пористости. Матричная часть состоит из нефтеносной пористой горной породы, которая обычно проявляет гораздо более низкую проницаемость, чем система трещин, но вносит основной вклад в общую пористость коллектора. В трещиноватых коллекторах добыча углеводородов обычно менее эффективна. При первичной добыче давление в природном коллекторе, необходимое для извлечения нефти на месте залегания, быстро уменьшается, при этом ориентировочно более чем 90% от начального содержания нефти все еще остается в пласте, удерживаемое главным образом в матрице (в том числе, например, в микропористой системе). Аналогичным образом, общепринятые способы вторичной добычи не способны вытеснить значительные объемы "оставшейся в пласте" нефти.

Общепринятые методы заводнения демонстрируют относительно низкую эффективность в коллекторах с большим количеством трещин. Заводнение в таких коллекторах характеризуется преждевременным прорывом воды и быстрым увеличением соотношений вода-нефть до нерентабельного уровня. Нагнетаемая вода, как правило, перемещается только через трещины и не взаимодействует с нефтью, удерживаемой в матрице горной породы (например, в микропорах). Нагнетаемая вода не может проникнуть в матрицу и, тем самым, вытеснить и извлечь нефть, захваченную в пористой матрице. Как правило, нагнетаемая вода извлекает только нефть, оставшуюся после первичной добычи в системе трещин. Ограниченное или отсутствующее взаимодействие нагнетаемой воды с нефтью, удерживаемой в матрице, также частично обусловлено тем, что матричная часть не смачивается водой. Указанная матрица не будет самопроизвольно поглощать или впитывать воду. Такое поведение во многом обусловлено склонностью воды к подвижности в зонах высокой проницаемости, а не в зонах низкой проницаемости (которые содержат большую часть захваченной нефти).

Один из подходов к увеличению проникновения водной фазы в матричные зоны, содержащие удерживаемую нефть, состоял в добавлении к воде поверхностно-активного вещества для изменения смачиваемости карбоната от смачиваемого нефтью до смачиваемого водой. Предыдущее исследование и практический опыт продемонстрировали, что добавление в воду должным образом выбранного поверхностно-активного вещества в низкой концентрации позволяет уменьшить поверхностное натяжение на границе раздела фаз, а также создать состояние, при котором происходит смачивание водой, на участке около поверхности трещин. При таком измененном состоянии водная фаза проникает на некоторое расстояние в пористую матрицу и, тем самым, выталкивает определенное количество нефти, которое находилось внутри порового пространства. При таком противоточном процессе вытеснения нефти водой вытесненная из матрицы нефть перемещается в систему трещин. После попадания в систему трещин нефть может легко переместиться в эксплуатационную скважину. В противоточном процессе вытеснения нефти водой, при добавлении гидрофильного поверхностно-активного вещества или без него, величина нефтеотдачи зависит от характеристик капиллярного давления матрицы пористой горной породы. То есть процесс вытеснения нефти водой по существу не зависит от общепринятых методов регулирования технологических операций в условиях промысла, таких как выбор давления и расхода.

Методы применения поверхностно-активных веществ при добыче нефти в карбонатном пласте описаны G. Hirasaki и D.L. Zhang в "Surface Chemistry of Oil Recovery from Fractured, Oil-Wet Carbonate Formations" (2000); Austad и Standes в "Spontaneous Imbibition of Water into Oil-Wet Carbonates", Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 39, pp. 363-376, (2003); W.W. Weiss в "Artificial Intelligence Used to Evaluate 23 Single-Well Surfactant Soak Treatments", SPE Reservoir Evaluation & Engineering, June 2006; патентах США №№2792894; 4364431; 4842065; 5247993; и опубликованной заявке на патент США №2007/0215347 А1.

Другой подход заключается в применении методов нагнетания в пласт газа, таких как нагнетание воздуха, CO2, природного газа или любой их комбинации, что представляет собой форму добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти (EOR). В целом, EOR с применением CO2 представляет собой способ, при котором газ CO2 закачивают/нагнетают в нагнетательную или эксплуатационную скважину в подземный пласт (например, трещиноватый коллектор) и, при определенных физических условиях, смешивают обеспечивающим смешение способом с удерживаемой или оставшейся в пласте нефтью. Это позволяет с большей легкостью вытеснять оставшуюся в пласте нефть в зоны высокой проницаемости и извлекать ее. CO2 при высоком давлении и высокой температуре коллектора смешивается с нефтью с образованием жидкости с низкой вязкостью, которая может быть более подвижной. Кроме того, CO2 обладает способностью проникать в зоны, ранее не захваченные водой, а также высвобождать и уменьшать количество удерживаемой нефти. В процессе WAG (чередующейся закачки в пласт воды и газа) смешанные остаточные нефть и газ могут быть также вытеснены вытесняющей фазой, например водой.

Подобным образом можно использовать нагнетание в пласт азота и топочного газа (неуглеводородных газов). Однако азот имеет низкую вязкость, плохую смешиваемость с нефтью и требует гораздо более высокого давления для развития или улучшения смешиваемости по сравнению с нагнетанием CO2. По существу, нагнетаемые в пласт азот и топочный газ обычно используют в качестве "вытесняющего газа" при нагнетании в пласт смешиваемого с углеводородами газообразного CO2 (т.е. азот или другие недорогие газы используют для обеспечения газонапорного режима пласта, благодаря чему значительная часть объема коллектора заполняется такими газами). Однако, хотя азот можно использовать в качестве вытесняющего газа, понятно, что азот и/или топочный газ можно применять в любом методе нагнетания в пласт газа, описанном в настоящей заявке.

Как показано выше, трещиноватый коллектор является чрезвычайно неоднородным и содержит зоны высокой проницаемости в непосредственной близости от зон низкой проницаемости. Таким образом, методы нагнетания в пласт CO2 и подобных газов - аналогично некоторым методам заводнения - страдают от недостатка, связанного со склонностью нагнетаемого газа вытеснять нефть только из ограниченной области коллектора, т.е. из зон высокой проницаемости. Частично это происходит из-за того, что вязкость CO2 в условиях, существующих в коллекторе, гораздо ниже, чем вязкость большинства видов нефти, что будет ограничивать эффективность вытеснения и, следовательно, эффективность добычи нефти.

Таким образом, подход, направленный на увеличение проникновения газа внутрь матричных блоков, содержащих удерживаемую нефть, состоял в том, чтобы закачивать пену под давлением в нефтеносный пласт. Пена в общем случае образуется при насыщении газом смеси поверхностно-активного вещества и воды. Пены с высокой кажущейся и повышенной вязкостью буду снижать подвижность растворов воды/поверхностно-активного вещества в больших трещинах или зонах высокой проницаемости, эффективно перекрывая их и/или создавая барьер, препятствующий проникновению. При таком измененном состоянии вводимый впоследствии газ (такой как CO2, природный газ) изменяет свое направление и/или способен проникать в пористую матрицу с низкой проницаемостью. Согласно некоторым конкретным вариантам реализации изобретения коллектор не является трещиноватым коллектором, а представляет собой нефтеносный коллектор, содержащий природные зоны высокой проницаемости и природные зоны низкой проницаемости.

Однако проблема, связанная с применением пен при контроле подвижности газа, состоит в коротком времени жизни пен. Например, при применении в промысловых условиях пены рассеиваются относительно быстро, что уменьшает эффективность блокировки высокопроницаемых больших трещин и любого улучшения при извлечении нефти. Было бы желательно иметь способ повышения устойчивости пены в условиях, включающих применение воды, например при нефтепромысле.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Было обнаружено, что применение стабилизаторов пены и/или поверхностно-активных веществ, описанных в настоящей заявке, значительно улучшает эксплуатационные характеристики нефтепромысловых текучих сред для обработки месторождения или эффективность их применения, в частности при контроле подвижности при нагнетании газа в пласт.

