Способ добычи нефти из подземной формации



Способ добычи нефти из подземной формации
Способ добычи нефти из подземной формации

 


Владельцы патента RU 2630509:

БАСФ СЕ (DE)

Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности заводнения. 20 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

 

Настоящее изобретение относится к способу добычи нефти из подземной формации, который включает в себя стадию нагнетания в подземную формацию водной композиции, содержащей карбоксилаты алкил- и/или алк(ен)илолигогликозидов (простых эфиров). В частности, изобретение относится к способу заводнения пласта щелочным поверхностно-активным веществом и заводнения пласта полимером и щелочным поверхностно-активным веществом с применением подобных карбоксилатов алкил- и/или алк(ен)илолигогликозидов (простых эфиров).

В добыче нефти из нагруженных нефтью резервуаров обычно возможно добывать на месте только небольшие доли природной нефти посредством, так называемых, способов первичной добычи, которые используют только естественные силы, присутствующие в резервуаре.

Для увеличения добычи нефти из подземных резервуаров использовали разнообразие технологий дополнительной добычи. Наиболее широко применяемой технологией дополнительной добычи является заводнение, которое включает нагнетание воды в резервуар. Так как вода движется через резервуар, она действует для перемещения там нефти к промышленной системе, состоящей из одной или более скважин, через которые добывают нефть. Подобные технологии нагнетания воды также известны как вторичная добыча нефти.

Было предложено добавлять поверхностно-активные вещества к нагнетаемой воде для того, чтобы понизить натяжение на границе фаз воды и нефти и/или изменить характеристики смачиваемости нефтесодержащей породы. Процессы добычи нефти, которые включают нагнетание водных растворов поверхностно-активных веществ, обычно относятся к заводнению поверхностно-активными веществами.

Также было предложено добавлять модификаторы реологии, такие как полимерные загустители, ко всему количеству или части нагнетаемой воды для того, чтобы увеличить ее вязкость, понижая, таким образом, отношение подвижностей между нагнетаемой водой и нефтью и улучшая коэффициент вытеснения водного потока. Подобные технологии добавления поверхностно-активных веществ, полимерных загустителей и/или дополнительных химикатов к нагнетаемой воде также известны как третичное получение нефти или способ повышения нефтеотдачи (EOR).

Требования к поверхностно-активным веществам для EOR значительно отличаются от требований к поверхностно-активным веществам для других применений: подходящие поверхностно-активные вещества для EOR должны понижать натяжение на границе фаз между водой и нефтью (в основном приблизительно 20 мН/м) до особенно низких значений менее чем 10-2 мН/м для того, чтобы запустить эффективную мобилизацию нефтепродукта. Это следует осуществлять при обычных температурах залежи от приблизительно 15°C до 130°C и в присутствии воды с высоким содержанием соли, более конкретно также в присутствии высоких долей ионов кальция и/или магния; таким образом, поверхностно-активные вещества также должны быть растворимы в пластовой воде с высоким содержанием соли.

Многие применения нагнетания воды использовали анионные поверхностно-активные вещества. Например, ранняя статья W.R. Foster, озаглавленная "A Low-Tension Water Flooding Process", Journal of Petroleum Technology, т. 25, февраль 1973, стр. 205-210, описывает технологию, включающую нагнетание водного раствора нефтяных сульфонатов с определенными эквивалентными массовыми интервалами и в регулируемых параметрах засоленности. За пробкой нефтяного сульфоната следует пробка загущенной воды, которая содержит загуститель, такой как растворимый в воде биополимер. Затем за этой пробкой загущенной воды следует рабочая жидкость, такая как буровая вода, которую нагнетают по мере необходимости, чтобы довести процесс до конца.

Одна проблема, с которой сталкиваются в случае заводнения с определенными анионными поверхностно-активными веществами, такими как нефтяные сульфонаты, заключается в отсутствии стабильности этих поверхностно-активных веществ в так называемых условиях "жесткой воды". Эти поверхностно-активные вещества имеют тенденцию к выпадению в осадок из раствора в присутствии относительно низких концентраций ионов двухвалентных металлов, таких как ионы кальция и магния. Например, концентрации ионов двухвалентных металлов, равные около 50-100 частей на миллион и выше, могут вызвать выпадение в осадок нефтяных сульфонатов.

Неионные поверхностно-активные вещества, такие как полиэтоксилированные алкилфенолы, полиэтоксилированные алифатические спирты, сложные карбоновые эфиры, карбоновые амиды и полиоксиэтиленамиды жирных кислот, имеют до некоторой степени более высокую стойкость к многовалентным ионам, таким как кальция или магний, чем имеют более традиционно применяемые анионные поверхностно-активные вещества. Однако неионные поверхностно-активные вещества являются не настолько эффективными на молярной основе, какими являются более традиционно применяемые анионные поверхностно-активные вещества и, кроме того, неионные поверхностно-активные вещества обычно имеют более высокую стоимость на единицу массы, чем анионные поверхностно-активные вещества. Следовательно, было предложено применять определенные комбинации анионных и неионных поверхностно-активных веществ, чтобы иметь дело с условиями, преобладающими в условиях жесткой воды. Например, US 3811505 (Texaco) раскрывает применение алкил или алкиларилсульфонатов или фосфатов и полиэтоксилированных алкилфенолов. US 3811504 (Texaco) раскрывает применение трехкомпонентной смеси, включающей алкил или алкиларилсульфонат, алкилполиэтоксисульфат и полиэтоксилированный алкилфенол. US 3811507 (Texaco) раскрывает применение растворимой в воде соли линейного алкил- или алкиларилсульфоната и полиэтоксилированного алкилсульфоната.

Также в технике известно применение алкилполигликозидов в качестве неионных поверхностно-активных веществ для улучшенной добычи нефти, таких как, например, раскрытых в WO 2011/038745 A1, WO 2009/124922 A1 или US 5627144.

Однако недостаток применения алкилполигликозидов состоит в том, что трудно получить эффективное понижение натяжения на границе фаз, и, следовательно, в комбинации с алкилполигликозидами обычно применяют значительные количества вспомогательных растворителей, например, спиртов.

US 4985154 описывает смесь алкилполигликозидов с вспомогательными растворителями для применения в получении нефти. Упомянутые вспомогательные растворители включают различные спирты, например, одноатомные спирты, содержащие от 3 до 8 атомов углерода, многоатомные спирты, содержащие от 3 до 10 атомов углерода, простые алкиловые эфиры многоатомных спиртов, содержащие от 2 до 8 атомов углерода в алкильной цепи, или алкилполигликозиды с алкильными цепями длиной от 3 до 6 атомов углерода.

US 2006/046948 заявляет смесь алкилполигликозидов с ароматическими спиртами для третичного получения нефтепродукта. Коэффициент смешения ароматического спирта с алкилполигликозидами может составлять от 1000:1 до 1:1000. Кроме того, раскрываются комбинации алифатических спиртов 1-пропанола, 1-бутанола, 1-гексанола или 1-октанола с алкилполигликозидом на основе C12 в массовом отношении, равным 1:3, при котором достигается требуемые натяжения на границе фаз с октаном в качестве модели нефти. Низкое натяжение на границе фаз без добавления спирта не обнаружено.

