Битумные эмульсии для применения в нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 13 з.п. ф-лы, 3 пр., 5 ил.

 

Предпосылки создания изобретения

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. Существуют различные подходы к интенсификации притока в скважину, и традиционно такие технологии являются чувствительными к характеристикам формации, таким как пористость, температура, напряжение и химический состав. Каждая операция интенсификации притока требует точного подбора состава материала, используемого для интенсификации притока, и сохраняется необходимость в дополнительных вариантах.

Сущность изобретения

Один вариант реализации изобретения представляет собой способ обработки подземной буровой скважины, трещины, пути движения флюидов и/или формации, предусматривающий инжекцию в скважину водной жидкости, содержащей эмульсию с битумной внутренней фазой. Эмульсия типично стабилизирована поверхностно-активным веществом. Эмульсия типично подвергается обращению в буровой скважине, трещине, пути движения флюидов и/или формации.

Обращение эмульсии нормально инициируется путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии. В различных вариантах реализации, агент-инициатор обращения эмульсии закачивается перед подачей жидкости, содержащей эмульсию, или вводится одновременно с нагнетанием жидкости, содержащей эмульсию, или вводится во второй жидкости, подача которой осуществляется вместе с или после подачи жидкости, содержащей эмульсию. Необязательно, агент-инициатор имеет форму эмульсии и/или инкапсулирован. В других вариантах реализации, агент-инициатор обращения эмульсии проявляет адгезию к подземным поверхностям, или находится в покрытии на твердых частицах в жидкости, или сам представляет собой твердые частицы. Необязательно, жидкость, содержащая эмульсию с битумной внутренней фазой, содержит прекурсор агента-инициатора обращения эмульсии.

В других вариантах реализации, жидкость содержит проппант (расклинивающий наполнитель), волокна или частицы или любые два или все три такие виды материалов. Необязательно, волокна или частицы или и то и другое являются разлагаемыми.

В дополнительном варианте реализации битум, откладывающийся во время или после обращения эмульсии, впоследствии удаляется путем подачи органического растворителя для битума.

В еще одном дополнительном варианте реализации, битумная эмульсия добавляется только к части нагнетаемой жидкости (например, к части, содержащей проппант, когда проппант закачивается порциями).

Другой вариант реализации представляет собой способ обработки подземной формации, предусматривающий закачивание жидкости на углеводородной основе, содержащей битумную эмульсию.

Краткое описание чертежей

Фигура 1 представляет собой схему лабораторного прибора для определения фильтрационных потерь жидкости.

Фигура 2 изображает результаты испытаний битумной эмульсии, используемой для борьбы с фильтрационными потерями жидкости в песчаном керне с последующей очисткой с помощью дизельного масла.

Фигура 3 представляет собой схему лабораторной установки и щелевых насадок, используемых для испытаний бриджинга (образования начальной пробки).

Фигура 4 изображает результаты испытаний бриджинга суспензии битумная эмульсия - волокно в щели шириной 4 мм.

Фигура 5 представляет собой схему лабораторной установки, используемой для испытаний эмульсионной герметизации (тампонирования) пачками проппант-волокно.

Детальное описание изобретения

Хотя некоторая часть нижеследующего описания сконцентрирована на изменении направления потоков и борьбе с фильтрационными потерями бурового раствора при гидроразрывах, битумные эмульсии и способы по настоящему изобретению могут быть использованы при многих других скважинных операциях. Изобретение будет описано для случая обработки вертикальных скважин, но в равной степени применимо к скважинам любой ориентации. Изобретение будет описано на примере скважин для добычи углеводородов, но следует понимать, что изобретение может быть использовано в скважинах для добычи других флюидов, таких как вода или двуокись углерода, или, например, в нагнетательных или эксплуатационных скважинах подземных хранилищ. Следует также понимать, что в данном описании изобретения, при описании какого-либо интервала значений концентраций или количеств как полезного или пригодного и т.п., предполагается, что любое и все значения концентрации или количества в данном интервале, включая конечные точки, должны рассматриваться как указанные явным образом. Кроме того, каждое численное значение должно восприниматься сначала как видоизмененное с помощью термина “приблизительно” (если оно не было сразу видоизменено так явным образом), и затем как не видоизмененное таким образом, если иное не следует из контекста. Например, “интервал значений от примерно 1 до 10” следует воспринимать как указывающий любое и все возможные числа континуума от примерно 1 до примерно 10. Другими словами, если приведен определенный интервал значений, даже если явным образом определены или указаны лишь несколько конкретных значений величин в данном интервале, или даже если не указаны никакие значения величин в данном интервале, то следует понимать, что авторы изобретения подразумевают и считают, что любые и все значения величин в данном интервале должны рассматриваться как указанные, и что авторы изобретения имеют данные для всего интервала и всех точек данного интервала.

Мы описываем использование битумных эмульсий, коммерчески поставляемых или изготовленных на заказ, для различных применений в скважинах. В качестве добавки для интенсификации притока флюида, битумная эмульсия обеспечивает преимущества, взаимодействуя с другими материалами во флюиде или в формации, или взаимодействуя с формацией.