Проблема устойчивости пены в некоторых случаях была решена за счет применения как синтетических, так и природных полимеров; но применение таких полимеров имеет некоторые недостатки. Например, вследствие высоких молекулярных масс из указанных полимеров сложно приготовить составы поверхностно-активных веществ. Плохая гидратация и дисперсность полимеров, несовместимость таких полимеров (например, катионных полимеров) с часто используемыми анионными поверхностно-активными веществами, и высокая чувствительность к концентрации в отношении эксплуатационных характеристик при пенообразовании, обуславливает сложность применения указанных полимеров в качестве добавок для усиления пенообразования в водных вспененных растворах. Даже при идеальном приготовлении применение указанных полимеров, тем не менее, ограничено за счет увеличения размеров пены, главным образом, вследствие их низких скоростей диффузии в направлении поверхностей раздела, создающих пену.

В одном аспекте в настоящей заявке описан способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (а) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции под давлением; (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции воздействует на поток газа внутри нефтеносного пласта и/или по меньшей мере частично отклоняет поток газа внутри нефтеносного пласта, и (с) извлечение нефти через ствол скважины в коллектор. Пенообразующая композиция может содержать стабилизатор пены. Стабилизатор пены может представлять собой алкилдиметилбетаин, алкиламидопропилгидроксисульфобетаин или алкилгидроксисульфобетаин или любую их комбинацию, при этом алкильная группа содержит более 10 атомов углерода, или 12 атомов углерода, или 14 атомов углерода или, согласно другому варианту реализации изобретения, 16 атомов углерода. Согласно другим вариантам реализации изобретения, пенообразующая композиция может содержать пенообразующий газ. Согласно другим вариантам реализации изобретения, пенообразующая композиция может содержать воду. Согласно другим вариантам реализации изобретения, пенообразующая композиция может содержать любой один компонент или комбинацию компонентов, выбранных из пенообразующего газа, воды или одного или более поверхностно-активных веществ или дополнительных поверхностно-активных веществ. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, компоненты пенообразующей композиции смешивают перед введением в коллектор или нефтеобразующий пласт. Согласно другим вариантам реализации изобретения, один или более компонентов пенообразующей композиции нагнетают в нефтеносный пласт в разное время (например, один за другим) и, таким образом, они смешиваются в нисходящей скважине.

В другом аспекте в настоящей заявке описаны способы увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающие: (а) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции под давлением; (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции воздействует на поток газа внутри нефтеносного пласта и (с) извлечение нефти через ствол скважины в коллектор, при этом пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, имеющий формулу (I):

где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород, метальную группу или гидроксиэтильную группу; R4, R5 и R6 представляют собой по отдельности водород или гидрокси группу, при условии, что по меньшей мере один из R4, R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу, при этом алкильная группа содержит более примерно 10 атомов углерода. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, алкильная группа содержит более примерно 11, 12 или 13 атомов углерода. Согласно другому варианту реализации изобретения, алкильная группа содержит более примерно 14 или 16 атомов углерода.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, алкиламидогруппа имеет формулу (II):

где R7 представляет собой линейную или разветвленную алкильную группу, содержащую более примерно 10 атомов углерода, при этом n представляет собой целое число от 2 до 5. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, "n" представляет собой целое число 3, и согласно другому варианту реализации изобретения "n" представляет собой целое число 4.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, стабилизатор пены имеет формулу (III):

где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород или метальную группу; при этом алкильная группа содержит более примерно 12 атомов углерода. Газ выбирают из диоксида углерода, воздуха, азота, пара, топочного газа или любой их комбинации. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, введение пенообразующей композиции в нефтеносный пласт означает, что некоторое количество пенообразующей композиции вводят или размещают в одну или более зон высокой проницаемости, расположенных внутри нефтеносного пласта. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, стадия введения газа в нефтеносный пласт включает отведение или перемещение газа в одну или более зон низкой проницаемости, расположенных внутри нефтеносного пласта, так как пенообразующая композиция, размещенная (или введенная) в одной или более зон высокой проницаемости, препятствует попаданию газа в такую зону. Это, в свою очередь, может заставить газ перемещаться в одну или более зон низкой проницаемости.

В еще одном аспекте в настоящей заявке описаны способы повышения устойчивости пены в водной пенообразующей композиции, включающие стадию добавления к такой пенообразующей композиции стабилизатора пены формулы (I):

где R1 представляет собой алкиламидогруппу или разветвленную или линейную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород или метальную группу; R4, R5 и R6 представляют собой по отдельности водород или гидрокси группу, при условии, что по меньшей мере один из R4, R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу; при этом алкильная группа содержит более примерно 10 атомов углерода. Алкиламидогруппа может иметь формулу (II) (см. выше), где R7 представляет собой линейную или разветвленную алкильную группу, содержащую более примерно 10 атомов углерода, при этом "n" представляет собой целое число от 2 до 5.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, стабилизатор пены имеет формулу (III):

где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород или метальную группу; при этом алкильная группа содержит более примерно 12 атомов углерода.

В еще одном аспекте, в настоящей заявке описаны способы повышения устойчивости пены в водных пенообразующих композициях, включающие стадию добавления к пенообразующей композиции стабилизатора пены, выбранного из алкилдиметилбетаина, алкиламидопропилгидроксисульфобетаина, алкилгидроксисульфобетаина или любой их комбинации, при этом алкильная группа содержит более 10 атомов углерода. Водная пенообразующая композиция может быть частью текучей среды для обработки нефтяного месторождения.

В настоящей заявке описаны стабилизаторы пены или поверхностно-активные вещества, которые, как было обнаружено, увеличивают пену, степень расширения пены и устойчивость пены, в пределах более широкого диапазона концентраций, а также придают водным составам другие полезные свойства. Благодаря гораздо более низким молекулярным массам по сравнению с традиционно-используемыми полимерами, поверхностно-активные вещества, описанные в настоящей заявке, легко внедряются в пенообразующие растворы. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, некоторые амфотерные/цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества совместимы с (пенообразующими) анионными поверхностно-активными веществами, применяемыми в большинстве составов, используемых для получения пен.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для целей настоящего изобретения термин "алкил" означает одновалентный насыщенный углеводородный радикал с прямой или разветвленной цепью, обычно одновалентный насыщенный (C1-C20) углеводородный радикал, такой как, например, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, втор-бутил, трет-бутил, пентил или н-гексил, который может необязательно содержать заместители при одном или более углеродных атомов радикала. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, один или более углеродных атомов алкильного радикала содержат гидрокси, алкокси, амино, гало, карбокси или фосфоно группы, такие как, например, гидроксиметил, гидроксиэтил, метоксиметил, этоксиметил, изопропоксиэтил, аминометил, хлорметил или трихлорметил, карбоксиэтил или фосфонометил. Термин "алкил" может также обозначать ненасыщенный углеводородный радикал с прямой цепью, разветвленной цепью или циклический углеводородный радикал, содержащий один или более двойных связей углерод-углерод, такой как, например, этенил, 1-пропенил или 2-пропенил, который может необязательно содержать заместители при одном или более углеродных атомов радикала.

Для целей настоящего изобретения термин "алкоксил" означает оксирадикал, содержащий алкильную группу, такую как, например, метоксил, этоксил, пропоксил, изопропоксил или бутоксил, которая необязательно может дополнительно содержать заместители при одном или более углеродных атомов радикала.

Для целей настоящего изобретения термин "циклоалкил" означает насыщенный циклический углеводородный радикал, обычно (C1-C18) насыщенный циклический углеводородный радикал, такой как, например, циклогексил или циклооктил, который может необязательно содержать заместители при одном или более углеродных атомов радикала.

Для целей настоящего изобретения термин "арил" обозначает одновалентный ненасыщенный углеводородный радикал, содержащий одно или более шестичленных углеродных колец, в которых ненасыщенность можно изобразить с помощью трех сопряженных двойных связей, такой как, например, фенил, нафтил, антрил, фенантрил или бифенил, которые могут необязательно содержать заместители при одном или более углеродов кольца. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, один или более углеродных атомов арильного радикала содержит гидрокси, алкил, гало, галоалкил или аминогруппы, такие как, например, метилфенил, диметилфенил, гидроксифенил, хлорфенил, трихлорметилфенил или аминофенил.