S. Iglauer, Y. Wu, P. Shuler, Y. Tang и W.A. Goddard III, Colloids and Surfaces A: Physichochem. Eng. Aspects 339 (2009) 48-59 раскрывают составы, состоящие из алкилполигликозидов и различных совестных растворителей на основе спиртов для улучшения получения нефтепродуктов. Применяемыми вспомогательными растворителями являлись, например, 1-пропанол, 1-бутанол, 1-гексанол, 1-октанол, 1-додеканол, 4-метил-2-гексанол, циклогексанол или фенол или нафтол.

Кроме алкилполигликозидов в технике также известны карбоксилированные производные алкилполигликозидов. Получение подобных карбоксилированных производных и их применение для присадок или пенообразования раскрыто, например, в WO 97/42299 A1, WO 2000/72952 A1, или WO 2002/090369 A2.

US 2007/0219097 A1 раскрывает буровые растворы, которые содержат смесь поверхностно-активных веществ, полученную взаимодействием водного раствора алкил- и/или алкенилолигогликозидов с ω-галокарбоновыми кислотами или их солями или их сложными эфирами. Буровые растворы имеют различные функции в процессе бурения, включая удаление выемок грунта из скважины, однако цель буровых растворов заключается не в проникновении в подземную формацию, а они должны оставаться в скважине. Применение производных алкил- и/или алкенилолигогликозидов, упомянутых выше, для улучшенной добычи нефти в US 2007/0219097 A1 не раскрыто.

Широко распространены технологии улучшенной добычи нефти, которые включают применение щелочных водных растворов. Сырая нефть может содержать также карбоновые кислоты, такие как нафтеновая кислота. Щелочь преобразует подобные кислоты в соответствующие соли и полученные соли карбоновых кислот служат как встречающиеся в природе поверхностно-активные вещества, которые способствуют мобилизации сырой нефти из формации. В частности известно применение водных растворов, содержащих щелочные компоненты в комбинациях с поверхностно-активными веществами, для EOR и известно применение водных растворов, содержащих щелочные компоненты, поверхностно-активные вещества и загущающие полимеры. Первая технология известна как заводнение щелочным поверхностно-активным веществом, и последняя известна как заводнение полимером и щелочным поверхностно-активным веществом. Возможная генерация осадков в щелочной окружающей среде является даже более критической проблемой, чем в кислотной окружающей среде и, следовательно, существует необходимость в поверхностно-активных веществах, которые проявляют удовлетворительные характеристики при заводнении щелочным поверхностно-активным веществом и/или заводнении полимером и щелочным поверхностно-активным веществом.

Соответственно обнаружен способ добычи нефти из подземной формации, который включает в себя стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, которая содержит поверхностно-активное количество карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно формуле (I)

,

в которой

R1 представляет собой линейную или разветвленную алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 8 до 22 атомов углерода;

R2 представляет собой соединительную группу, выбираемую из группы

R2a: углеводородных групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода,

R2b: сложноэфирных групп -C(O)-O-R3-, где R3 является углеводородной группой, содержащей от 1 до 6 атомов углерода;

X представляет собой водород или катион щелочного металла;

AO представляет собой одну или более групп, выбираемых из группы, состоящей из групп этиленоксида, пропиленоксида и/или бутиленоксида;

G представляет собой сахарное звено, содержащее 5 или 6 атомов углерода;

n является числом от 0 до 50;

p является числом от 1 до 10; и

q является числом от 1 до 4.

К удивлению наблюдалось, что производные алкил- и/или алкенилолигогликозидов формулы (I) проявляют превосходное поведение по сравнению с алкилполигликозидами в частности при заводнении щелочным поверхностно-активным веществом.

Что касается изобретения, следующее следует изложить подробно:

В способе улучшенной добычи нефти, как описано выше, применяется водная композиция поверхностно-активного вещества, содержащая по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество формулы (I). Кроме поверхностно-активных веществ формулы (I) можно также применять другие химические компоненты, включая другие поверхностно-активные вещества, но не ограничиваясь ими.

Производные алкил- и/или алкенилолигогликозидов, применяемые в качестве поверхностно-активных веществ

Производные алкил- и/или алкенилолигогликозидов, применяемые для способа добычи нефти согласно настоящему изобретению, представляют собой карбоксилатные производные алкил- или алкенилолигогликозидов или карбоксилатные производные алкоксилированных алкил- или алкенилолигогликозидов.

Подобные соединения известны в технике и их можно получить посредством взаимодействия алкил- и/или алкенилолигогликозидов с подходящими реагентами для введения карбоксилатных групп или посредством алкоксилирования на первой стадии алкил- и/или алкенилолигогликозидов и затем взаимодействия алкоксилированных алкил- и/или алкенилолигогликозидов с подходящими реагентами для введения карбоксилатных.

Алкил- и/или алкенилолигогликозидная группа

Алк(ен)илолигогликозидная часть молекулы может быть представлена формулой R1-O-(G)p (II), в которой R1, G и p имеют значения, как упомянуто выше. Они могут быть производными от альдоз или кетоз, содержащих 5 или 6 атомов углерода, предпочтительно глюкозы. Соответственно предпочтительными исходными материалами алкил- или алкенилолигогликозидов являются алкил- или алкенилолигогликозиды. Эти материалы также известны в общем как "алкилполигликозиды" (APG).

Показатель p в общих формулах (I) и (II) указывает степень олигомеризации (степень DP), т.е. количество звеньев моно- и олигогликозидов, и равен числу от 1 до 10. В то время как необходимо, чтобы p для конкретной молекулы должен быть всегда целым числом, значение p для алкилолигогликозида является аналитически определенным вычисленным количеством, которое не требует целого значения, а может быть рациональным числом. Предпочтительно применяют алк(ен)илолигогликозиды, имеющие среднюю степень олигомеризации p от 1,1 до 3,0. С точки зрения применимости предпочтительны алк(ен)илолигогликозиды, имеющие степень олигомеризации ниже 1,7 и более конкретно между 1,2 и 1,4.

Алкильный или алкенильный радикал R1 может быть производным от первичных алифатических насыщенных или ненасыщенных спиртов, содержащих от 4 до 22, в частности от 8 до 22 и предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода, более предпочтительно от 10 до 16 атомов углерода. Типичными примерами являются бутанол, капроновый спирт, каприловый спирт, каприновый спирт, ундециловый спирт, лауриловый спирт, миристиловый спирт, цетиловый спирт, пальмитолеиловый спирт, стеариловый спирт, изостеариловый спирт, олеиловый спирт, элаидиловый спирт, петроселиновый спирт, арахиловый спирт, гадолеиловый спирт, бегениловый спирт, эруциловый спирт и их технические смеси, такие как образованные, например, в гидрировании технических сложных метиловых эфиров жирных кислот или в гидрировании альдегидов из оксосинтеза Роэлена. Предпочтительны алкилолигогликозиды на основе гидрированного C8-C16 спирта кокосового масла, имеющего DP от 1 до 3.