Мы обнаружили, что битумные эмульсии, например, при использовании в качестве добавок к жидкости для гидроразрыва, обеспечивают многие преимущества при выполнении скважинных операций. Эмульсия может необязательно инвертироваться в скважине, например, под действием химикатов (в жидкости, в другой нагнетаемой жидкости, или в формации), тепла, сдвиговой нагрузки или вследствие контакта с неровной или криволинейной поверхностью. В качестве одного из примеров использования изобретения, из битума легко готовят технические эмульсии в непрерывной водной фазе с мягкими битумными частицами или капельками эмульсии, и при обращении эмульсии битум прилипает к порам формации, препятствуя фильтрационным потерям бурового раствора. Мы также обнаружили, что системы проппант/волокно/битумная эмульсия обеспечивают лучший бриджинг и более стабильное тампонирование природных и искусственных трещин и перфорационных каналов, которые усиливаются склонностью битума прилипать к другим поверхностям. Обращенные битумные эмульсии усиливают адгезию волокон друг с другом, создавая в скважине волокнистую сетку, препятствующую миграции проппанта и тонкодисперсных частиц и усиливающую бриджинг. Благодаря своей хорошей растворимости в масле, выделившиеся из эмульсии битумы создают обратимый или временный эффект и могут быть удалены в результате контакта с маслом или другими органическими растворителями при обратной промывке или на других стадиях обработки.

Битумные эмульсии представляют собой хорошо известные материалы, находящие широкое применение, например, при подъеме на поверхность тяжелой нефти с помощью методики нагнетания в пласт пара, в качестве эмульсионных топлив, в дорожных покрытиях холодной укладки и для гидроизоляции зданий. В некоторых случаях, проблемы транспортировки тяжелой нефти от точки добычи в другие места решали путем подачи в форме эмульсии. Примером является ORIMULSION®, эмульсия типа масло-в-воде, состоящая из 70 процентов битума Orinoco и 30 процентов воды (и небольшого количества поверхностно-активного вещества), производимая фирмой PDVSA или по ее заказу в Венесуэле. Битум встречается в природных условиях, но для доставки этого вида нефти на перерабатывающие предприятия битум превращают в гораздо менее вязкую эмульсию типа масло-в-воде. Отметим, что следует ожидать, что эмульсия типа вода-в-масле, с другой стороны, будет демонстрировать высокую вязкость.

Концентрация коммерчески доступных битумных эмульсий меняется в зависимости от источника, но типично составляет от примерно 40 до примерно 80 масс.% (Конечно, нет необходимости использовать промышленно приготовленный битум; оператор может приготовить битум самостоятельно). Предпочтительный диапазон значений для использования в настоящем изобретении составляет от примерно 50 до примерно 75 процентов. Исходную битумную эмульсию добавляют к другим компонентам для получения готовой жидкости для использования на нефтяном месторождении, например, жидкости для гидроразрыва или изменения направления движения флюида (diversion fluid). Конечная концентрация битума типично составляет от примерно 1 до примерно 40 масс.%, предпочтительно, от примерно 3 до примерно 30 масс.% Должны проводиться лабораторные испытания, чтобы обеспечить совместимость битума с другими компонентами флюида и возможность для каждого из них выполнять свою функцию; должна производиться соответствующая корректировка выбора или концентрации компонентов.

Поскольку битумные эмульсии находят очень широкое применение в наземных условиях, они превратились в обычные массовые, недорогие, хорошо изученные и четко охарактеризованные продукты, коммерчески доступные почти в любой точке мира. Мы обнаружили, что, при скважинных операциях, капельки битума, суспендированные в воде, влияют на ряд свойств жидкости, например, на способность переносить проппант или другие твердые вещества. Мы также обнаружили, что способность эмульсии битум-в-воде подвергаться инверсии в эмульсию с битумной внешней фазой при физическом или химическом инициировании является полезной, например, для модификации поверхностей, агрегации дисперсных материалов, борьбы с фильтрационными потерями бурового раствора, и бриджинга и тампонирования для изменения направления движения флюида (отклонение флюида).

Обычно термин “битум” определяется как высоковязкая, черная, липкая смесь органических жидкостей, полностью растворимая в сероуглероде (CS2) и имеющая высокое содержание конденсированных полициклических ароматических углеводородов. Природный сырой битум добывают, например, из битуминозных песков и его необходимо нагревать или разбавлять для отделения от песка. Другим источником битума являются процессы нефтепереработки; очищенный битум представляет собой остаточную (донную) фракцию, получаемую при фракционной перегонке сырой нефти. Типично, нижняя точка кипения равна приблизительно 525°C. В данном документе мы также включаем в понятие битум смесь тяжелых углеводородов (любого происхождения), которая становится похожей на твердое вещество и липкой при комнатной температуре. По американской терминологии, такой очищенный остаток обычно называется асфальтом (или асфальтовым вяжущим). Аналогично, в технической литературе “битумная эмульсия” и “асфальтовая эмульсия” означают одно и то же. Эти эмульсии содержат до примерно 80 масс.% битума и типично от примерно 1 до примерно 2 масс.% химических добавок. Существуют два основных типа эмульсий с разной аффинностью к агрегатам: катионные и анионные. Тяжелая нефть и битум характеризуются высокой вязкостью (т.е. сопротивлением течению, измеряемым в сП) и высокой плотностью, измеряемой в градусах API (Американского нефтяного института), по сравнению с обычной нефтью. Всемирный нефтяной конгресс определяет тяжелую нефть как нефть, вязкость которой в дегазированном (мертвом) состоянии имеет значение в интервале от 100 сП до 10000 сП при температуре резервуара. Тяжелая нефть имеет плотность немного меньше, чем у воды, с величинами плотности API от 10° до 20°. Тяжелая нефть способна течь в некоторых продуктивных пластах при температуре скважины и/или с растворенными in situ газами, но на поверхности представляет собой густую черную тягучую жидкость. Битум имеет вязкость более 10000 сП. Битум преимущественно определяется как сырые нефти или части сырых нефтей, имеющие вязкость в мертвом состоянии >10000 сП. При отсутствии данных по вязкости, сырые нефти, имеющие плотность API <10°, иногда называют битумами. Сверхтяжелая нефть представляет собой тяжелую нефть с плотностью API <10° и вязкостью мертвой нефти <10000 сП. Для сравнения, нефть с плотностью API <10° тяжелее воды. (Следует также отметить, что термин “нефтеносные пески” был создан с целью предоставления налоговых льгот в Канаде для тяжелых сырых нефтей, найденных выше определенной широты, где инфраструктура практически полностью отсутствовала).