Для целей настоящего изобретения термин "аралкил" означает алкильнную группу, содержащую одну или более арильных групп, таких как, например, фенилметил, фенилэтил или трифенилметил, которые могут дополнительно содержать заместитель при одном или более углеродных атомов радикала.

Для целей настоящего изобретения термин "алкарил" означает арильную группу, содержащую одну или более алкильных групп, таких как, например, метилфенил, диметилфенил или триметилфенил, которые могут дополнительно содержать заместитель при одном или более углеродных атомов радикала.

Для целей настоящего изобретения указание, что радикал может "необязательно содержать заместители" или быть "необязательно дополнительно замещенным" в целом означает, если нет дополнительного ограничения, явного или вытекающего из контекста такого упоминания, что указанный радикал может содержать в качестве заместителей одну или более неорганических или органических групп, таких как, например, алкильная, арильная, аралкильная, алкарильная группы, гетероатомом или гетероциклические группы или одну или более функциональных групп, которые способны образовывать координационные связи с ионами металлов, таких как гидроксильная, карбонильная, карбоксильная, амино, имино, амидогруппы, фосфоновая кислота, сульфокислота или арсенат или их неорганические и органические эфиры, такие как, например, сульфат или фосфат, или их соли.

Для целей настоящего изобретения терминология "(Cx-Cy)" в отношении органической группы, в которой x и y каждый представляют собой целые числа, указывает, что группа может содержать от x атомов углерода до y атомов углерода на группу.

Для целей настоящего изобретения термин "контроль подвижности" следует понимать в его самом широком смысле, при этом подразумевают, что указанный термин включает процесс, при котором эффективность вытеснения нефти из коллектора или нефтеносного пласта повышается.

В одном аспекте в настоящей заявке описаны способы повышения устойчивости пены в водной пенообразующей композиции, включающие стадию добавления к указанной композиции стабилизатора пены. В одном аспекте в настоящей заявке описаны способы увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающие введение пенообразующей композиции в нефтеносный пласт; введение в нефтеносный пласт газа под давлением; и извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, при этом пенообразующая композиция, введенная в нефтеносный пласт, воздействует на поток газа или отводит его в зоны низкой проницаемости нефтеносного пласта. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, пенообразующие композиции, описанные в настоящей заявке, используют при контроле подвижности.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, пенообразующая композиция содержит воду и стабилизатор пены, описанный в настоящей заявке. Согласно другому варианту реализации изобретения, пенообразующая композиция содержит воду и пенообразующий газ. Пенообразующий газ может представлять собой любой газ, который придает пенообразующей композиции пенообразующие свойства, например, азот, воздух, диоксид углерода, пар, природный газ или любая их комбинация. Понятно, что пенообразующая композиция может содержать другие компоненты, в том числе, например, одно или более поверхностно-активных веществ. Поверхностно-активные вещества обычно представляют собой одно или более неионных поверхностно-активных веществ, одно или более катионных поверхностно-активных веществ, одно или более амфотерных поверхностно-активных веществ, одно или более цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, одно или более анионных поверхностно-активных веществ или любую их комбинацию.

Также понятно, что пенообразующая композиция может содержать по меньшей мере один дополнительный компонент. Например, дополнительный компонент может дополнять или улучшать свойства пенообразующей композиции. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, дополнительный компонент представляет собой пеноусиливающий агент или пеноусиливающий полимер.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, дополнительные компоненты включают один или более синтетических полимеров, природных полимеров или их производных. Согласно одному из других вариантов реализации изобретения, полимер представляет собой по меньшей мере один катионный полимер катионно-модифицированных полисахаридов, полисахаридов, способных образовывать катионы, и поливиниламинов и их сополимеров, например, сополимеров виниламина/винилового спирта и сополимеров виниламина/акриламида. Среднемассовая молекулярная масса катионных полимеров составляет от 35000 до 10000000, более типично от примерно 200000 до примерно 3000000 грамм/моль.

Подходящие катионные полимеры включают, но не ограничиваются ими, синтетические полимеры, содержащие мономерные звенья, полученные из одного или более мономеров и природных полимеров, замещенных амином и/или четверичным аммонием, которые были дериватизированы для получения производных, включающих боковые группы, содержащие амин и/или четверичный аммоний. Такие подходящие катионные полимеры включают, например: сополимеры солей 1-винил-2-пирролидина и 1-винил-3-метил-имидазолия (такие как поликватерниум-16), сополимеры 1-винил-2-пирролидина и диметиламиноэтилметакрилата (такие как поликватерниум-11), катионные диаллильные полимеры, содержащие четверичный аммоний, в том числе, например, гомополимеры диметилдиаллиаммония хлорида и сополимеры акриламида и диметилдиаллиламмония хлорида (такие как поликватерниум 6 и поликватерниум 7), катионные полиакриламиды, катионные полисахаридные полимеры, такие как, например, катионные производные целлюлозы, катионные производные крахмала и катионные производные гуаровой камеди, такие как соли гидроксиэтилцеллюлозы, взаимодействующие с эпоксидом, содержащим в качестве заместителя триметиламмоний (такие как поликватерниум 10), полимерные четверичные аммонийные соли гидроксиэтилцеллюлозы, взаимодействующие с эпоксидом, содержащим в качестве заместителя лаурилдиметиламмоний (такие как поликватерниум 24) и гуаргидроксипропилтримония хлорид, и катионные производные белка, такие как кокодимониумгидроксипропил-гидролизованный белок пшеницы.

Подходящие катионные полимеры на основе гуара включают, но не ограничиваются ими, катионный гидроксипропилгуар, гидроксиалкилгуар, в том числе гидроксиэтилгуар (НЕ гуар), гидроксипропилгуар (HP гуар), гидроксибутилгуар (НВ гуар) и более высокомолекулярные гидроксиалкилгуары, карбоксиалкилгуары, в том числе карбоксиметилгуар (СМ гуар), карбоксилпропилгуар (CP гуар), карбоксибутилгуар (СВ гуар), и более высокомолекулярные алкилкарбоксигуары, гуаргидроксипропилтримония хлорид или гидроксипропилгуар гидроксипропилтримония хлорид.

Согласно одному из конкретных вариантов реализации изобретения, пенообразующая композиция состоит из стабилизатора пены, воды и по меньшей мере одного анионного поверхностно-активного вещества, применяемого в качестве пенообразующего агента. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, анионное поверхностно-активное вещество представляет собой алкилолефинсульфонат. Согласно другому конкретному варианту реализации изобретения, пенообразующая композиция состоит из стабилизатора пены, воды, по меньшей мере одного анионного поверхностно-активного вещества, применяемого в качестве пенообразующего агента, и по меньшей мере одного катионного полимера, применяемого в качестве пеноусиливающего агента.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, пенообразующая композиция может представлять собой любую промышленную или коммерчески используемую пену или ее часть, в том числе, но не ограничиваясь ими, пены для тушения пожаров, пенные очистители, промышленные пены, пены, используемые в сельском хозяйстве, пены, используемые в бытовых продуктах и продуктах личной гигиены.

В другом аспекте в настоящей заявке описаны способы увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта путем применения стабилизатора пены. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, стабилизатор пены, описанный в настоящей заявке, позволяет увеличить устойчивость пены текучей среды для обработки нефтяных скважин. Согласно другому варианту реализации изобретения, стабилизатор пены, описанный в настоящей заявке, позволяет увеличить устойчивость пены пенообразующей композиции, которую можно применять в качестве части текучей среды для обработки нефтяных скважин. Для извлечения нефти из пласта пенообразующую композицию можно также использовать в сочетании с текучей средой для обработки нефтяных скважин в многостадийном процессе.