Алкил- и/или алкенилолигогликозиды, содержащие полиалкоксигруппы

В одном варианте выполнения изобретения алкоксилированные алкил- и/или алкенилолигогликозиды применяют в качестве исходного материала для получения карбоксилатных производных. Подобные алкоксилированные продукты могу быть представлены формулой R1-O-[(G)p(AO)n] (III) и их в основном получают добавлением алкиленоксида, более конкретно этиленоксида (EO), пропиленоксида (PO), бутиленоксида (BO) или их смесей - или в статистическом распределении или поблочно - к гликозидному звену. В формуле (III) p имеет значение, как определено выше, и n является количеством звеньев алкиленоксида. В основном возможно получить эти промежуточные продукты алкоксилированием сахарной основы и последующим ацетолированием с помощью спирта до обрыва с алкоксилированным алкилолигогликозидом. Однако обнаружено более преимущественным по отношению к качеству и выходу продукта начинать с алкилолигогликозида и добавлять алкиленоксиды. Для того чтобы избежать неопределенностей следует отметить, что алкоксилирование происходит на свободных гидроксильных группах сахарной основы. Так как реакция является термодинамически регулируемой, получится статистическое распределение алкиленоксидных звеньев над гидроксильными группами, которые доступны для алкоксилирования. Алкоксилирование алкил- и/или алкенилолигогликозидов известно квалифицированному специалисту и подходящие процедуры раскрыты, например в US 4834903 или WO 2005/087785 A2. Реакцию можно проводить в обычных условиях, предпочтительно в присутствии щелочного катализатора, который может быть гомогенным (например, трет-бутилат калия) или гетерогенным катализатором (например, гидроталькит). В основном алкоксилирование можно проводить при температурах от 80°C до 150°C, предпочтительно от 100°C до 120°C и давлениях от 1 до 5 бар.

Если алкил- и/или алкенилолигогликозиды являются алкоксилированными, можно добавлять к гликозидам от 1 до 50, предпочтительно от 2 до 40 и более предпочтительно от 5 до 25 молей алкиленоксида, предпочтительно этиленоксида и/или пропиленоксида. В предпочтительном варианте выполнения изобретения по меньшей мере 20 мол. % и в частности по меньшей мере 50 мол. % звеньев алкиленоксида являются звеньями этиленоксида. В дополнительно предпочтительном варианте выполнения изобретения применяемые алкиленоксиды являются этиленоксидом и/или пропиленоксидом, в котором по меньшей мере 20 мол. %, предпочтительно по меньшей мере 50 мол. % и более предпочтительно по меньшей мере 80 мол. % звеньев алкиленоксидов являются звеньями этиленоксида.

Производные карбоксилатов

Производные алкил- и/или алкенилолигогликозидов, применяемые в способе согласно настоящему изобретению, представляют собой карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) согласно формуле (I)

,

в которой

R1 представляет собой линейную или разветвленную алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 4 до 22 атомов углерода, в частности от 8 до 22 атомов углерода, предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода и более предпочтительно от 10 до 16 атомов углерода;

R2 представляет собой соединительную группу, выбираемую из группы из

R2a: групп алифатических углеводородов, предпочтительно алкиленовых групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода,

R2b: сложноэфирных групп общей формулы -C(O)-O-R3- (IV), в которой R3 представляет собой насыщенную или ненасыщенную алифатическую или ароматическую углеводородную группу, содержащую от I до 6 атомов углерода;

X представляет собой водород или катион щелочного металла, предпочтительно натрия или калия;

AO представляет собой одну или более групп, выбираемых из группы, состоящей из групп этиленоксида, пропиленоксида и/или бутиленоксида;

G является сахарным звеном, содержащим 5 или 6 атомов углерода, предпочтительно звеном глюкозы;

n является числом от 0 до 50;

p является числом от 1 до 10, предпочтительно от 1 до 2; и

q является числом от 1 до 4, предпочтительно от 1 до 2.

Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) можно получить посредством взаимодействия алкил- и/или алкенилолигогликозидов или алкоксилированных алкил- и/или алкенилолигогликозидов с подходящими реагентами для введения карбоксилатных групп.

Примеры подходящих реагентов для введения групп карбоновых кислот включают

(a) галоген замещенные карбоновые кислоты, такие как α-галогенкарбоновые кислоты или ω-галогенкарбоновые кислоты, предпочтительно хлоруксусная кислота или ее натриевая соль;

(b) альфа, бета-ненасыщенные карбоновые кислоты, предпочтительно (мет)акриловая кислота; или

(c) ангидриды циклических дикарбоновых кислот, предпочтительно ангидрид янтарной кислоты, ангидрид малеиновой кислоты или ангидрид фталевой кислоты,

такие, как например, раскрытые в WO 2002/090369 A2 и US 6248792 B1.

Природа соединительной группы R2 зависит от природы реагента, применяемого для введения группы карбоновой кислоты.

Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров), содержащие группы -R2a-COOX, можно получить применением галогензамещенных карбоновых кислот (a), содержащих от 2 до 7 атомов углерода. В случае применения хлоруксусной кислоты или ее натриевой соли R2a представляет собой метиленовую группу-CH2-, в случае применения ω-хлорпропионовой кислоты или ее соли R2a представляет собой 1,2-этиленовую группу -CH2-CH2-, в случае применения α-хлорпропионовой кислоты или ее соли R2a представляет собой группу -СН(CH3)-. Группы R2a можно также получить применением альфа, бета-ненасыщенных карбоновых кислот (b) в качестве реагентов. 1,2-этиленовые группы -CH2-CH2- можно получить применением акриловой кислоты или ее солей, 1,2 пропиленовые группы -CH2-СН(СН3)- можно получить применением метакриловой кислоты или ее солей. В предпочтительном варианте выполнения изобретения R2a является метиленовой группой -CH2-. Само собой разумеется, что карбоксилирование также является статистическим процессом. Следовательно, нет необходимости, чтобы количество карбоновых групп q было целым числом, а может быть рациональным числом.

Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров), содержащие группы -R2b-COOX, можно получить применением циклических ангидридов дикарбоновых кислот. В ходе взаимодействия с группами OH (алкоксилированного) алкил- и/или алкенилолигогликозида ангидридный цикл раскрывается. В случае применения в качестве реагента ангидрида янтарной кислоты образуются (алкоксилированные) алкил- и/или алкенилгликозиды, которые содержат фрагменты -O-С(O)-CH2-CH2-СООХ, т.е. R2b представляет собой группу -O-С(O)-СН2-CH2- и, следовательно, R3 представляет собой этиленовую группу -СН2-CH2-.

В предпочтительном варианте выполнения изобретения R2 выбирают из групп R2a, и даже более предпочтительная группа R2 представляет собой метиленовую группу -CH2-.

В одном варианте выполнения изобретения применяемые поверхностно-активные вещества обладают формулой R1-O-(G)p(-R2-COOX)q (Ia), предпочтительно R-O-(G)p(-CH2-COOX)q (Ib), т.е. в поверхностно-активном веществе не присутствуют никакие алкоксигруппы. R1, p и q имеют значение, как определено выше. В формулах (Ia) и (Ib) R1 может предпочтительно представлять собой алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 8 до 22 атомов углерода, более предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода и более предпочтительно от 10 до 16 атомов углерода, G предпочтительно представляет собой звено глюкозы, p является числом от 1 до 2, и q является числом от 1 до 2. Подобные поверхностно-активные вещества коммерчески доступны, например, как Plantapon® LGC (BASF Personal Care & Nutrition GmbH).

В другом варианте выполнения поверхностно-активные вещества формулы (I), предпочтительно поверхностно-активные вещества формулы R1-O-[(G)p(AO)n](-CH2-COOX)q (Ie) содержат алкоксигруппы, т.е. n составляет ≥0. Для квалифицированного специалиста само собой разумеется, что алкоксилирование является статистическим процессом и количество алкоксигрупп является средним числом. Следовательно, нет необходимости, чтобы n было целым числом, а может также быть положительным рациональным числом >0. В этом варианте выполнения предпочтительно n является числом от 1 до 50, более предпочтительно от 2 до 40 и наиболее предпочтительно от 5 до 25. R1 может предпочтительно представлять собой алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 8 до 22 атомов углерода, более предпочтительно от 8 до 18 атомов углерода и более предпочтительно от 10 до 16 атомов углерода, G предпочтительно представляет собой звено глюкозы, p является числом от 1 до 2, и q является числом от 1 до 2.

