CN104583360A - 用于生产油的组合物 - Google Patents

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CN104583360A CN201380043666.9A CN201380043666A CN104583360A CN 104583360 A CN104583360 A CN 104583360A CN 201380043666 A CN201380043666 A CN 201380043666A CN 104583360 A CN104583360 A CN 104583360A
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Abstract

本发明提供了使用油采收配制剂由地层生产油的方法、系统和组合物，所述油采收配制剂包含表面活性剂、碱、聚合物和链烷烃抑制剂。

Description

用于生产油的组合物
技术领域
本发明涉及一种用于由地层生产油的组合物，特别地，本发明涉及一种提高的由地层采收油的组合物。
背景技术
在由地下地层采收油时，有可能使用一次采收方法采收地层中的油的仅一部分，所述一次采收方法利用天然地层压力以生产油。无法使用一次采收方法由地层生产的油的一部分可通过改进的或提高的油采收(EOR)方法生产。
一种提高的油采收方法在含油地层中使用碱-表面活性剂-聚合物(“ASP”)驱，以增加由地层采收的油的量。在一次采收之后或在二次采收水驱之后，将碱、表面活性剂和聚合物的水性溶液注入含油地层中，以增加由地层采收油。ASP驱通过降低地层中油相与水相之间的界面张力，由此调动油以用于生产，从而提高由地层采收油。通过ASP驱的表面活性剂，并通过碱与油中的酸的相互作用而形成皂，从而降低地层中油相与水相之间的界面张力。聚合物通常将ASP流体的粘度增加至与地层中的油相同的数量级，因此被调动的油可通过ASP驱而被推动通过地层以用于生产。
地层中的油通过ASP驱调动可导致粘性乳状液相在地层中形成。该粘性乳状液抑制或阻挡被调动的油流动通过地层，从而降低相对于在不形成乳状液的情况下可被采收的油的量的经采收的油的量。已使用共溶剂，特别是低分子量的醇以在ASP过程中抑制这种高粘度乳状液的形成。然而，这种共溶剂升高了油和水的最小界面张力，从而部分抵消了表面活性剂和碱的作用，并抑制了地层中油的调动。此外，这种共溶剂通常具有低的闪点，并引入了必须在使用时解决的安全性问题。另外，这种共溶剂通常在ASP配制剂中以5000ppm至20000ppm的量使用，并相对昂贵。
需要对现有ASP提高的油采收方法、组合物和系统的改进。特别地，需要通过在ASP过程中抑制或消除高度粘性的乳状液相的形成，从而在ASP提高的油采收方法中有效增加油生产的方法、组合物和系统。
发明内容
本发明涉及一种包含分散于流体中的表面活性剂、聚合物、碱和链烷烃抑制剂的组合物。
附图说明
图1为用于根据本发明的油采收过程中的根据本发明的石油生产系统的图示。
图2为根据本发明的系统和方法的用于生产石油的井网的图示。
图3为根据本发明的系统和方法的用于生产石油的井网的图示。
具体实施方式
本发明涉及一种使用包含表面活性剂、聚合物、碱和链烷烃抑制剂的油采收配制剂而提高由含油地层采收油的方法和系统，并涉及一种包含表面活性剂、聚合物、碱和链烷烃抑制剂的组合物。所述油采收配制剂的表面活性剂和碱可通过降低地层中油和水之间的界面张力而调动地层中的油，且所述聚合物可提供给所述油采收配制剂足以将被调动的油驱动通过地层以用于由地层生产的粘度。所述链烷烃抑制剂可通过抑制油中的链烷烃的附聚而在被调动的油中抑制粘性的含链烷烃的乳状液的形成。因此，相对于其中链烷烃增加粘性乳状液相的形成的被调动的油，被调动的油可更自由地流动通过地层以用于生产。
提供用于本发明的方法或系统中的油采收配制剂组合物由分散于流体中的表面活性剂、聚合物、碱和链烷烃抑制剂组成。油采收配制剂的流体可为水。水可为淡水或盐水溶液。水可具有100ppm至100000ppm的总溶解固体(TDS)含量。水可由水源提供，其中水源可为TDS含量小于10000ppm的淡水源(其选自江、湖、淡水海、蓄水层，和TDS含量小于10000ppm的地层水)，或者水源可为TDS含量为10000ppm或更大的盐水源(其选自海水、半咸水、蓄水层、通过加工盐水源而提供的盐水溶液，和TDS含量为10000ppm或更大的地层水)。