Основы стабильности капелек битума были детально изучены. Ключевая роль электростатического отталкивания микронизированных капелек битума, суспендированных в водном растворе KCl, была продемонстрирована с использованием методики рассеяния на коллоидных частицах (CPS); считается, что капельки в битумных эмульсиях, используемых в изобретении, имеют размеры от примерно 1 до примерно 100 микрон. Патент США № 6613720 раскрывает широкий спектр методов контролируемого высвобождения с использованием эмульсий. Этот патент раскрывает контролируемое высвобождение химических или биологических агентов путем стабилизации активных ингредиентов в дисперсной фазе эмульсии, которая затем дестабилизируется с помощью ряда различных инициаторов. Единственными материалами, раскрытыми в качестве дисперсной фазы, были дизельное топливо и гептаны, которые были описаны как растворители. В настоящем изобретении дисперсная фаза является агентом.

Использование тяжелой нефти в эмульсиях тяжелая нефть-в-воде (HO/W) для скважинных операций было описано в SPE 110754 “Innovative Gas Shutoff Method Using Heavy Oil-In Water Emulsion” (Инновационный способ перекрывания газа с использованием эмульсии тяжелая нефть-в-воде) (2008). Обратите внимание, что в данном случае речь идет не о битуме, а о тяжелой нефти, имеющей вязкость около 10 и 34 МПа⋅с при 20°C и скорости сдвига >1 с-1] Были проведены лабораторные испытания по запечатыванию пор в модельных ячейках и пористых кернах при использовании эмульсий HO/W с разными размерами капелек и разными реологическими характеристиками. Течение эмульсии через пористые среды представляет собой сложный процесс, который зависит как от свойств капелек, так и от параметров твердой матрицы. Параметры эмульсии (например, концентрация эмульгатора) регулируют в зависимости от свойств матрицы для достижения разрушения эмульсии (коалесценции капелек) в образце с известными параметрами пор. Капельки могут коалесцировать и образовывать более крупные капли, когда концентрация поверхностно-активного вещества в растворе снижается до минимального уровня. Другим описанным механизмом была коалесценция капелек под действием высоких сдвиговых сил, разрушающих пленку на границе раздела при принудительном сближении капелек друг с другом. Применение и эффективность эмульсии тяжелая нефть-в-воде для блокирования (закупоривания) пористого образца была продемонстрирована для различных пористых сред. Закупоренные пористые среды выдерживают градиенты давления до 42 МПа на 1 м (1800 psi (12,4 МПа) на 29 см пористой среды). Пористая среда была полностью заблокирована тяжелой нефтью после инжекции 10 объемов пор эмульсии (использовались только эмульсии, содержащие до 13 процентов тяжелой нефти). Обычно эффект тампонирования для более вязких нефтей выражен сильнее, чем для нефтей, имеющих меньшую вязкость, вследствие комбинированного эффекта капиллярности и вязкости нагнетаемой жидкости. Глубина проникновения эмульсии зависела от соотношения размеров капельки и канала и от обработки керна перед промывкой. Смачиваемость водой твердой матрицы обеспечивает более глубокое проникновение эмульсии тяжелая нефть/вода в пористую формацию.

Борьба с фильтрационными потерями жидкости

Борьба с фильтрационными потерями жидкости часто является важным требованием для успешного гидроразрыва пласта. Эффективность является преимущественно функцией вязкости и способности к образованию фильтрующей корки гидравлической жидкости для гидроразрыва и проницаемости и пористости формации. Если проницаемость и пористость пласта высоки, c фильтрационными потерями жидкости типично борются путем увеличения вязкости или способности к образованию фильтрующей корки гидравлической жидкости для гидроразрыва путем добавления полимеров или имеющих требуемые размеры частиц. Могут использоваться различные добавки для борьбы с фильтрационными потерями жидкости. Например, добавки включают карбонаты, соли, минералы и твердые или эластичные маслорастворимые смолы. Фильтрационные потери жидкости в формации можно предотвратить путем использования добавок, изготовленных из деформируемого и/или гидролизуемого материала. Типичной проблемой, часто ассоциированной с твердыми добавками для снижения фильтрационных потерь жидкости, является риск забивания оборудования, перфорационных каналов или пласта. Также, после нагнетания в скважину, жесткие твердые частицы могут недостаточно хорошо размещаться в поровом пространстве, тем самым снижая эффективность борьбы с фильтрационными потерями жидкости. Обратимого тампонирования пласта можно достичь путем использования разлагаемых добавок; для разложения большинства из которых требуется вода или углеводород и повышенная температура.