Водные композиции

Для способа добычи нефти согласно настоящему изобретению применяют водную композицию, содержащую по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество формулы (I). Предпочтительно водная композиция содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество формулы (Ia), более предпочтительно одно формулы (Ib). Конечно, можно применять также смеси двух или более поверхностно-активных веществ формулы (I).

Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) применяют по меньшей мере в активном количестве поверхностно-активного вещества, т.е. в таком количестве, чтобы поверхностно-активные вещества проявляли обнаруживаемое влияние на свойства на границе раздела фаз в формации. В частности поверхностно-активные вещества формулы (I) могут присутствовать в указанных водных композициях с концентрацией от 0,01% до 5 мас. %, в частности от 0,05% до 5 мас. %, предпочтительно от 0,1% до 2,5 мас. % и более предпочтительно от 0,1% до 1,5 мас. % на основе количества всех компонентов композиции.

Кроме воды и карбоксилатов алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) формулы (I) водные композиции могут, конечно, содержать дополнительные компоненты или добавки, такие как вспомогательные растворители, вспомогательные поверхностно-активные вещества, основания, комплексообразователи или загущающие полимеры.

Водный растворитель

В качестве растворителя водная композиция содержит по меньшей мере 50 мас. % воды, предпочтительно по меньшей мере 80 мас. %, более предпочтительно по меньшей мере 90 мас. % воды на основе количества всех компонентов композиции. Кроме воды, композиция может содержать органические растворители, смешиваемые с водой. Примеры подобных растворителей включают спирты, такие как, например, метанол, этанол, пропанол, 1-бутанол, 2-бутанол, бутилэтиленгликоль, бутилэтилендигликоль или бутилэтилентригликоль. В одном варианте выполнения изобретения водная композиция содержит только воду в качестве растворителя.

Вода, применяемая для водной композиции, может быть пресной водой, а также можно применять рассолы, такие как морская вода и/или пластовая вода или морская вода и/или пластовая вода, смешанные с пресной водой.

Значительное преимущество карбоксилатов алкил и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров), применяемых в способе согласно настоящему изобретению, заключается в том, что несмотря на факт, что поверхностно-активные вещества содержат анионные карбоновые группы, они обладают высокой стойкостью к солям, в частности двухвалентным солям, таким как Ca2+ или Mg2+.

Возможность применения рассолов или смесей рассолов и пресной воды в качестве растворителя является значительным экономическим преимуществом способа согласно изобретению. Само собой разумеется, что намного более эффективно для шельфового получения нефти применять морскую воду вместо пресной воды. Кроме того, возможность повторного нагнетания полученной пластовой воды (вместо ее отвода) также предоставляет экономическое преимущество, в частности для расположенного на суше получения нефти, где может быть затруднен отвод пластовой воды.

В одном варианте выполнения изобретения вода, присутствующая в водной композиции, содержит соли в количестве от 1000 частей на миллион до 350000 частей на миллион, в частности 20000 частей на миллион до 350000 частей на миллион, предпочтительно от 20000 частей на миллион до 200000 частей на миллион и например, от 100000 частей на миллион до 250000 частей на миллион Количество двухвалентных ионов, в частности ионов щелочноземельных металлов, особенно ионов Mg2+ и Ca2+, может составлять от 500 до 53000 частей на миллион, предпочтительно от 1000 до 20000 частей на миллион.

Вспомогательные поверхностно-активные вещества

В одном варианте выполнения водная композиция содержит по меньшей мере одно дополнительное вспомогательное поверхностно-активное вещество, например, поверхностно-активное вещество, выбираемое из группы, состоящей из анионных, неионных, амфотерных или цвиттерионных поверхностно-активных веществ или их смесей, предпочтительно выбираемых из группы анионных и/или неионных поверхностно-активных веществ.

В предпочтительном варианте выполнения изобретения водная композиция содержит по меньшей мере одно анионное поверхностно-активное вещество в качестве дополнительного поверхностно-активного вещества. Примеры подходящих анионных вспомогательных поверхностно-активных веществ включают поверхностно-активные вещества, содержащие сульфатные, сульфонатные или карбоксильные группы.

Примеры предпочтительных анионных вспомогательных поверхностно-активных веществ сульфонатного типа включают сульфонаты алкилбензола, например, сульфонат додеилбензола, нефтяные сульфонаты, парафиновые сульфонаты и олефиновые сульфонаты.

Олефиновые сульфонаты известны в технике и обычно они представляют собой смеси сульфонатов и дисульфонатов алкен- и гидроксиалканов, так как их получают, например, сульфированием моноолефинов, например, моноолефинов C12-30, содержащих конечную или внутреннюю двойную связь, с помощью триоксида серы и последующим щелочным или кислотным гидролизом продуктов сульфирования.

Дополнительные примеры предпочтительных анионных вспомогательных поверхностно-активных веществ, кроме того, включают алкилсульфаты простых эфиров, алкилсульфонаты простых эфиров и алкилкарбоксилаты простых эфиров. Эти вспомогательные поверхностно-активные вещества можно представить общей формулой RO-(AO)k-R'-Y, в которой R является линейной или разветвленной алкильной группой C12-36, предпочтительно алкильной группой C16-36, АО представляет алкиленоксидную группу, предпочтительно выбираемую из группы, состоящей из этиленоксидных, пропиленоксидных и бутиленоксидных групп, к является числом от 1 до 50, предпочтительно от 5 до 30, R' представляет собой простую связь или соединительную группу, в частности двухвалентную углеводородную соединительную группу, содержащую от 1 до 6 атомов углерода, например, метиленовую группу, и Y представляет собой группу, выбираемую из сульфатных групп -OSO3H, сульфонатных групп -SO3H и карбоксильных групп -COOH или их солей, в частности солей натрия. Предпочтительно по меньшей мере 30 мол. %, более предпочтительно по меньшей мере 50 мол. % групп АО являются этиленоксидными группами.

Примеры неионных вспомогательных поверхностно-активных веществ включают алкоксилированные спирты, предпочтительно этоксилированные и/или пропоксилированные, особенно первичные спирты, содержащие предпочтительно от 12 до 36 атомов углерода и в среднем от 1 до 12 молей этиленоксида (EO) и/или от 1 до 10 молей пропиленоксида (PO) на моль спирта. Особенно предпочтительны алкоксилаты спиртов, содержащих от 8 до 16 атомов углерода, преимущественно этоксилированные и/или пропоксилированные алкоксилаты спиртов, содержащих от 10 до 15 атомов углерода, особенно алкоксилаты спиртов, содержащих от 12 до 14 атомов углерода, со степенью этоксилирования между 2 и 10, предпочтительно между 3 и 8, и/или степенью пропоксилирования между 1 и 6, предпочтительно между 1,5 и 5. Процитированные степени этоксилирования и пропоксилирования являются средними значениями, и нет необходимости, чтобы они были целыми числами, но они могут также быть рациональными числами. Предпочтительные этоксилаты и пропоксилаты спиртов имеют узкое распределение гомологов (узкий интервал этоксилатов/пропоксилатов, NRE/NRP). Дополнительные примеры неионных поверхностно-активных веществ включают жирные спирты более чем с 12 EO. Их примерами являются (твердые) жирные спирты с 14 EO, 16 EO, 20 EO, 25 EO, 30 EO или 40 EO.