Стабилизатор пены может представлять собой часть комплекта (например, комплекта поверхностно-активных веществ), введенного в пласт самого по себе или с другой жидкостью или жидкой композицией, например, пенообразующей композицией или текучей средой для обработки нефтяных скважин.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, в настоящей заявке описан способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий стадию добавления стабилизатора пены к водной пенообразующей композиции или текучей среде для обработки нефтяных скважин (или обоим). Согласно одному из вариантов реализации изобретения, стабилизатор пены имеет формулу (I):

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, R1 может представлять собой алкиламидогруппу. Согласно другому варианту реализации изобретения, R1 содержит разветвленную или линейную алкильную группу. Как правило, разветвленная или линейная алкильная группа представляет собой углеродную группу, содержащую более примерно 8, более обычно, более примерно 10, еще более обычно, более 12, и более обычно, более 16 углеродных атомов. Согласно другим вариантам реализации изобретения, разветвленная или линейная алкильная группа представляет собой углеродную группу, содержащую более 13 или более 14 углеродных атомов.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, линейная или разветвленная алкильная группа представляет собой C10-C24 алкильную группу, согласно другому варианту реализации изобретения, C12-C22 алкильную группу, согласно еще одному варианту реализации изобретения, C14-C22 алкильную группу, и согласно еще одному варианту реализации изобретения, C16-C18 алкильную группу.

R2 и R3 представляют собой по отдельности водород, метальную группу или гидроксиэтильную группу. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, R2 и R3 оба представляют собой метальные группы.

R4, R5 и R6 представляют собой по отдельности водород или гидрокси группу, при условии, что по меньшей мере один из R4, R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу. Согласно одному конкретному варианту реализации изобретения, R5 представляет собой гидроксильную группу, и R4 и R6 оба представляют собой водород. Согласно такому конкретному варианту реализации изобретения, указанная структура имеет формулу (III):

где R1, R2 и R3 такие, как определено выше.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, алкиламидогруппа имеет формулу (II):

где R7 представляет собой линейную или разветвленную алкильную группу, содержащую более примерно 10 атомов углерода. Разветвленная или линейная алкильная группа может включать углеродную группу, содержащую более примерно 12 атомов углерода или, согласно другому варианту реализации изобретения, углеродную группу, содержащую более примерно 13, или более 14, или более 15 атомов углерода. Согласно другим вариантам реализации изобретения, разветвленная или линейная алкильная группа представляет собой углеродную группу, содержащую более 16 или более 20 атомов углерода. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, линейная или разветвленная алкильная группа представляет собой C10-C24 алкильную группу, согласно другому варианту реализации изобретения, C12-C22 алкильную группу, согласно еще одному варианту реализации изобретения, C14-C22 алкильную группу, и согласно еще одному варианту реализации изобретения, C16-C18 алкильную группу.

"n" может представлять собой любое целое число в диапазоне от примерно 1 до 15, более обычно, целое число в диапазоне от примерно 2 до примерно 10. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, "n" представляет собой целое число от 3 до примерно 5. Согласно другому варианту реализации изобретения "n" представляет собой целое число от примерно 2 до примерно 4. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, "n" представляет собой целое число 3, и согласно другому варианту реализации изобретения "n" представляет собой целое число 4.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, текучая среда для обработки представляет собой пенообразующую композицию, при этом указанная пенообразующая композиция может содержать пенообразующий компонент, воду и стабилизатор пены, описанный в настоящей заявке. Согласно другому варианту реализации изобретения, пенообразующая композиция содержит пенообразующий компонент и воду, при этом указанный пенообразующий компонент представляет собой стабилизатор пены, описанный в настоящей заявке. Согласно еще одному варианту реализации изобретения, пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, одно или более поверхностно-активных веществ, применяемых в качестве пенообразующих агентов, возможно, газ, необязательно, одно или более поверхностно-активных веществ, и, необязательно, воду.

В одном из способов согласно настоящему изобретению, пенообразующую композицию, содержащую составную часть одного или более стабилизаторов пены, описанных в настоящей заявке, вводят, например, нагнетают, в коллектор или пласт при повышенном давлении для цели выталкивания или вытеснения нефти из пласта. Пенообразующая композиция, принимающая пенообразную форму или консистенцию, проникает в большие трещины внутри пласта и оседает там (т.е., в зонах высокой проницаемости) и по существу отводит поток одного или более газов или смеси газ/поверхностно-активное вещество или смеси газ/водная жидкость в менее проницаемую нефтеносную матрицу (т.е., в зоны низкой проницаемости). Этот процесс, в свою очередь, может подтолкнуть захваченную нефть и/или газ к перемещению из матрицы через систему трещин. По существу, пенообразующая композиция действует как барьер препятствующий проникновению в систему трещин. Когда система трещин эффективно или по существу закупорена, газ проникает в пористую матрицу пласта, а не в систему трещин. Газ выталкивает нефть, удерживаемую в матрице, в систему трещин, откуда ее можно легко извлечь с общепринятыми способами.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, помимо одного или более стабилизаторов пены или одного или более пенообразующих агентов, в пенообразующей композиции, описанной в настоящей заявке, могут присутствовать другие поверхностно-активные вещества или полимеры. Поверхностно-активные вещества могут действовать с понижением поверхностного натяжения (IFT) на границе раздела фаз текучей среды для обработки и нефти, удерживаемой в матрице пласта, и/или с повышением вязкости нагнетаемой воды при обработке.

Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, газ, применяемый при операции нагнетания в пласт газа, описанной в настоящей заявке, представляет собой газ или комбинацию газа и водных жидкостей. Жидкость может находиться в сверхкритическом состоянии. Газ или смесь газ/жидкость можно нагнетать в виде порции или путем непрерывной инжекции. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, нагнетание газа осуществляют в сочетании с нагнетанием воды в процессе чередующейся закачки в пласт воды и газа (WAG).

Для целей настоящего изобретения термин "коллектор" включает термин "нефтеносный пласт" (в том числе, но не ограничиваясь ими, карбонатный нефтеносный пласт), причем пласт обычно расположен внутри коллектора. С целью извлечения нефти, один или более стволов скважины можно расположить вблизи коллектора и/или пласта. Текучую среду для обработки можно ввести через ствол скважины или другой выступ, буровую скважину или отверстие в коллекторе. Текучая среда для обработки будет введена при повышенном давлении, достаточном для обеспечения значительной инфильтрации текучей среды для обработки в систему трещин пласта и значительного воздействия на пористую матрицу такого пласта. Нефть можно извлечь в этом же или другом месте, отличном от места расположения точки введения текучей среды для обработки.

Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, поверхностно-активные вещества присутствуют в текучей среде для обработки в количестве, достаточном для получения текучей среды для обработки (перед нагнетанием в пласт или коллектор) с поверхностным натяжением на границе раздела фаз (IFT) с сырой нефтью, составляющим примерно 10 мН/м или менее, предпочтительно, примерно 1 мН/м или менее, и, наиболее предпочтительно, примерно 0,1 или менее. Поверхностно-активные вещества предпочтительно присутствуют в текучей среде для обработки в количестве, составляющем примерно от 0,1 до примерно 10% масс, и, наиболее предпочтительно, от примерно 0,5 до примерно 6% масс, в пересчета на суммарную массу указанного состава. Количество необходимого поверхностно-активного вещества будет значительно варьировать в зависимости от разных факторов, в том числе типа поверхностно-активного вещества, содержания соляного раствора в жидкости и примесей в текучей среде для обработки. Поверхностно-активные вещества эффективно обеспечивают требуемые уровни IFT даже в текучих средах для обработки, обладающих высокой минерализацией, т.е. до концентрации примерно 20 фунтов/1 галлон. Соли могут представлять собой органические или неорганические соли, в том числе, одновалентные, двухвалентные и трехвалентные соединения. Неорганические соли, обычно встречающиеся в солоноватой и соленой воде, включают, но не ограничиваются ими, хлориды и бромиды калия, натрия, кальция, магния, цинка, железа и аммония.