Бриджинг и тампонирование

Была описана обратимая изоляция интервала скважины (или отведение потока от этого интервала) путем создания барьеров, состоящих из гидролизуемых полимерных волокон. Также известно использование таких волокон в качестве добавок для предотвращения потерь жидкости. Патент США № 7275596 описывает использование волокон для транспортировки проппанта или гравия для гидроразрыва. Промышленное применение этого патента предусматривает добавление волокна к низковязким жидкостям для предотвращения быстрого оседания проппанта и обеспечения равномерного размещения проппанта в трещине. Патент также описывает волокна, способные после завершения обработки гидролизоваться до природных продуктов, не образующих осадка в водных растворах. Волокна и продукты их разложения совместимы с жидкостями, используемыми в скважине. Однако создание высококачественного барьера в скважине остается сложной задачей; трудно селективно разместить в скважине барьер, имеющий достаточно низкую проницаемость для снижения приемистости; также трудно контролировать проницаемость барьера. Сообщалось об использовании в скважинах временных барьеров (см. Ali et al. “Combined Stimulation and Sand Control,” Oilfield Review, vol. 14, No. 2, pp. 30-47), где описан способ борьбы с выносом песка с одновременным созданием временного барьера, содержащего волокна, при образовании трещин гидроразрыва). Также известно использование разлагаемых материалов, например, в форме волокон, для изменения направления потоков в скважине или изоляции. Для эффективного тампонирования волокна должны закачиваться при высоком их содержании в суспензии. Это вызывает риски забивания поверхностного или скважинного оборудования и потому значительно ограничивает их применение. Дополнительно, необходимость смешения и закачивания содержащей волокна суспензии устанавливает ограничения на некоторые свойства волокон (например, длину) до значений, являющихся субоптимальными для тампонирования больших трещин. Такие ограничения снижают объемы применения волокон для бриджинга/тампонирования трещин, разрывов и каналов.

Патент США № 3917535 раскрывает использование эмульсий на водной основе (с водой в качестве внешней фазы) для кислотного гидроразрыва пластов. Существуют также методики, использующие для обработки скважин эмульсии типа вода-в-масле. Патент США № 4233165 раскрывает приготовление эмульсий вода-в-масле (непрерывная фаза представляла собой легкие углеводороды), в которых водная фаза (капельки воды размером менее 10 микрон) содержит кислоту для кислотной обработки или переносит реакционно-способные твердые вещества (например, карбонаты цинка для реакции с сероводородом в буровом флюиде). Общая концентрация углеводородной фазы в дисперсии может составлять менее 25%. Однако этот тип эмульсии является непригодным для целей, описанных в настоящем изобретении. Такая дисперсия на углеводородной основе не может селективно тампонировать целевые зоны.

Другой патент, патент США № 6939832, раскрывает способ контролируемого обращения эмульсий вода-в-масле для обработки скважин. Закачиваемая жидкость представляла собой эмульсию типа вода-в-масле (W/O) с диспергируемым химикатом и деэмульгатором (в данном случае - поверхностно-активное вещество с температурой помутнения выше 40°C (или выше 60°C)). Альтернативно, эмульсия типа вода-в-масле (W/O) и деэмульгатор смешивались в формации. В приведенных примерах эмульсия с деэмульгатором теряла стабильность (обращалась) при температурах выше 100°C, тогда как в условиях окружающей среды такой же состав оставался стабильным на протяжении нескольких дней.

Эмульсии масло-в-воде использовались в качестве жидкостей для обработки (например, для тампонирования пластов. Примеры включают эмульсии, описанные в патентах США №№ 7231976 и 7392844; публикациях патентных заявок США №№ 2008/0217012 и 2009/0078417; и публикациях патентных заявок PCT №№ WO 2001/94742 и WO 1994/28085). Ни одна из них не раскрывает использование битума. Эмульсия масло-в-воде, вследствие ее высокой вязкости, сама по себе способна закупоривать пласт до ее последующего разрушения. Кроме того, эмульсия служит прекрасной жидкостью-носителем для дисперсных материалов, таких как агенты отведения потока или тампонирования. Использование эмульсий позволяет уменьшить концентрацию дорогих гелеобразующих агентов.

Специально приготовленные битумные эмульсии (типа масло-в-воде (O/W)), коммерчески доступные в настоящее время (включая надлежащим образом выбранные поверхностно-активные вещества и другие стабилизирующие агенты) устраняют многие препятствия к использованию в полевых условиях, поскольку такие типы эмульсий являются стабильными, недорогими и доступными.

Битумные эмульсии представляют собой капельки битума, суспендированные в воде и стабилизированные одним или несколькими поверхностно-активными веществами. Поверхностно-активные вещества могут быть анионными, но наиболее широкодоступными являются катионно-стабилизированные эмульсии. Битумные эмульсии были предложены в качестве альтернативы горячему битуму в дорожном и жилищном строительстве или нанесении покрытий. Эмульсия битума позволяет работать при температуре окружающей среды и во влажных условиях. Часто битумные эмульсии используются с твердыми частицами, такими как гравий, щебень, песок и т.д. При смешении и высушивании битум осаждается из эмульсии на твердые частицы, склеивая таким образом частицы. Катионные битумные эмульсии (стабилизированные катионными поверхностно-активными веществами) легко обращаются при контакте с анионными поверхностями, такими как карбонаты, гравий и другие твердые материалы, часто присутствующие или размещаемые в скважинах.

Битумная эмульсия сама по себе может быть дисперсной фазой жидкости на водной или углеводородной основе. Например, непрерывная фаза на углеводородной основе может содержать капельки воды, которые в свою очередь содержат капельки битума; такая система называется двойной эмульсией O/W/O (масло-в-воде-в-масле). Таким образом, битумные эмульсии могут быть использованы в жидкостях на углеводородной основе, а также в жидкостях на водной основе, как указано в других разделах данного описания. Другими пригодными двойными эмульсиями являются эмульсии W/O/W (вода-в-масле-в-воде). Аналогично, могут быть использованы тройные или четверные эмульсии, такие как эмульсии W/O/W/O, O/W/O/W, W/O/W/O/W и O/W/O/W/O. Двойные, тройные и т.д. эмульсии также могут быть стабилизированы поверхностно-активными веществами и использованы как обычные битумные эмульсии.