Другой класс неионных поверхностно-активных веществ, которые можно применять или как одиночное неионное поверхностно-активное вещество или в комбинации с другими неионными поверхностно-активными веществами, в частности, вместе с алкоксилированными жирными спиртами и/или алкилгликозидами, представляет собой алкоксилированные, предпочтительно этоксилированные или этоксилированные и пропоксилированные сложные алкильные эфиры жирных кислот, предпочтительно содержащие от 1 до 4 атомов углерода в алкильной цепи, более конкретно сложные метиловые эфиры жирных кислот, которые описаны, например, в Японской патентной заявке JP-A-58/217598, или которые предпочтительно получают способом, описанном в WO 90/13533 A1. Особенно предпочтительны сложные метиловые эфиры C12-C18 жирных кислот, содержащие в среднем от 3 до 15 EO, особенно содержащие в среднем от 5 до 12 EO.

Конечно, производные согласно настоящему изобретению также можно комбинировать с не модифицированными алкил гликозидами. Подходящие типы уже раскрыты ранее.

Также могут быть подходящими неионные поверхностно-активные вещества аминоксидного типа, например, оксид N-коко-алкил-N,N-диметиламина и N-талловый оксид алкил-N,N-дигидроксиэтиламина и алканоламиды жирных кислот.

Также в качестве вспомогательных поверхностно-активных веществ можно применять так называемые димерные поверхностно-активные вещества. Димерные поверхностно-активные вещества содержат две гидрофильные группы и две гидрофобные группы на молекулу. Как правило, эти группы отделяются друг от друга "разделителем". Обычно разделителем является углеводородная цепь, которая предназначена быть достаточно длинной, чтобы гидрофильные группы находились на достаточном расстоянии друг от друга, чтобы быть способными действовать независимо друг от друга. Эти типы, как правило, характеризуются необычно низкой критической концентрацией мицелл и способностью к сильному понижению поверхностного натяжения воды. Однако в исключительных случаях под термином димерные поверхностно-активные вещества подразумевают не только димерные, но также тримерные поверхностно-активные вещества.

Кроме того, в качестве вспомогательных поверхностно-активных веществ можно применять амфотерные или цвиттерионные поверхностно-активные вещества, например, бетаины. Амфотерные или цвиттеронные поверхностно-активные вещества обладают множеством функциональных групп, которые могут ионизировать в водном растворе и в соответствии с чем - в зависимости от условий среды - проявлять анионный или катионный характер по отношению к соединениям (см. DIN 53900, июль 1972). Рядом с изоэлектрической точкой (около pH 4) амфотерные поверхностно-активные вещества образуют внутренние соли, становясь таким образом плохо растворимыми или не растворимыми в воде. Амфотерные поверхностно-активные вещества подразделяют на амфолиты и бетаины, причем последний существует в растворе как цвиттерионы. Амфолиты являются амфотерными электролитами, т.е. соединениями, которые обладают как кислотными, так и основными гидрофильными группами, и следовательно ведут себя как кислоты или как основания в зависимости от условий. Особенно бетаины являются известными поверхностно-активными веществами, которые получают главным образом карбоксиалкилированием, предпочтительно карбоксиметилированием аминных соединений. Исходные материалы предпочтительно конденсируют с помощью галокарбоновых кислот или их солей, более конкретно хлорацетатом натрия, причем образуется один моль соли на моль бетаина. Также возможно добавление ненасыщенных карбоновых кислот, таких как, например, акриловая кислота. Примеры подходящих бетаинов представляют собой продукты карбоксиалкилирования вторичных и в частности третичных аминов, которые соответствуют формуле R1R2R3N-(CH2)qCOOX, где R1 представляет собой алкильный радикал, содержащий от 6 до 22 атомов углерода, R2 представляет собой водород или алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, R представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода, q является числом от 1 до 6 и X представляет собой щелочной и/или щелочноземельный металл или аммоний. Типичными примерами являются продукты карбоксиметилирования гексилметиламина, гексилдиметиламина, октилдиметиламина, децилдиметиламина, C12/14-кокоалкилдиметиламина, миристилдиметиламина, цетилдиметиламина, стеарилдиметиламина, стеарилэтилметиламина, олеилдиметиламина, таллового C16/18-алкилдиметиламина и их технических смесей, и особенно додецилметиламин, додецилдиметиламин, додецилэтилметиламин и их технические смеси. Подобные поверхностно-активные вещества коммерчески доступны, например, как Dehyton® AB.

Другими подходящими бетаинами являются продукты карбоксиалкилирования амидоаминов, соответствующие формуле R1CO-NH-(CH2)p-N(R3)(R4)-(CH2)qCOOX, в которой R1CO представляет собой алифатический ацильный радикал, содержащий от 6 до 22 атомов углерода и от 0 или 1 до 3 двойных связей, R2 представляет собой водород или алкильный радикал, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, R представляет собой алкильный радикал, содержащий от 1 до 4 атомов углерода, p является числом от 1 до 6, q является числом от 1 до 3 и X представляет собой щелочной и/или щелочноземельный металл или аммоний. Типичными примерами являются продукты взаимодействия жирных кислот, содержащих от 6 до 22 атомов углерода, подобных, например, капроновой кислоте, каприловой кислоте, каприновой кислоте, лауриновой кислоте, миристиновой кислоте, пальмитиновой кислоте, пальмолеиновой кислоте, стеариновой кислоте, изостеариновой кислоте, олеиновой кислоте, элаидиновой кислоте, петроселиновой кислоте, линолевой кислоте, линолевой кислоте, элеостеариновой кислоте, арахидоновой кислоте, гадолеиновой кислоте, бегеновой кислоте, эруковой кислоте и их техническим смесям с Ν,N-диметиламиноэтиламином, Ν,N-диметиламинопропиламином, Ν,N-диэтиламиноэтиламином и Ν,N-диэтиламинопропиламином, которые конденсируют с помощью хлорацетата натрия. Подобные продукты также коммерчески доступны, например, как Dehyton® K, Dehyton® PK или как Tego® Betaine.

Другими подходящими исходными материалами для бетаинов для применения для целей изобретения являются имидазолины. Эти вещества также известны и их можно получить, например, посредством циклической конденсации 1 или 2 молей C6-C22 жирных кислот с полифункциональными аминами, такими как, например, аминоэтилэтаноламин (AEEA) или диэтилентриамин. Соответствующие продукты карбоксиалкилирования представляют собой смеси различных бетаинов с открытой цепью, Типичными примерами являются продукты конденсации упомянутых выше жирных кислот с AEEA, предпочтительно имидазолинами на основе лауриновой кислоты, которые далее бетаинизируют с помощью хлорацетата натрия. Коммерчески доступные продукты включают Dehyton® G.

Вспомогательные поверхностно-активные вещества могут присутствовать в количестве от 0,01 до 5,0, предпочтительно от около 0,05 до около 1,5 мас. % на основе общего количества всех компонентов водной композиции.

Карбоксилаты алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) формулы (I) и вспомогательные поверхностно-активные вещества могут присутствовать в водной композиции в массовом отношении от около 10:90 до около 90:10, предпочтительно от около 25:75 до около 75:25 и более предпочтительно от около 40:60 до около 60:40.