Подходящие пенообразующие агенты могут включать, но не ограничиваются ими, неионные поверхностно-активные вещества, катионные поверхностно-активные вещества, амфотерные поверхностно-активные вещества, цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества, и анионные поверхностно-активные вещества. Неионные поверхностно-активные вещества не содержат заряженного фрагмента. Амфотерные поверхностно-активные вещества содержат как положительно заряженный фрагмент, так и отрицательно заряженный фрагмент в пределах определенного диапазона показателя pH (например, как правило, слегка кислого), и только отрицательно заряженный фрагмент в пределах определенного диапазона показателя pH (например, как правило, слегка щелочного) и только положительно заряженный фрагмент в другом диапазоне показателя pH (например, как правило, умеренно кислом). Молекула цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ постоянно содержит положительно заряженный фрагмент в независимо от показателя pH и отрицательно заряженный фрагмент при щелочном показателе pH. Молекула катионных поверхностно-активных веществ независимо от показателя pH постоянно содержит положительно заряженный фрагмент. Анионные поверхностно-активные вещества постоянно содержат отрицательно заряженный фрагмент за исключением очень кислого показателя pH. Однако понятно, что любое поверхностно-активное вещество или композиция, которые могут образовать пену с устойчивостью от умеренной до сильной можно применять в композициях и способах, описанных в настоящей заявке.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, пенообразующий агент должен присутствовать в пенообразующих композициях, описанных в настоящей заявке, в количестве, достаточном для получения подходящей пены. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, пенообразующий агент присутствует в количестве от примерно 0,1% до примерно 15% по объему относительно воды, присутствующей в пенообразующей композиции. Согласно другим вариантам реализации изобретения, пенообразующий агент присутствует в количестве от примерно 0,5% до примерно 5% по объему относительно воды, присутствующей в пенообразующей композиции.

Неионные поверхностно-активные вещества

Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, подходящие неионные поверхностно-активные вещества включают, но не ограничиваются ими, эфиры жирных кислот, эфиры глицерина, этоксилированные эфиры жирных кислот и гликоля, этоксилированные эфиры жирных кислот и полиэтиленгликоля, амины, эфиры сорбита, алкоксилаты вторичных спиртов, алкилфенолалкоксилаты. Типичные неионные поверхностно-активные вещества представляют собой эфиры глицерина, этоксилированные эфиры жирных кислот и гликоля и этоксилированные эфиры жирных кислот и полиэтиленгликоля.

Выбранные неионные поверхностно-активные вещества имеют структуры:

R3C(O)O-(CH2CH2O)p-R4, и

R3C(O)OCH2CH(OH)CH2O-R4,

и их комбинации.

R3 представляет собой углеводородную цепь, содержащую от примерно 10 до примерно 22 атомов углерода, при этом R3 может представлять собой разветвленную или прямую цепь и быть насыщенным или ненасыщенным; R4 представляет собой водород или углеводородную цепь, содержащую от примерно 1 до примерно 20 атомов углерода, при этом R4 может представлять собой разветвленную или прямую цепь и быть насыщенным или ненасыщенным; "p" составляет от примерно 1 до примерно 20, предпочтительно, от примерно 5 до примерно 20, более предпочтительно, от примерно 5 до примерно 12.

Амины имеют следующую структурную формулу:

,

где R1 представляет собой гидрофобный фрагмент алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила, и где R1 содержит от примерно 10 до примерно 22 атомов углерода и может представлять собой разветвленную или прямую цепь и быть насыщенным или ненасыщенным.

R2 и R3 независимо представляют собой i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу с ароматическим или бензиловым фрагментом, связанным с указанной группой. R2 и R3 содержат от 1 до примерно 20 атомов. Алифатическая группа может иметь разветвленную или прямую цепь и быть насыщенной или ненасыщенной. R2 и R3 могут независимо представлять собой, например, алкил, оксиалкил, полиоксиалкил, алкокси и алкиларил. Обычно, R2 и R3 представляют собой алкильные группы. Более обычно, R2 и R3 независимо представляют собой метильную или этильную группы.

Типичные амины указанной выше структуры включают полиоксиэтиленированные (2-15) кокоалкиламины, полиоксиэтиленированные (12-18) талловые алкиламины и полиоксиэтиленированные (2-15) олеил- и эруциламины.

Катионные поверхностно-активные вещества

Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, подходящие катионные поверхностно-активные вещества включают, но не ограничиваются ими, i) четверичные соли и ii) аминоксиды, iii) и их комбинации.

Некоторые типичные катионные поверхностно-активные вещества приведены ниже.

Четверичные соли, имеющие структурную формулу:

,

где R1 представляет собой гидрофобный фрагмент алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила, и где R1 содержит от примерно 10 до примерно 22 атомов углерода и может представлять собой разветвленную или прямую цепь и быть насыщенным или ненасыщенным.

R2 и R3 независимо представляют собой i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу с ароматическим или бензиловым фрагментом, связанным с указанной группой. R2, R3, и R5 содержат от 1 до примерно 20 атомов. Алифатическая группа может иметь разветвленную или прямую цепь и быть насыщенной или ненасыщенной. R2, R3, и R5 могут представлять собой, например, алкил, оксиалкил, полиоксиалкил, алкокси и алкиларил. R2, R3, и R5 предпочтительно представляют собой алкильные группы., R2, R3, и R5 наиболее предпочтительно представляют собой метальные или этильные группы.

X представляет собой подходящий противоанион, такой как Cl-, Br-", и CH3CH3SO4-.

Анионные поверхностно-активные вещества

Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, подходящие анионные поверхностно-активные вещества включают, но не ограничиваются ими, додецилбензолсульфонаты, альфа-олефинсульфонаты, внутренние олефинсульфонаты, дифенилоксиддисульфонаты, алкилнафталинсульфонаты, алкилсульфаты, сульфаты, сульфосукцинаты, сульфосукцинаматы, конденсаты нафталина и формальдегида, алкилсульфоэфиры и алкилсульфоамиды и их смеси. Некоторые неограничивающие примеры включают, альфа-олефинсульфонаты, алкилтолуолсульфонаты, алкилксилолсульфонаты, димеры альфа-олефинсульфонатов, гидроксилсульфонаты, алкенсульфонаты, внутренние олефинсульфонаты.

Типичные анионные поверхностно-активные вещества включают соединения со следующими структурными формулами:

и их комбинации.

R1 выбран из группы, состоящей из алкила, арила, алкарила, алкиларилалкила, арилалкила, алкиламидоалкила и алкиламиноалкила; при этом алкильная группа содержит от примерно 10 до примерно 18 атомов углерода; причем арильная группа представляет собой фенильный, дифенильный, дифенилэфирный или нафталиновый фрагмент.

R2 выбран из группы, состоящей из водорода, -CH2CH2OH, алкила, арила, алкарила, алкиларилалкила, арилалкила, алкиламидоалкила и алкиламиноалкила; при этом алкильная группа содержит от примерно 10 до примерно 18 атомов углерода; причем арильная группа представляет собой фенильный, дифенильный, дифенилэфирный или нафталиновый фрагмент.

"p" составляет от 0 до примерно 10, предпочтительно, от 0 до примерно 5.

М представляет собой водород, щелочной металл, такой как натрий или калий, или соль аммония. М предпочтительно представляет собой щелочной металл, такой как натрий или калий, более предпочтительно натрий.

Согласно другим вариантам реализации изобретения, подходящие анионные поверхностно-активные вещества включают, но не ограничиваются ими, соединения согласно следующим структурным формулам, а также их смеси:

,

где R обозначает алкильную, арилалкильную или гидроксиалкильную группу, каждый m, n, m', и n' независимо представляет собой целое число от 0 до примерно 50, и p и p' каждый представляют собой целые числа от 1 до примерно 25. R содержит от примерно 10 до примерно 24 атомов углерода и, более предпочтительно, от примерно 12 до примерно 20 атомов углерода. R может представлять собой насыщенную или ненасыщенную, разветвленную или прямую цепь, при этом боковые алкильные группы содержат от 1 до примерно 6 атомов углерода. Типичные алкильные группы для R включают децил, додецил, тетрадецил (миристил), гексадецил (цетил), октадецил (олеил), стеарил, эруцил и производные кокосового, таллового, соевого и рапсового масел.

Согласно одному из вариантов реализации соединения формулы (II), m и n каждый составляют 0. Согласно другому варианту реализации соединения формулы (II), один из показателей m и n равен 0, а другой не равен нулю. Согласно другому варианту реализации соединения формулы (II), m и n каждый не равны нулю. Согласно одному из вариантов реализации соединения формулы (IV), m' и n' каждый равны 0. Согласно другому варианту реализации соединения формулы (IV), один из показателей m' и n' равен 0, а другой не равен нулю. Согласно другому варианту реализации соединения формулы (IV), m' и n' каждый не равны нулю.