Обращение эмульсии в скважине может быть инициировано несколькими способами, или даже комбинациями способов. Может быть использован любой такой способ, например, контакт капелек битума с пористыми средами, взаимодействие с агентами-инициаторами (например, поверхностно-активным веществом, имеющим заряд, противоположный заряду поверхностно-активного вещества, стабилизирующего эмульсию), температура пласта и изменение pH или сдвиговая нагрузка. Квалифицированные специалисты в области скважинных операций знают большое количество таких способов. Условия и химикаты для инициирования обращения битумных эмульсий также известны квалифицированным специалистам в области деэмульгирования тяжелой нефти.

Эмульсии битум-в-масле, используемые в различных способах по изобретению, транспортируются к и, необязательно, могут храниться на месте проведения работ. Затем они могут быть добавлены к жидкости гидроразрыва или другим жидкостям сами по себе или вместе с другими добавками, включая проппант и волокно, в зависимости от цели работ.

В дополнение к гидроразрыву, жидкости, содержащие битумные эмульсии, пригодны для использования в качестве добавки к жидкостям для обработки при бурении и различных скважинных операциях. Примеры применения включают борьбу с фильтрационными потерями бурового раствора, контроль бриджинга и тампонирования, необходимых для перенаправления потоков флюидов, борьбу с миграцией тонкодисперсных частиц, кислотную обработку матрицы (включая природно трещиноватые пласты) и контроль обратного потока.

Битумные эмульсии могут быть добавлены в жидкости для гидроразрыва и другие жидкости для обработки скважин в концентрациях от примерно 0,1 до примерно 90 масс.%, предпочтительно, от примерно 0,5 до примерно 20 масс.% Для предотвращения фильтрационных потерь жидкости через пластовые поры, в жидкость для гидроразрыва или буровой раствор типично добавляют от примерно 1 до примерно 20 масс.% битумной эмульсии. Если требуется предотвратить фильтрационные потери жидкости через разломы, каналы или трещины, типично закачивается битумная эмульсия с концентрацией от примерно 0,1 до примерно 20 масс.%, вместе со вспомогательным материалом или такими веществами, как дисперсные формы различных материалов (например, минералов, полимеров и т.д.), часто, включая волокна.

Известно, что флокуляция волокон играет важную роль в эффективном бриджинге и тампонировании. Битумная эмульсия может улучшать флокуляцию волокон, тем самым обеспечивая лучший бриджинг и/или тампонирование трещин, каналов или разломов. Это, в свою очередь, может обеспечивать изменение направления движения флюидов в скважине.

Битумные эмульсии могут быть использованы для борьбы с фильтрационными потерями жидкости и отведения флюидов в том виде, как они поставляются или были приготовлены, или они могут быть использованы с агентом-инициатором. Агент-инициатор зависит от природы поверхностно-активного вещества, используемого для стабилизации эмульсии. Если используется катионное поверхностно-активное вещество, то агент-инициатор должен быть анионным. И наоборот. Так, для битумных эмульсий, стабилизированных катионным поверхностно-активным веществом, в качестве инициаторов используются карбонаты, силикаты, гидроксиды и т.д. Для битумных эмульсий, стабилизированных анионным поверхностно-активным веществом, используются производные кальция, магния, цинка и других катионов (соли, гидроксиды, комплексы и т.д.). Инициаторы могут быть водорастворимыми или могут иметь ограниченную растворимость. Они также могут быть дисперсными твердыми частицами (например, карбоната кальция). Инициаторы должны быть изолированы от непосредственного контакта с битумной эмульсией путем инкапсулирования, посредством стадий физического разделения эмульсии и инициирования, поверхностной модификации инициатора или сверхстабилизации эмульсии (добавление дополнительного количества поверхностно-активного вещества или стабилизация с помощью дисперсных материалов и т.д.), для обеспечения инициирования через желательный период времени после закачивания, в соответствии со схемой проведения работ.

Битумные эмульсии могут быть добавлены к жидкостям в оперативном режиме или они могут быть добавлены при смешении компонентов жидкостей. Битумные эмульсии могут быть добавлены ко всему объему жидкости для обработки (например, для борьбы с фильтрационными потерями жидкости вообще), или только на определенных стадиях (например, на стадии или стадиях перенаправления потока флюидов). Для контроля обратного потока битумную эмульсию добавляют в жидкость для завершающей стадии работ.

Добавление битумной эмульсии к содержащей проппант суспензии с последующим ее обращением используется для агломерации проппанта. Эмульсия может быть добавлена в проппантные пробки, если при проведении работ используются проппантные пробки; альтернативно, порции эмульсии могут быть добавляться периодически, в то время как закачка проппанта осуществляется непрерывно на протяжении выполнения работ. В любом случае инициирование эмульсии приводит к агломерации проппанта битумом. В первом случае предотвращается процесс диспергирования. Во втором случае, агломерированный проппант предпочтительно будет размещаться вблизи буровой скважины, в отличие от неагломерированного проппанта, который будет заходить глубже в трещины. Агломерация должна происходить в трещине, после прохождения жидкости по перфорационным каналам. При совместной закачке проппанта и битумной эмульсии, жидкость может содержат от примерно 0,1 до примерно 90 масс.% битумной эмульсии и от примерно 24 до примерно 1200 г/л (от примерно 0,2 до примерно 10 ppa (фунтов добавленного проппанта)) проппанта. Пригодным проппантом в таких случаях является слюда, и предпочтительные количества при использовании слюды будут составлять от примерно 1 до примерно 20 масс.% битумной эмульсии и от примерно 60 до примерно 240 г/л (от примерно 0,5 до примерно 2 ppa) проппанта.