Общая концентрация всех поверхностно-активных веществ вместе составляет как правило от 0,01 до 5 мас. % на основе общего количества водной композиции поверхностно-активных веществ, предпочтительно от 0,05 до 2,5 мас. % и более предпочтительно от 0,1 до 2 мас. %.

Основания

В особенно предпочтительном варианте выполнения изобретения водная композиция дополнительно содержит по меньшей мере одно основание. Подобные основания можно выбирать из группы гидроксидов щелочных металлов, силикатов щелочных металлов или карбонатов щелочных металлов, предпочтительно из гидроксидов щелочных металлов и карбонатов щелочных металлов.

Водную композицию, содержащую основания, можно применять для так называемого заводнения щелочными поверхностно-активными веществами и/или заводнения полимерами и щелочными поверхностно-активными веществами. С помощью подобного добавления оснований, например, можно снизить задержание в формации. Преимущественно добавление основных солей преобразует кислотные соединения в нефтепродуктах, особенно нафтеновые кислоты, которые встречаются в нефтепродукте, до соответствующих солей, которое дает начало природному действию поверхностно-активных веществ. Понижение натяжения на границе раздела фаз таким образом вызывается не только карбоксилатами алкил- и/или алкенилолигогликозидов (простых эфиров) и необязательно вспомогательными поверхностно-активными веществами только, но активизируется природными поверхностно-активными веществами.

Количество основания может составлять в основном от 0,1 мас. % до 5 мас. % на основе общего количества всех компонентов водной композиции. Примеры предпочтительных основных солей включают карбонат натрия или гидроксид натрия. Квалифицированный специалист может регулировать значение pH подобных водных композиций, содержащих основания, согласно своим нуждам и оно может составлять от более чем 7 до 13, предпочтительно от 8 до 12, более предпочтительно от 9 до 11.

Загущающие полимеры

Кроме того, водная композиция может содержать один или более растворимый в воде загущающий полимер. Загущающие полимеры для применения в области нефтедобычи известны квалифицированным специалистам.

Примеры подобных загущающих полимеров включают гомо- и сополимеры акриламида, такие как гомо-полиакриламид, частично гидролизованные полиакриламиды или сополимеры акриламида и мономеров, содержащих кислотные группы, например, сульфонатные группы и/или карбоксилатные группы.

Класс загустителей, которые являются особенно пригодными, включает загустители на основе смол гомополисахаридов. Подобные загустители в основном являются неионными и имеют молекулярную массу, которая составляет более чем около один миллион, предпочтительно в интервале от около 1 до около 3,5 миллионов. Полимерная структура предпочтительно представляет собой линейную цепь звеньев гидроглюкозы, соединенных бета (1-3). Загустители на основе смол гомополисахаридов имеют ряд значительных преимуществ по отношению ко многим традиционным загустителям для заводнения. Во-первых, эти загустители, как правило, более термически стабильны. То есть, они испытывают только умеренное понижение вязкости при увеличении температуры, в то время как большинство природных и синтетических смол испытывают значительное понижение вязкости с увеличением температуры. В случае этих загустителей изменения вязкости при низких концентрациях являются относительно небольшими. Во-вторых, эти загустители относительно легко нагнетать. Рядом со скважиной нагнетания текучие среды для заводнения должны течь с относительно высокими скоростями. Эти загустители сохраняют свои вязкости почти неизменными после сильного механического сдвига. В-третьих, эти загустители имеют относительно высокую устойчивость к действию солей, особенно по отношению к ионам двухвалентных и трехвалентных металлов. В-четвертых, на вязкости пробок поверхностно-активных веществ и буферных пробок, содержащих подобные загустители, относительно не влияют изменения pH в интервале от около 3 до около 11.

Дополнительные компоненты

Примеры дополнительных компонентов, которые можно добавлять к водной композиции, включают в частности комплексообразователи, например, EDTA или MGDA. Подобные комплексообразователи можно выгодно применять, когда водная композиция содержит основания.

Предпочтительные водные композиции

Предпочтительные водные композиции содержат воду, имеющую соленость от 1000 до 350000 частей на миллион, предпочтительно от 1000 частей на миллион до 200000 частей на миллион и содержание поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) составляет от 0,05 мас. % до 0,5 мас. %. Предпочтительно поверхностно-активные вещества представляют собой поверхностно-активные вещества формулы (Ia). Кроме того, может присутствовать вспомогательное поверхностно-активное вещество и/или комплексообразователь.

Предпочтительные водные композиции для заводнения щелочными поверхностно-активными веществами содержат воду, имеющую соленость от 1000 до 350000 частей на миллион, предпочтительно от 1000 частей на миллион до 200000 частей на миллион и содержание поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) составляет от 0,05 мас. % до 0,5 мас. %. Предпочтительно поверхностно-активные вещества представляют собой поверхностно-активные вещества формулы (Ia). Кроме того, водная композиция содержит основание, предпочтительно NaOH и/или Na2CO3, для регулирования значения pH до от 8 до 12, предпочтительно от 9 до 11. Кроме того, может присутствовать вспомогательное поверхностно-активное вещество и/или комплексообразователь.

Предпочтительные водные композиции для заводнения полимерами и щелочными поверхностно-активными веществами содержат воду, имеющую соленость от 1000 до 350000 частей на миллион, предпочтительно от 1000 частей на миллион до 200000 частей на миллион и содержание поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) составляет от 0,05 мас. % до 0,5 мас. %. Предпочтительно поверхностно-активные вещества представляют собой поверхностно-активные вещества формулы (Ia). Кроме того, водная композиция содержит основание, предпочтительно NaOH и/или Na2CO3, для регулирования значения pH до от 8 до 12, предпочтительно от 9 до 11 и загущающий полимер предпочтительно в количестве от 0,05 мас. % до 0,5 мас. %. Кроме того, может присутствовать вспомогательное поверхностно-активное вещество и/или комплексообразователи.

Изготовление водных композиций

Водную композицию для применения можно изготовить смешением всех компонентов с водой и/или рассолом с применением обычных смесительных агентов. Это можно осуществить на месте. Конечно, возможно сначала изготовить концентрат, например, на химическом заводе, который только разбавляют до желательной концентрации для нагнетания в формацию сразу же на месте. Как правило, общая концентрация поверхностно-активных веществ в подобном концентрате может составлять от 30 до 50 мас. %.

Способ добычи нефти из подземной формации

Способ согласно настоящему изобретению можно использовать в подземных формациях, имеющих температуру формации, равную по меньшей мере 10°C, например, от 10 до 150°C, особенно температуру формации по меньшей мере от 15°C до 120°C. Способ особенно подходит для залежей с повышенной температурой, особенно залежей при от 40°C до 120°C, предпочтительно от 45°C до 110°C и более предпочтительно от 50°C до 100°C.

Нефть может содержать легкую, среднюю и тяжелую нефть, например, которые имеют плотность API от 10° до 45° API (как определено Американским институтом нефти).

Известным образом подземная формация содержит нефть и пластовую воду, которая, как правило, имеет большее или меньшее содержание соли. Соли в пластовой воде могут особенно быть солями щелочных металлов и солями щелочноземельных металлов. Примеры типичных катионов включают Na+, K+, Mg2+ или Ca2+, и примеры типичных анионов включают хлорид, бромид, бикарбонат, сульфат или борат.