Если оба типа алкиленоксизвеньев присутствуют в соединениях со структурами (II) или (IV), то есть, если m и n в соединении со структурой (II) каждый не равны нулю или если m' и n' в соединении со структурой (IV) каждый не равны нулю, то такие алкиленокси группы могут быть расположены в чередующемся, случайном порядке или в виде блоков.

Согласно одному из вариантов реализации изобретения, общее количество алкиленокси групп на молекулу, то есть, в случае соединения формулы (II), суммарное количество алкиленокси групп, (m+n), на количество звеньев, p, таких алкиленокси групп, и в случае соединении формулы (IV), суммарное количество алкиленокси групп, (m'+n'), на количество звеньев, p', таких алкиленокси групп, находится в диапазоне от 0 до примерно 35 и, более предпочтительно, от 0 до примерно 10.

Цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества

Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, подходящие цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества включают, но не ограничиваются ими, соединения формулы:

где R1 обозначает гидрофобный фрагмент алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила и алкиламидоалкила, при этом алкил обозначает группу, содержащую от примерно 10 до примерно 24 атомов углерода, которая может представлять собой разветвленную или прямую цепь и которая может быть насыщенной или ненасыщенной. Типичные длинноцепочечные алкильные группы включают тетрадецил (миристил), гексадецил (цетил), октадеценил (олеил), октадецил (стеарил), докозеновую группу (эруцил) и производные талового, кокосового, соевого и рапсового масел. Типичные алкильные группы содержат от примерно 16 до примерно 22 атомов углерода. Типичный алкиламидоалкил представляет собой алкиламидопропил с алкилом, как описано выше.

R2 и R3 независимо представляют собой алифатическую цепь (т.е. в отличие от ароматической группы у атома, связанного с четверичным азотом, например, алкил, арилалкил, гидроксиалкил, карбоксиалкил, и гидроксиалкил-полиоксиалкилен, например, гидроксиэтил-полиоксиэтилен или гидроксипропил-полиоксипропилен), содержащую от 1 до примерно 50 атомов углерода, согласно другим вариантам реализации изобретения, от примерно 1 до примерно 20 атомов углерода, согласно другим вариантам реализации изобретения, от примерно 1 до примерно 10 атомов углерода и, согласно еще другим вариантам реализации изобретения, от примерно 1 до примерно 6 атомов углерода, в которой алифатическая группа может представлять собой разветвленную или прямую цепь, быть насыщенной или ненасыщенной. Типичные алкильные цепи представляют собой метил, этил, предпочтительным арилалкилом является бензин, и предпочтительными гидроксиалкилами являются гидроксиэтил или гидроксипропил, тогда как предпочтительными карбоксиалкилами являются ацетат и пропионат. Типичные гидроксиалкил-полиоксиалкилены представляют собой гидроксиэтил-полиоксиэтилен и гидроксипропил-полиоксиэтилен.

R4 представляет собой гидрокарбильный радикал (например, алкилен) с длиной цепи от 1 до 4 углеродных атомов. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, R4 представляет собой метиленовую или этиленовую группу.

Y представляет собой COO- или или

Конкретные примеры подходящих цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ включают следующие структуры:

,

где R1, R2, R3 такие, как определено выше.

Еще один пример подходящего выбранного цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества представляет собой аминоксид. Это вещество имеет следующую структуру:

,

где R1, R2, и R3 такие, как определено выше.

Другие типичные цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества включают дигидроксиэтилталловый глицинат, пропионаты, олеамидопропилбетаин и эруциламидопропилбетаин.

Амфотерные поверхностно-активные вещества

Примеры амфотерных поверхностно-активных веществ включают, но не ограничиваются ими, вещества, изображаемые следующей формулой:

,

где R1, R2, и R4 такие, как определено выше.

Другие специфические примеры амфотерных поверхностно-активных веществ включают следующие структуры:

,

где R1 такой, как определено выше, и Х+ представляет собой неорганический катион, такой как Na+, K+, , связанный с карбоксилатной группой или атомом водорода в кислой среде.

Подходящие цвиттер-ионные и амфотерные поверхностно-активные вещества включают вещества, описанные в патентах США №№6831108 В2 и 7461694 В2, которые включены в настоящую заявку посредством ссылки.

Текучая среда для обработки необязательно содержит один или более компонентов из группы органических кислот, солей органических кислот, и неорганических кислот и неорганических солей. Органическая кислота или ее соль способствует повышению вязкости. Поскольку на нефтяном месторождении в качестве текучей среды для обработки часто используют солоноватую воду, содержание соли на некотором уровне уже присутствует.

Подходящие органические кислоты, как правило, представляют собой соединения сульфоновой кислоты или карбоновой кислоты. Анионные противоионы солей органических кислот обычно представляют собой сульфонаты или карбоксилаты. Типичные представители таких органических молекул включают ароматические сульфонаты и карбоксилаты, такие как п-толуолсульфонат, нафталинсульфонат, хлорбензойная кислота, салициловая кислота, фталевая кислота и т.п., причем такие противоионы растворимы в воде. Наиболее предпочтительными являются салицилат, фталат, п-толуол сульфонат, гидроксинафталин карбоксилаты, например 5-гидрокси-1-нафтойная кислота, 6-гидрокси-1-нафтойная кислота, 7-гидрокси-1-нафтойная кислота, 1-гидрокси-2-нафтойная кислота, предпочтительно, 3-гидрокси-2-нафтойная кислота, 5-гидрокси-2-нафтойная кислота, 7-гидрокси-2-нафтойная кислота и 1,3-дигидрокси-2-нафтойная кислота и 3,4-дихлорбензоат. Органическая кислота или ее соль может наобязательно присутствовать в текучей среде для обработки в массовой концентрации от примерно 0,1% масс. до примерно 10% масс., более обычно, от примерно 0,1% масс. до примерно 7% масс., и, еще более обычно, от примерно 0,1% масс. до примерно 6% масс. в пересчете на общую массу текучей среде для обработки.

Подходящие неорганические кислоты и соли включают водорастворимые соли калия, натрия и аммония, такие как хлорид калия и хлорид аммония. Кроме того, также можно использовать соли хлорид кальция, бромид кальция и галогенид цинка. Неорганические соли могут присутствовать в текучей среде для обработки в массовой концентрации от примерно 0,1% масс. до примерно 30% масс. более обычно, от примерно 0,1% масс. до примерно 10% масс., и, еще более обычно, от примерно 0,1% масс. до примерно 8% масс. Наряду с неорганическими солями или в качестве заменителя неорганических солей также можно использовать органические соли, например, триметиламмония гидрохлорид и тетраметиламмония хлорид.

Одним из компонентов текучей среде для обработки является вода. Согласно одному из вариантов реализации изобретения, вода будет составлять основное количество по массе жидкости. Однако, согласно другим вариантам реализации изобретения, вода не будет основным компонентом по массе жидкости. Воду можно брать из любого источника, при условии, что источник не содержит загрязнителей, которые химически или физически несовместимы с другими компонентами жидкости (например, вызывают нежелательное осаждение). Вода не должна быть пригодной для питья, может быть солоноватой и содержать соли таких металлов, как натрий, калий, кальций, цинк, магний и т.д. или другие материалы, типичные для источников воды, находящихся на нефтяных месторождениях или вблизи них.

Для дополнительного регулирования вязкости к текучей среде для обработки необязательно могут быть добавлены природные или синтетические полимеры. Подходящие полимеры включают, но не ограничиваются ими, гуар и производные гуара, ксантан, полиакриламид (РАМ), крахмал и производные крахмала, производные целлюлозы и полиакрилаты.

Текучая среда для обработки может содержать газ, такой как воздух, азот, природный газ и диоксид углерода, для получения активированной жидкости или пены. Может также присутствовать сверхкритический диоксид углерода.