В ситуациях, когда стадия закачки агента-инициатора выполняется перед или немедленно после стадии битумной эмульсии, необходим инертный заполнитель (такой как жидкость для гидроразрыва, водный раствор поверхностно-активного вещества и т.д.). Для предотвращения нежелательного несвоевременного обращения, если немедленное обращение не является частью рабочего плана.

После обработки нежелательный остаток обращенной битумной эмульсии, образовавшейся из битумной эмульсии, удаляется с добытой нефтью или с помощью растворителя, закачиваемого после обработки. Пригодные растворители, растворяющие битум, включают нефть, растительные масла, дизель, керосин и т.д.

Битумные эмульсии предпочтительно используются при температурах в интервале от примерно 0 до примерно 160°C.

Настоящее изобретение может быть дополнительно проиллюстрировано следующими примерами.

В данной работе использовалась битумная эмульсия, производимая фирмой Сибавтобан ООО (Sibavtoban, PLC) (Новосибирск, Россия). Она представляет собой коммерчески доступную стабилизированную эмульсию катионного типа, обозначенную BEC-2 фирмы Сибавтобан, и имеет содержание битума примерно 60%.

Пример 1: Борьба с фильтрационными потерями жидкости

Добавление битумной эмульсии к линейному гелю или к другим жидкостям гидроразрыва значительно уменьшает фильтрационные потери жидкости в лабораторных условиях. Дополнительное инициирование (обращающий агент) не требовалось. Наблюдалось разрушение битумной эмульсии в порах керна, имитирующего пласт, приводящее к осаждению частиц битума в керне. При обратной промывке или очистке битум удалялся из пласта с нефтью (например, с обратным притоком) или вымывался одним или несколькими органическими растворителями, типично используемыми в промышленности (такими как толуол, дизельное масло и лигроин).

Фигура 1 представляет собой схему лабораторного прибора для определения фильтрационных потерь жидкости. Насос толкает поршень в цилиндре, содержащем жидкость, нагнетаемую через керн. Измеряли давление флюида над поршнем. Добавляли 10 масс.% битумной эмульсии BEC-2 к 2 масс.% раствору KCl в деионизированной воде. Смесь помещали в поршень (in the piston) и прокачивали через песчаный керн (имеющий проницаемость 137 мД; диаметр 17,5 мм и длину 23 мм). Песчаный керн промывали 2 масс.% раствором KCl. Испытания проводили при разных постоянных величинах давления от 100 до 500 psi (0,68-3,4 МПа). Измеряли массу выходящего потока на выходе керна. Очистку проводили с помощью дизельного масла под давлением 200 psi (1,36 МПа). При этом также измеряли массу жидкости, прошедшей через керн.

Фигура 2 показывает результаты испытаний битумной эмульсии, используемой для борьбы с фильтрационными потерями жидкости в песчаном керне, с последующей очисткой с помощью дизельного масла. Можно заметить, что значительное снижение фильтрационных потерь жидкости достигалось даже в таком коротком керне. Барьер, создаваемый в результате отложения битума, легко удалялся путем промывки дизельным топливом.

Пример 2: Бриджинг

Бриджинг представляет собой важное явление для изменения направления движения флюидов; мы определяем его как блокирование открытого для потока канала путем одновременного поступления стабильных частиц, размеры которых меньше, чем канала. Кроме того, чтобы агент бриджинга (твердые частицы) был эффективным после размещения, частицы не должны вытесняться потоком жидкости-носителя и должны создавать эффективный барьер для потока, который называется “пробкой”. Обычно для создания пробки исходный барьер, образующийся на участке бриджинга, должен герметизироваться дополнительными более мелкими и/или деформируемыми дисперсными материалами и уплотняться под давлением. Двумя важными характеристиками пробок являются перепад давления, который они могут выдерживать, и их проницаемость.

Для обеспечения бриджинга в щелях или трещинах разной геометрии могут быть использованы проппант и/или волокна. Однако, когда ширина трещины или щели значительно превышает размер дисперсной частицы, бриджинг не возникает. Также, даже для маленьких трещин, необходимо закачивать высокие концентрации дисперсных материалов, которые могут приводить к забиванию поверхностного оборудования, или ограниченных секций заканчиваемой скважины. Кроме того, бриджинг является функцией скорости движения суспензии. Чем ниже скорость, тем выше способность к бриджингу. Однако по различным причинам ограничение скорости не всегда будет желательным (или достижимым) при проведении гидроразрывов.

Например, опубликованные результаты лабораторных испытаний (см., например, SPE 119636, 19-21 January, 2009) показали, что щель шириной 2 мм может быть перекрыта разлагаемыми волокнами длиной 6 мм и диаметром 14 микрон в концентрации 0,5 масс.% в линейном гуаровом геле с вязкостью жидкости 20 сП при 170 с-1 и скорости 1,2 фута/с (0,37 м/с). Щель размером 4 мм может быть перекрыта в таких же условиях при концентрации волокон 1,6%. Однако для перекрывания щели размером 6 мм при такой концентрации волокон необходимо уменьшить скорость потока до примерно 0,4 фута/с (0,12 м/с). Щель шириной 8 мм вообще не может быть перекрыта такими волокнами в таких условиях.