Общая соленость (TDS) пластовой воды может колебаться вплоть до 200000 частей на миллион и даже более высокие количества и концентрации ионов двухвалентных металлов могут составлять вплоть до 20000 частей на миллион и даже выше. Преимущественно поверхностно-активные вещества согласно настоящему изобретению пригодны для залежей, содержащих пластовую воду, имеющую общую соленость более чем 30000 частей на миллион Подобные условия в основном встречаются при различных обстоятельствах в Прудо Бэй, Северном море, Персидском заливе, Мексиканском заливе, а также других важных нефтяных месторождениях. В одном варианте выполнения изобретения общее содержание соли пластовой воды составляет от 20000 частей на миллион до 350000 частей на миллион (массовые части на основе суммы всех компонентов пластовой воды), например, от 100000 частей на миллион до 250000 частей на миллион Количество ионов щелочноземельных металлов, особенно ионов Mg2+ и Ca2+, может составлять от 1000 до 53000 частей на миллион.

В способе согласно изобретению композицию водного поверхностно-активного вещества, описанную выше, нагнетают в отложение нефтепродукта по меньшей мере через по меньшей мере один нагнетательный ствол скважины и сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере один добывающий ствол скважины. В этом контексте термин "сырая нефть" конечно, не означает однофазную нефть, а означает обычные эмульсии сырой нефти и воды. Как правило, отложение обеспечивают несколькими нагнетательными стволами скважин и несколькими добывающими стволами скважин. Одно расположение скважин, обычно применяемое в операциях заводнения и подходящее для применения в проведении способа настоящего изобретения, представляет собой комплексную пятиточечную сетку размещения скважин типа, иллюстрированного в US 3927716. В осуществлении настоящего изобретения также можно применять другие расположения скважин, известные в технике.

Состав водной композиции, применяемый для настоящего изобретения, может выбираться квалифицированным специалистом согласно своим нуждам и условиям, преобладающим в подземной формации. Подходящие водные композиции и предпочтительные варианты выполнения уже описаны выше.

В одном варианте выполнения изобретения способ представляет собой процесс заводнения щелочным поверхностно-активным веществом. В этом варианте выполнения применяют водную композицию, содержащую - кроме воды и поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) - по меньшей мере одно основание. Подходящие водные композиции для заводнения щелочным поверхностно-активным веществом уже описаны выше.

В другом варианте выполнения изобретения способ согласно настоящему изобретению представляет собой процесс заводнения полимером и щелочным поверхностно-активным веществом. В этом варианте выполнения применяют водную композицию, содержащую - кроме воды и поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) - по меньшей мере одно основание и один загущающий полимер. Подходящие композиции для заводнения полимером и щелочным поверхностно-активным веществом и предпочтительные варианты выполнения уже описаны выше.

Способ согласно настоящему изобретению, конечно, может включать в себя дополнительные стадии.

Водную композицию, которую нагнетают в подземную формацию согласно способу настоящего изобретения, можно также отнести к пробке поверхностно-активного вещества.

В одном варианте выполнения пробку поверхностно-активного вещества нагнетают в формацию через одну или более нагнетательных скважин с последующей буферной пробкой. После буферной пробки среду для заводнения можно необязательно нагнетать для вытеснения нефти по направлению к одной или более добывающим скважинам. Пробка поверхностно-активного вещества в основном имеет более низкую вязкость, чем буферная пробка. Пробка поверхностно-активного вещества может содержать загуститель, причем концентрация загустителя предпочтительно находится в интервале от около 0,05% до около 0,2 мас. %. Буферная пробка содержит достаточное количество загустителя для увеличения вязкости буферной пробки до уровня выше вязкости пробки поверхностно-активного вещества, и снижая, таким образом, отношение подвижностей между нагнетаемой водой и нефтью в формации.

Размер пробки поверхностно-активного вещества колеблется в интервале от около 0,2 до около 3 объемов пор. Концентрацию поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ в пробке поверхностно-активного вещества предпочтительно регулируют в соответствии с размером пробки. Таким образом, пробка поверхностно-активного вещества с объемом пор, равным около 0,2, предпочтительно имеет объединенную концентрацию поверхностно-активных веществ от около 1 до около 3 мас. %. Пробка поверхностно-активного вещества с объемом пор, равным около 1, предпочтительно имеет концентрацию поверхностно-активных веществ от около 0,1 до около 2 мас. %. Пробка поверхностно-активного вещества с объемом пор, равным около 2, предпочтительно имеет концентрацию поверхностно-активных веществ от около 0,1 до около 1,0 мас. %.

Буферная пробка может использовать любой загуститель, который является стабильным при ожидаемых рабочих условиях. Загуститель используют в эффективных количествах для увеличения вязкости буферной пробки до значения в избытке вязкости пробки поверхностно-активного вещества для обеспечения улучшенного отношения подвижностей между буферной пробкой и пробкой поверхностно-активного вещества и увеличения, таким образом, эффективности макроскопического расположения водного потока.

Буферная пробка, используемая в соответствии с изобретением, предпочтительно имеет концентрацию загустителя от около 0,05% до около 0,2 мас. %, более предпочтительно от около 0,05 до около 0,1 мас. %. Предпочтительно концентрация загустителя в буферной пробке составляет по меньшей мере на около 0,02 мас. % выше, чем концентрация загустителя в пробке поверхностно-активного вещества. Более высокая концентрация загустителя в буферной пробке относительно концентрации загустителя при наличии такового в пробке поверхностно-активного вещества является существенной для эффективной работы способа настоящего изобретения для гарантии должного контроля относительных подвижностей пробки поверхностно-активного вещества и буферной пробки. Буферная пробка имеет объем пор в интервале от около 0,6 до около 3.

Рабочую жидкость или водную среду для заводнения нагнетают в резервуар в последовательном порядке после пробки поверхностно-активного вещества и буферной пробки. Эта среда для заводнения представляет собой предпочтительно воду и может быть любым источником воды, таким как морская вода, которая является легко доступной.

Примеры, которые следуют ниже, предназначены для подробной иллюстрации изобретения:

Пример 1. Сравнительные Примеры от C1 до C3

Натяжение на границе фаз (IFT) водных растворов поверхностно-активных веществ концентрации, равной 0,2 мас. %, определяли относительно декана и сырой нефти посредством измерений вытягивающихся капель (время вращения 30 мин, данные значения являются средними значениями). Фаза рассола содержала 200000 мас. частей на миллион соли (NaCl, CaCl2, MgCl2). Измерения проводили при 50°C. Результаты собраны в следующей Таблице 1. Пример 1 представляет собой пример согласно изобретению (C1214алкил гликозид, модифицированный одной группой CH2-COONa, DP=1.15), и примеры от C1 до C3, применяющие алкилполигликозиды, которые не модифицированы, служат для сравнения.

Примеры показывают, что алкилолигогликозиды и производные алкилолигоглюклюзидов проявляют похожие натяжения на границе раздела фаз, когда в качестве нефтяной фазы применяют декан. В сырой нефти С1214алкилолиго гликозиды, а также карбоксилаты С1214алкилолигогликозидов, проявляют значительно более низкое IFT, чем C8-C10 и C911алкилолигогликозиды.