К текучей среде для обработки могут быть необязательно добавлены другие поверхностно-активные вещества, полимерные или не относящиеся к полимерам, для дополнительного снижения IFT и/или изменения вязкости. Такие другие поверхностно-активные вещества могут воздействовать на IFT и/или вязкость. Другие подходящие поверхностно-активные вещества могут представлять собой анионные, катионные, неионные, цвиттер-ионные/амфотерные вещества и их комбинации. В случае присутствия, другие поверхностно-активные вещества будут предпочтительно присутствовать в ограниченных количествах, т.е., примерно 0,5% или менее, более предпочтительно, примерно 0,2% или менее, и еще более предпочтительно, 0,1% или менее по массе в пересчете на общую массу текучей среды для обработки.

Текучая среда для обработки обеспечивает преимущество, связанное со значительным снижением или предотвращением инфильтрации газа из соседних газоносных пластов в систему трещин нефтеносного пласта и коллектора. Такое снижение или предотвращение инфильтрации газа позволяет по существу поддерживать внутреннее давление пласта и коллектора. Поддержание внутреннего давления в нефтеносных пластах препятствует перемещению или выталкиванию нефти вниз, которое сводит к минимуму или препятствует операциям, направленным на более легкое извлечение нефти.

ПРИМЕРЫ

Пример 1: В следующем примере измеряли устойчивость пены, полученной с применением стабилизатора пены, описанного в настоящей заявке, который, согласно одному из вариантов реализации изобретения, представляет собой алкиламидопропилсульфобетаины (также обозначаемые как султаины). Устойчивость пены составов, описанных в настоящей заявке, сравнивали с пеноустойчивостью составов, описанных в WO2010/068082.

Исследование выполняли при 25°C и атмосферном давлении согласно следующему протоколу:

- 7 мл водного состава поверхностно-активных веществ помещали на дно 30 мл трубки фильтра Allihn. Такая система состоит из прямой трубки объемом примерно 30 мл (диаметр 2 см, высота 10 см), на дно которой установлена фритта с характеристическим размером пор от 10 до 16 мкм (компания VWR international).

- Газообразный азот нагнетали со скоростью потока 50 мл/мин в течение 30 секунд на дно трубки фильтра через фритту в водном составе. Может образоваться пена, которая вначале полностью заполняет трубку.

- Фиксировали высоту пены как функцию времени, используя ПЗС-камеру.

Первое, быстрое уменьшение высоты пены наблюдали в пределах первых десяти минут эксперимента и связывали с гравитационным дренированием через тонкий слой пены. Согласно протоколу эксперимента, описанному в [Georgieva et al, Soft Matter, 5, 2063, 2009], исходную высоту пены ho выбирали как высоту пены после этой первой фазы гравитационного дренирования (через 10 минут после начала эксперимента).

Затем после фазы гравитационного дренирования каждую минуту измеряли высоту пены h и сравнивали с исходной высотой пены ho.

Применяемые поверхностно-активные вещества перечислены ниже:

кокамидопропилбетаин: Mirataine BET C30, производимый компанией Rhodia;

C12альфа-олефинсульфонат: Calsoft AOS 1245, производимый компанией Pilot;

кокамидопропилгидроксисултаин: Mirataine CBS, производимый компанией Rhodia;

C22амидопропилгидроксисултаин;

лаурилтриметиламмония хлорид: Arquad 1237, производимый компанией Akzo.

Все составы были исследованы при общей концентрации поверхностно-активного вещества 0,66 масс. % в деионизированной воде и включали (выражено для состава, содержащего 100% поверхностно-активных веществ):

- Состав 1: 50 масс. % кокамидопропилбетаина, 50 масс. % C12альфа-олефинсульфоната.

- Состав 2: 50 масс. % кокамидопропилгидроксисултаина, 50 масс. % C12альфа-олефинсульфоната

- Состав 3: 50 масс. % C22амидопропилгидроксисултаина, 50 масс. % C12альфа-олефинсульфоната

- Состав 4: 50,3 масс. % кокамидопропилбетаина, 45,7 масс. % C12альфа-олефинсульфоната, 4% лаурилтриметиламмония хлорида.

- Состав 5: 50,3 масс. % кокамидопропилгидроксисултаина, 45,7 масс. % C12альфа-олефинсульфоната, 4% лаурилтриметиламмония хлорида.

- Состав 6: 50,3 масс.% C22амидопропилгидроксисултаина, 45,7 масс. % C12альфа-олефинсульфоната, 4% лаурилтриметиламмония хлорида.

Составы 1 и 4 служили в качестве стандарта для иллюстрации пенообразующей композиции, в которой используют стабилизатор пены, описанный в настоящей заявке. Результаты, выраженные в процентах относительно исходной высоты пены как функции времени (h(t)/h0) через 1, 2, 3 и 4 часа, приведены в таблице 1.

Полученные результаты демонстрируют увеличение устойчивости пены при добавлении катионного соединения триметиллауриламмония хлорида к смеси кокамидопропил амфотерных соединений и C12альфа-олефинсульфоната. Указанные результаты также показывают, что в пределах погрешности эксперимента кокамидопропилгидроксисултаины обеспечивают устойчивость пены, сравнимую с устойчивостью пены, полученной с применением кокамидопропилбетаинов. Такая же тенденция наблюдается в случае C22амидопропилгидроксисултаинов, которые обеспечивают устойчивость пены, сравнимую и даже несколько более высокую, чем устойчивость пены, полученной с применением C12кокамидопропилбетаинов. Соответственно, при обеспечении технических преимуществ, таких как более низкая адсорбция (возможно) на горной породе коллектора и улучшенная термическая устойчивость по сравнению с бетаином, султаины оказались столь же эффективными при стабилизировании пены при использовании в составах, описанных в WO 2010/068082.

Пример 2: Повышенная устойчивость пен на основе султаинов в присутствии додекана (или алканового углеводорода).

Устойчивость пены в присутствии нефти исследовали согласно следующему протоколу:

- 8 мл пены получали путем барботирования 7 мл газа в 2 мл состава, находящегося в 8 мл флаконе, с помощью кончика пипетки;

- 200 мкл додекана добавляли в верхнюю часть колоны с пеной;

- После гравитационного дренирования, как описано в примере 1, высоту пены h измеряли как функцию времени и сравнивали с исходной высотой пены после гравитационного дренирования ho.

Применяемые поверхностно-активные вещества перечислены ниже:

C14-16альфа-олефинсульфонат (AOS): Rhodacal A246L, производимый компанией Rhodia;

- кокамидопропилгидроксисултаин: Mackam CBS, производимый компанией Rhodia;

- кокамидопропилбетаин: Mackam 35, производимый компанией Rhodia.

Сравнивали два состава:

Состав 1: 50 масс. % кокамидопропилгидроксисултаина, 50 масс. % C14-16альфа-олефинсульфоната.

Состав 2: 50 масс. % кокамидопропилбетаина, 50 масс. % C14-16альфа-олефинсульфоната.

Оба состава представляют собой смесь поверхностно-активных веществ в морской воде с общей концентрацией 0,5 масс. % (27,4 г/л NaCl, 10,79 г/л MgCl2, 1,52 г/л CaCl2, 0,77 г/л KCl).

Результаты, выраженные в виде относительной высоты пены как функции времени, представлены в таблице 2.

Полученные результаты продемонстрировали повышенную устойчивость пены в присутствии нефти при получении пены с применением кокамидопропилгидроксисултаинов, а не кокамидопропилбетаинов.

Пример 3: Повышенная устойчивость пен на основе султаинов при высоких температурах.

Устойчивость пены при 100°C исследовали согласно следующему протоколу:

- 8 мл пены получали путем встряхивания 2 мл состава, нагреваемого при 100°C в закрытом 8 мл флаконе;

- после гравитационного дренирования, как описано в примере 1, высоту пены h измеряли как функцию времени и сравнивали с исходной высотой пены после гравитационного дренирования ho.