Контролируемый бриджинг и запечатывание широких трещин представляют собой сложную задачу, для решения которой в настоящее время не существует хороших растворов. Идеально, бриджинг должен протекать контролируемо при низкой концентрации дисперсных материалов и быть нечувствительным к ширине трещин (которая часто является параметром, точно не известным при закачивании оператором жидкости для гидроразрыва). Мы обнаружили, что битумная эмульсия, при добавлении к растворам для гидроразрыва или другим жидкостям, повышает способность суспензий волокна к бриджингу.

Способность волокон к бриджингу в присутствии битумной эмульсии, обращаемой карбонат-анионом, была изучена с использованием лабораторной установки, изображенной на Фигуре 3, и каналов различной геометрии (щелевой и туннельной). Процедура была основана на методике, описанной в документе SPE 119636, указанном выше.

Для линейной щели: Обращение суспензии, изготовленной из 480 мл линейного гуарового геля с вязкостью 53 сП при 170 с-1, 15 мл битумной эмульсии BEC-2, 9 г волокна полимолочной кислоты (150 ppt (фунтов на тысячу галлонов), 1,8 масс.%), инициировали с помощью 10 мл 2% раствора NaHCO3 для высвобождения битума. Через 10 минут после добавления инициирующего раствора, суспензию прокачивали через плоские щели размером от 2 мм до 9 мм со скоростью 30 мл/мин. Бриджинг был достигнут во всех случаях, и давление поднялось до более 450 psi (3,1 МПа), после чего срабатывало аварийное отключение насоса. При других условиях (например, более низких скоростях (которые нормально усиливают бриджинг), более высоких концентрациях волокон и меньших вязкостях жидкостей) образование пробки без добавления битумной эмульсии не наблюдалось даже для щели шириной 9 мм. Типичный скачок давления при прокачивании через ячейку продемонстрирован на Фигуре 4. Аналогичный эксперимент без эмульсии не приводил к бриджингу. Снижение концентрации добавленной эмульсии (до 10 мл для вышеуказанной суспензии) или снижение концентрации волокон (до 1,2%) приводило к отсутствию бриджинга.

Для цилиндрического отверстия: Применялась та же самая процедура, но с использованием отверстия, имеющего диаметр, равный 10,4 мм. Бриджинг наблюдался при следующем составе суспензии: 310 мл линейного геля, 13,2 мл битумной эмульсии, 100 ppt (1,2%, 3,72 г) волокон и 6,6 мл 2% NaHCO3 в качестве агента-инициатора обращения битумной эмульсии. Без битумной эмульсии бриджинг не наблюдался.

Увеличение взаимной адгезии волокон в реальном времени (on-the-fly) в присутствии инициированной или неинициированной битумной эмульсии при закачивании суспензии волокон и эмульсии в скважину обеспечивает контроль обратного потока. Неинициированная эмульсия может обеспечивать контроль в результате увеличения взаимной адгезии волокон благодаря капелькам битума между отдельными волокнами (вследствие высокой вязкости битума).

Фигура 1 показывает результаты испытаний бриджинга для суспензии, состоящей из битумной эмульсии и волокон, в щели шириной 4 мм.

Пробки, создаваемые с помощью суспензии разлагаемых волокон и битумной эмульсии, впоследствии разрушаются в воде (волокнистый компонент пробки) и/или в масле (битумный компонент пробки), тем самым обеспечивая обратимость тампонирования трещины/канала/разлома/перфорационного канала.

Пример 3: Тампонирование

Битумная эмульсия, добавленная к жидкости, не только улучшает бриджинг, но и эффективно герметизирует пробку путем снижения ее проницаемости. Тампонирующая способность битумной эмульсии испытывалась на лабораторной установке, изображенной на Фиг. 5. Пачку проппант/волокно получали путем закачивания суспензии линейного гуарового геля (вязкость 120 сП при 170 с-1), 40 ppt волокна (0,48 масс.%, 4,8 г/л), 4 ppa проппанта (фунтов добавленного проппанта) (480 г/л, размер 16/20 меш) и 3 ppt (0,36 г/л) CaCO3 (в качестве твердого инициатора для битумной эмульсии) в стальную трубку (длина 12 см, диаметр 1,1 см, объем 11 мл). Пачку проппант/волокно нагревали на бане до 80°C и подогретую деионизированную воду (при 80°C) пропускали через пачку со скоростью 10 мл/мин (перепад давлений составлял 5 psi (0,034 МПа)) в течение 1 минуты, и затем - 3 мл/мин. После этого закачивали в пачку смесь 50:50 по весу воды и битумной эмульсии BEC-2. Эмульсию перед закачиванием не подогревали; при ее закачивании в пачку (с условиями, типичными для высокотемпературного пласта или трещины) обращение инициировалось нагреванием, и битум осаждался и тампонировал пачку. В течение минуты давление значительно возрастало; при увеличении давления выше 750 psi (5,2 МПа) открывался предохранительный клапан. Проницаемость пачки проппанта немедленно изменялась от очень высокой (равной 780 Д по результатам измерения перепада давления при прокачивании воды) до незначительной (течение не наблюдалось при перепаде давлений, равном 750 psi (5,2 МПа)).