Пример 2. Сравнительные Примеры C4 и C5 - Заводнение щелочными поверхностно-активными веществами

Натяжение на границе раздела фаз (IFT) растворов поверхностно-активных веществ с концентрацией, равной 0,1 мас. %, в соленой воде определяли относительно выветрившейся сырой нефти (т.е. дегазированной сырой нефти) с 24°AP1 при 40°C посредством измерений вытягивающихся капель. IFT регистрировали через от 1 до 30 минут. Соленая вода содержала хлорид натрия. Кроме того, в качестве основания применяли карбонат натрия.

Определяли растворимость поверхностно-активных веществ в соленой воде при 40°C и она отражена в Таблице 2. Пример 2 является примером в соответствии с изобретением (а С1214алкил гликозид, модифицированный одной группой -CH2-COONa, DP=1,15), Примеры C4 и C5 служат для сравнения.

Сравнительный Пример C4 показывает, что алкилолигогликозид на основе алкильного фрагмента, содержащий от 10 до 16 атомов углерода, трудно растворить в условиях теста.

IFT, равное 0,0608 нНм-1, не является эффективным, так как это означает, что продукт после нагнетания в резервуар должен привести к фазовому разделению, что приводит или к потере поверхностно-активного вещества или к блокировке пористого образования.

Алкилолигогликозид Сравнительного Примера C5 имеет прозрачный внешний вид, но IFT все еще достаточно высокое ля обеспечения приемлемых результатов при нагнетании в формацию.

Только пример 2 согласно изобретению обеспечивает сверхнизкое IFT, которое является подходящим для обеспечения необходимых рабочих характеристик.

1. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий в себя стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, которая содержит от 0,05% до 5 мас. % на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно формуле (I)

,

в которой

R1 представляет собой линейную или разветвленную алкильную и/или алкенильную группу, содержащую от 8 до 22 атомов углерода;

R2 является соединительной группой, выбираемой из группы

R2a: углеводородных групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода,

R2b: сложноэфирных групп -C(O)-O-R3-, где R3 является углеводородной группой, содержащей от 1 до 6 атомов углерода;

X является водородом или катионом щелочного металла;

AO представляет собой одну или более групп, выбираемых из группы, состоящей их групп этиленоксида, пропиленоксида и/или бутиленоксида;

G представляет собой сахарное звено, содержащее 5 или 6 атомов углерода;

n является числом от 0 до 50;

p является числом от 1 до 10; и

q является числом от 1 до 4,

по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины.

2. Способ по п. 1, в котором

R1 представляет собой линейную алкильную или алкенильную группу, содержащую от 10 до 16 атомов углерода;

R2 является группой R2a;

G представляет собой звено глюкозы;

N является числом от 0 до 50;

p является числом от 1 до 2, и

q равен 1 или 2.

3. Способ по п. 1, в котором карбоксилат ал кил- или алкенилолигогликозида имеет общую формулу , и R1, G, p, q и X имеют значение, как определено в п. 1.

4. Способ по п. 3, в котором G представляет собой звено глюкозы, p является числом от 1 до 2, и q является числом от 1 до 2.

5. Способ по п. 1, в котором вода в указанной водной композиции содержит соли.

6. Способ по п. 5, в котором концентрация солей составляет от 1000 частей на миллион до 350000 частей на миллион.

7. Способ по п. 5, в котором указанная водная композиция содержит ионы двухвалентных металлов.

8. Способ по п. 7, в котором ионы двухвалентных металлов выбираются из группы Ca2+ и Mg2+.

9. Способ по п. 7, в котором количество ионов двухвалентных металлов составляет от 500 частей на миллион до 53000 частей на миллион.

10. Способ по п. 1, в котором вода в указанной водной композиции содержит морскую воду.

11. Способ по п. 1, в котором указанная водная композиция дополнительно содержит основание.

12. Способ по п. 11, в котором указанная водная композиция имеет соленость от 1000 частей на миллион до 350000 частей на миллион, содержание поверхностно-активных веществ согласно формуле (I) составляет от 0,05 мас.% до 0,5 мас.%, и значение pH композиции составляет от 8 до 12.

13. Способ по п. 12, в котором композиция дополнительно содержит растворимый в воде загущающий полимер в количестве от 0,05% до 0,5 мас.%.

14. Способ по п. 11, в котором водная композиция дополнительно содержит по меньшей мере один комплексообразователь.

15. Способ по п. 1, в котором температура подземной формации составляет от 15°C до 120°C.

16. Способ по п. 1, в котором указанные водные композиции также содержат от 0,01 до 5,0 мас.%, на основе общего количества всех компонентов водной композиции, вспомогательных поверхностно-активных веществ, выбираемых из группы анионных, неионных, амфотерных или цвиттерионных поверхностно-активных веществ и их смесей.

17. Способ по п. 16, в котором вспомогательные поверхностно-активные вещества содержат по меньшей мере одно анионное вспомогательное поверхностно-активное вещество.

18. Способ по п. 17, в котором анионное вспомогательное поверхностно-активное вещество представляет собой органический сульфонат, выбираемый из группы алкилбензолсульфонатов, нефтяных сульфонатов, парафиновых сульфонатов и олефиновых сульфонатов.

19. Способ по п. 17, в котором анионное вспомогательное поверхностно-активное вещество выбирается из группы сульфатов простых алкиловых эфиров, сульфонатов простых алкиловых эфиров и карбоксилатов простых алкиловых эфиров.

20. Способ по п. 16, в котором указанные вспомогательные поверхностно-активные вещества присутствуют в указанных водных композициях при концентрации в интервале от около 0,01% до около 5 мас.%.

21. Способ по любому одному из пп. 16-20, в котором указанные алкил- или алкенилолигогликозиды и указанные вспомогательные поверхностно-активные вещества присутствуют в указанных водных композициях в массовом отношении от около 10:90 до около 90:10.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин.

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.

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.
Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение реологических и фильтрационных свойств буровых растворов и снижение фильтрации в 1,5-3 раза при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига и условной вязкости пресных и слабоминерализированных растворов, возможность бурения в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкости на водной основе для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин при наличии сероводорода и высокой температуры, обладающей регулируемой и повышенной вязкостью, термостойкостью, морозостойкостью, стойкостью к сероводородной и коррозионной агрессии, снижением токсичности используемых реагентов, и может быть использовано при промывке и проведении ремонтных работ.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин.

Изобретения могут быть использованы в нефтегазовой промышленности при транспортировке нефти и газа для защиты стальных емкостей и труб. Композиция покрытия от проникновения сероводорода (H2S) содержит, по меньшей мере, один эпокси-функциональный полимер, по меньшей мере, одно металлсодержащее соединение в количестве, достаточном для взаимодействия с H2S с образованием сульфида металла, и, по меньшей мере, один отверждающий агент.
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.

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.

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 стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям. Композиция содержит способные расширяться полимерные микрочастицы, содержащие полимеры на основе акриламида, перекрестно сшитые с помощью неустойчивых сшивающих агентов и стабильных сшивающих агентов. Указанные полимеры обладают способностью вступать в реакцию переамидирования. Микрочастицы смешаны с жидкостью и не вступавшим в реакцию третичным сшивающим агентом, который содержит полиэтиленимин ПЭИ («PEI»). Третичный сшивающий агент обладает способностью далее ковалентно сшивать указанные микрочастицы посредством реакции переамидирования при температуре 150-190°F после разрушения нестойкого сшивающего агента с образованием стабильного геля. Изобретение позволяет получать стабильные гели, стабилизированные и менее восприимчивые к потере жидкости или устойчивые к вымыванию последующими закачками жидкости. 5 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл., 8 пр.
Наверх