Применяемые поверхностно-активные вещества перечислены ниже:

- C14-16альфа-олефинсульфонат (AOS): Rhodacal A246L, производимый компанией Rhodia;

- кокамидопропилгидроксисултаин: Mackam CBS, производимый компанией Rhodia;

- кокамидопропилбетаин: Mackam 35, производимый компанией Rhodia. Сравнивали два состава:

- Состав 1: 50 масс.% кокамидопропилгидроксисултаина, 50 масс.% C14-16альфа-олефинсульфоната.

- Состав 2: 50 масс.% кокамидопропилбетаина, 50 масс.% C14-16альфа-олефинсульфоната.

Оба состава представляют собой смесь поверхностно-активных веществ в морской воде с общей концентрацией 0,5 масс. % (27,4 г/л NaCl, 10,79 г/л MgCl2, 1,52 г/л CaCl2, 0,77 г/л KCl).

Результаты, выраженные в виде относительной высоты пены как функции времени, представлены в таблице 3.

Полученные результаты демонстрируют повышенную устойчивость пены при высокой температуре при ее получении с применением кокамидопропилгидроксисултаинов, а не кокамидопропилбетаинов.

Следует понимать, что приведенное выше описание является лишь иллюстрацией настоящего изобретения. Могут быть сделаны различные альтернативные варианты и модификации, не выходя за рамки настоящего изобретения. Соответственно, подразумевается, что настоящее изобретение охватывает все альтернативы, модификации и вариации, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения.

1. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий:

(a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением;

(b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта; и

(c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе,

причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, при этом алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 12 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 18 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пенообразующая композиция дополнительно содержит воду и, возможно, пенообразующий газ.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пенообразующая композиция дополнительно содержит один или более пенообразующих агентов.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что пенообразующий агент выбран из группы, состоящей из неионного поверхностно-активного вещества, катионного поверхностно-активного вещества, амфотерного поверхностно-активного вещества, цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества, анионного поверхностно-активного вещества и любой их комбинации.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что газ включает диоксид углерода, воздух, азот, природный газ, пар, топочный газ или любую их комбинацию.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что стадия введения пенообразующей композиции в нефтеносный пласт включает введение пенообразующей композиции в одну или более зон высокой проницаемости внутри нефтеносного пласта.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что стадия введения газа в нефтеносный пласт включает введение газа в одну или более зон низкой проницаемости внутри нефтеносного пласта.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пенообразующая композиция дополнительно содержит катионный полимер.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пенообразующая композиция дополнительно содержит синтетический полимер.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пенообразующая композиция дополнительно содержит полимер, выбранный из гуара и производных гуара, ксантана, полиакриламида (РАМ), крахмала и производных крахмала, производных целлюлозы и полиакрилатов.

13. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий:

(a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением;

(b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта; и

(c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе,

причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, имеющий формулу (I):

где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород, метильную группу или гидроксиэтильную группу; R4, R5 и R6 представляют собой по отдельности водород или гидроксигруппу, при условии, что по меньшей мере один из R4, R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу, при этом алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 12 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 18 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

16. Способ по п. 13, отличающийся тем, что R1 представляет собой алкиламидогруппу, имеющую формулу (II):

где R7 представляет собой линейную или разветвленную алкильную группу, содержащую более примерно 15 атомов углерода, при этом n представляет собой целое число от 2 до 5.

17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что R7 представляет собой линейную или разветвленную алкильную группу, содержащую более примерно 16 атомов углерода.

18. Способ по п. 13, отличающийся тем, что стабилизатор пены имеет формулу (III)

где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород, метильную группу или гидроксиэтильную группу; при этом алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

19. Способ по п. 13, отличающийся тем, что пенообразующая композиция содержит до примерно 20 фунтов/галлон воды органических и неорганических солей.

20. Способ по п. 13, отличающийся тем, что стадия введения пенообразующей композиции в нефтеносный пласт включает введение пенообразующей композиции в одну или более зон высокой проницаемости внутри нефтеносного пласта.

21. Способ по п. 13, отличающийся тем, что стадия введения газа в нефтеносный пласт включает введение газа в одну или более зон низкой проницаемости внутри нефтеносного пласта.

22. Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанная пенообразующая композиция дополнительно включает пенообразующий агент, выбранный из группы, состоящей из неионного поверхностно-активного вещества, катионного поверхностно-активного вещества, амфотерного поверхностно-активного вещества, цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества, анионных поверхностно-активных веществ и любой их комбинации.

23. Способ по п. 13, отличающийся тем, что пенообразующая композиция дополнительно содержит катионный полимер.

24. Способ по п. 13, отличающийся тем, что пенообразующая композиция дополнительно содержит синтетический полимер.

25. Способ по п. 13, отличающийся тем, что пенообразующая композиция дополнительно содержит полимер, выбранный из гуара и производных гуара, ксантана, полиакриламида (РАМ), крахмала и производных крахмала, производных целлюлозы и полиакрилатов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим.
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа и их перекачиванию по трубопроводам. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, где жидкость содержит водорастворимый разветвленный полисахарид, растворенный в воде, выбираный из группы, состоящей из ксантана, диутана и любых их производных, и способ включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую осуществляют при одной или нескольких температурах менее 100°F (37,8°С).
Изобретение относится к добыче нефти или природного газа. Способ разжижения жидкости, обладающей кажущейся вязкостью более 5 сП и применяемой при добыче нефти или природного газа, содержащей один или несколько водорастворимых синтетических полимеров, выбранных из приведенной группы, включает стадию обеспечения контакта указанной жидкости с одним или несколькими водорастворимыми персульфатами и одним или несколькими сильными основаниями, которую проводят при одной или нескольких температурах менее 100ºF (37,8ºС).

Изобретение относится к обслуживанию скважин. Технический результат – уменьшение времени смешивания ингредиентов жидкости обслуживания скважин, возможность смешивания в процессе применения.

Настоящее изобретение относится к высококонцентрированным композициям солей алкилполиалкоксисульфатов - АПАС, применяемым в прикладных задачах, связанных с нефтяными и газовыми месторождениями.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. В способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающем закачку в пласт осадкогелеобразующего состава на водной основе, содержащего силикат щелочного металла и хлорид двухвалентного металла, первоначально в пласт в качестве силиката щелочного металла через нагнетательную скважину в виде суспензии закачивают стекло натриевое порошкообразное, при этом используют пресную или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л, указанную суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды 3-15 м3, после этого в нагнетательную скважину закачивают используемый в качестве хлорида двухвалентного металла хлорид магния и/или хлорид кальция, вслед за этим реагенты продавливают буферным объемом воды 15-30 м3, далее скважину оставляют на реагирование на 8-24 часа, после чего скважину запускают в работу, причем в качестве хлорида кальция используют товарные формы хлорида кальция или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л.

Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара.

Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, способные гидролизоваться при нейтральном или более низком значении pH, и способу изменения водопроницаемости подземной формации путем введения таких композиций в подземную формацию.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к целевым добавкам к технологическим жидкостям глушения, освоения и заканчивания скважин. Технический результат - стимулирование продуктивности нефтегазоносного пласта за счет совмещения технологических операций с мягкой обработкой породы, позволяющей увеличить фазовую проницаемость, гидрофобизировать обработанную поверхность, удалить капиллярно-связанную воду из пор пласта, удалить осадки и предотвратить их дальнейшее образование.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки.

Группа изобретений относится к бурению скважин и разработке месторождений углеводородов. Технический результат – разложение жидкости обработки при конкретных температурных условиях с одновременным ее удешевлением и возможностью использовать ее в больших количествах.
Настоящее раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта, включающего использование жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей быстрорастворимый и легко диспергируемый неочищенный простой эфир полигалактоманнана. Технический результат – повышение эффективности обработки. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 4 табл.

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, введение в нефтеносный пласт газа под давлением, где присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, имеющий формулу I где R1 представляет собой алкиламидогруппу или линейную или разветвленную алкильную группу; R2 и R3 представляют собой по отдельности водород, метильную группу или гидроксиэтильную группу; R4, R5 и R6 представляют собой по отдельности водород или гидроксигруппу, при условии, что по меньшей мере один из R4, R5 или R6 представляет собой гидроксильную группу, при этом алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение контроля подвижности. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.

Наверх