1. Способ борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащий закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, отличающийся тем, что в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент-инициатор обращения эмульсии закачивается до подачи жидкости, содержащей эмульсию.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент-инициатор обращения эмульсии закачивают одновременно с подачей жидкости, содержащей эмульсию.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент-инициатор обращения эмульсии закачивают в составе второй жидкости.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент-инициатор обращения эмульсии закачивают после подачи жидкости, содержащей эмульсию.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент-инициатор обращения эмульсии обладает адгезией к подземным поверхностям.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент-инициатор обращения эмульсии находится в покрытии на твердых частицах в жидкости.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент-инициатор обращения эмульсии представляет собой твердые частицы.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что агент-инициатор обращения эмульсии инкапсулирован.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость содержит прекурсор агента-инициатора обращения эмульсии.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость дополнительно содержит проппант.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость дополнительно содержит волокна или частицы, или и то, и другое.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость дополнительно содержит проппант и волокна.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что осажденный битум впоследствии удаляют путем закачивания органического растворителя битума.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва пласта в добывающей скважине при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к мобильной опорной конструкции для по меньшей мере одного модульного бункера для нефтепромысловых материалов. Нефтепромысловый материал хранится по меньшей мере в одном бункере, что дает возможность использовать силу тяжести для подачи нефтепромыслового материала в смеситель или другое соответствующее оборудование.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта. В способе гидравлического разрыва пласта ГРП в скважине, включающем перфорацию стенок обсадной колонны скважины в интервале пласта каналами, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления ГРП с образованием трещины разрыва с последующей циклической закачкой гелированной жидкости с проппантом, продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости с проппантом, предварительно перед проведением процесса ГРП производят тест-закачку, определяют давление смыкания горных пород, далее циклически проводят процесс ГРП, где каждый цикл состоит из пяти последовательных стадий: закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз, закачки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом, продавки гелированной жидкости разрыва вязкостью 400 сПз с проппантом в трещину разрыва закачкой гелированной жидкости разрыва вязкостью 40 сПз; остановки закачки на время спада давления продавки ниже давления смыкания горных пород, излива отработанных гелированных жидкостей из трещины разрыва в емкость через штуцеры диаметрами 2, 4, 8 мм, причем с первого до предпоследнего цикла закачки на 3-й стадии производят перепродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину, а в последнем цикле на 3-й стадии производят недопродавку гелированной жидкости с проппантом в трещину разрыва с оставлением проппанта в стволе скважины.

Группа изобретений относится к вариантам системы гидравлического разрыва пласта. Система включает в себя систему передачи гидравлической энергии, выполненную с возможностью осуществлять обмен давлений между первой текучей средой и второй текучей средой.

Описаны способы идентификации местонахождения и высоты искусственно созданных трещин подземного пласта, а также присутствия какого-либо материала, связанного с набивкой по технологии «frac pack» или гравийной набивкой, поблизости ствола скважины с использованием приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов.

Изобретение относится к выполнению многостадийной обработки скважин, пронизывающих подземные формации. Способ разрыва с отведением с помощью способного разлагаться материала, содержащий этапы, на которых осуществляют: нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину, пронизывающую многослойную формацию, для распространения гидравлического разрыва в слое формации, нагнетание водной суспензии, содержащей волокна нерастворимого, способного разлагаться материала в твердой фазе для формирования пробки из уплотненных волокон и изолирования гидравлического разрыва от скважины, где способный разлагаться материал присутствует в суспензии в концентрации, по меньшей мере, 4,8 г/л (40 фунтов массы/1000 галлонов), и жидкая фаза суспензии содержит полимерный загуститель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество, модификатор реологических свойств, полимерное вещество для снижения сопротивления, поверхностно-активное вещество для снижения сопротивления, полимерный усилитель снижения сопротивления, мономерный усилитель снижения сопротивления, водный рассол, или их комбинацию или смесь, с помощью пробки, отводящей от предшествующего гидроразрыва, нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину для распространения следующего гидравлического разрыва в другом слое формации и разложение способного разлагаться материала для удаления пробки.

Изобретение относится к производству проппанта и его суспензии в жидкости для гидроразрыва. Способ формирования газонаполненных пузырьков на поверхности частицы проппанта, содержащий этапы помещения частиц проппанта в воду при рабочем давлении 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, создание избыточного давления газа в воде, равного или большего, чем рабочее давление 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, для создания насыщения вокруг или в непосредственной близости от частицы проппанта, в результате чего образуются пузырьки на поверхности частиц проппанта, и сброса избыточного давления из воды до уровня рабочего давления.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Изобретение относится к способам и системам для увеличения проводимости разрыва подземного пласта. Способ обработки подземной формации, через которую проходит скважина, в котором закачивают состав ступени для обработки с давлением, большим давления разрыва, для образования разрыва в формации, при этом текучая среда содержит постоянную концентрацию первых твердых частиц и непостоянную концентрацию якорного материала, объединяют первые твердые частицы, распределенные в разрыве, чтобы образовывать расположенные с промежутком кластеры в разрыве, заякоривают по меньшей мере некоторые из кластеров в разрыве, чтобы замедлить объединение по меньшей мере некоторых из кластеров, и уменьшают давление в разрыве, чтобы удерживать разрыв открытым на кластерах и образовывать взаимосвязанные гидравлически проводящие каналы между кластерами.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к области разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом за счет дополнительной добычи нефти, снижения и/или стабилизации темпов роста обводненности.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.

Группа изобретений относится к повышению сортности тяжелых углеводородов во время извлечения из пласта. Технический результат – увеличение извлечения углеводородов с одновременным повышением их сортности, снижение воздействия на окружающую среду, уменьшение энергозатрат.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 13 з.п. ф-лы, 3 пр., 5 ил.

Наверх