可调节油采收配制剂流体的TDS含量，以优化用于生产中间相(即油采收配制剂的表面活性剂和碱与地层中的油和地层水的III型微乳液)的流体的盐度，由此使地层中的油和水之间的界面张力达到最小，从而使油从地层调动和因此油从地层生产达到最大。也可调节油采收配制剂流体的TDS含量以优化油采收配制剂的粘度，因为油采收配制剂的粘度部分取决于配制剂中聚合物的粘度，所述的配制剂中聚合物的粘度可取决于配制剂的盐度。可根据对于本领域技术人员常规且已知的方法进行油采收配制剂流体的最佳盐度的确定，所述最佳盐度用于使含油地层中的油和水的界面张力达到最小，并用于提供与地层中的油相同数量级的粘度。一种这样的方法描述于WO公布No.2011/090921中。水的盐度优化可根据对于本领域技术人员常规且已知的方法进行，例如，通过使用一个或多个纳滤膜单元、一个或多个反渗透膜单元，和/或一个或多个正渗透膜单元的离子过滤，以及所得渗透物和渗余物的共混以提供最佳盐度。也可通过简单地将所选的最佳量的氯化钠添加至通过脱盐而制得的水中而优化盐度。
流体也可由共溶剂和水组成，其中所述共溶剂可为低分子量醇(包括但不限于甲醇、乙醇和异丙醇、异丁醇、仲丁醇、正丁醇、叔丁醇)，或二醇(包括但不限于乙二醇、1,3-丙二醇、1,2-丙二醇、二乙二醇丁醚、三乙二醇丁醚)，或磺基琥珀酸酯(包括但不限于二己基磺基琥珀酸钠)。共溶剂可用于协助防止粘性乳状液的形成。如果使用，则共溶剂可以以比在不存在链烷烃抑制剂的情况下所用少得多的量用于粘性乳状液抑制。如果存在，则共溶剂可占油采收配制剂的100ppm至50000ppm，或500ppm至5000ppm。油采收配制剂可不含共溶剂。
油采收配制剂的链烷烃抑制剂可为有效抑制或消除含链烷烃的乳状液的形成。链烷烃抑制剂可为有效抑制或消除链烷烃的附聚，以在油采收配制剂与地层中的油接触时抑制或消除地层的油中的链烷烃蜡晶体生长的化合物。链烷烃抑制剂可为任何市售的常规原油倾点下降剂或流动改进剂，其在油采收配制剂的其他组分的存在下在油采收配制剂的流体中可分散且优选可溶，并有效用于抑制或消除链烷烃成核的乳状液在地层的油中形成。链烷烃抑制剂可选自丙烯酸烷基酯共聚物、甲基丙烯酸烷基酯共聚物、丙烯酸烷基酯乙烯基吡啶共聚物、乙烯乙酸乙烯酯共聚物、马来酸酐酯共聚物、苯乙烯酸酐酯共聚物、支化聚乙烯，以及它们的组合。可用于油采收配制剂中的市售的链烷烃抑制剂包括可得自Afton Chemical Corp.,500Spring St.,Richmond,VA 23219,United States的HiTEC 5714、HiTEC 5788和HiTEC 672；可得自Champion Technologies,Inc.,3200Southwest Freeway,Houston,TX 77027的FLOTRON D1330；和可得自InfineumInternational Ltd.,Milton Hill Business and Technology Centre,P.O.Box 1,Abingdon,Oxfordshire OX136BB,United Kingdom的INFINEUM V300系列。
链烷烃抑制剂以如下的量存在于油采收配制剂中：当将油采收配制剂引入含油地层中，并与地层中的油接触以调动油，且被调动的油由地层生产时，所述量有效用于抑制或消除粘性的含链烷烃的乳状液的形成。链烷烃抑制剂可以以5ppm至5000ppm，或10ppm至1000ppm，或15ppm至500ppm，或20至300ppm的量存在于油采收配制剂中。
油采收配制剂还包含表面活性剂，其中所述表面活性剂可为有效降低含油地层中油和水之间的界面张力，并由此调动油以由地层生产的任何表面活性剂。油采收配制剂可包含一种或多种表面活性剂。表面活性剂可为阴离子表面活性剂。阴离子表面活性剂可为含磺酸盐的化合物、含硫酸盐的化合物、羧酸盐化合物、磷酸盐化合物，或它们的共混物。阴离子表面活性剂可为α烯烃磺酸盐化合物、内烯烃磺酸盐化合物、支化烷基苯磺酸盐化合物、环氧丙烷硫酸盐化合物、环氧乙烷硫酸盐化合物，环氧丙烷-环氧乙烷硫酸盐化合物，或它们的共混物。阴离子表面活性剂可含有12至28个碳，或12至20个碳。油采收配制剂的表面活性剂可包含含有15至18个碳的内烯烃磺酸盐化合物，或含有12至15个碳的环氧丙烷硫酸盐化合物，或它们的共混物，其中共混物含有1:1至10:1的环氧丙烷硫酸盐/内烯烃磺酸盐化合物的体积比。
油采收配制剂可含有有效降低地层中的油和水之间的界面张力，并由此调动油以用于由地层生产的量的表面活性剂。油采收配制剂可含有0.05wt.％至5wt.％的表面活性剂或表面活性剂的组合，或可含有0.1wt.％至3wt.％的表面活性剂或表面活性剂的组合。
油采收配制剂还包含碱，其中所述碱可为有效与地层中的油相互作用，以形成有效降低地层中的油和水之间的界面张力的皂的任何碱。油采收配制剂可包含一种或多种碱化合物。所述碱可选自氢氧化锂、氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸锂、碳酸钠、碳酸钾、碳酸氢锂、碳酸氢钠、碳酸氢钾、硅酸锂、硅酸钠、硅酸钾、磷酸锂、磷酸钠、磷酸钾，以及它们的混合物。
油采收配制剂可含有有效与地层中的油相互作用，以形成有效降低地层中的油和水之间的界面张力的皂，并由此调动油以用于由地层生产的量的碱。油采收配制剂可含有0.001wt.％至5wt.％的碱，或0.005wt.％至1wt.％的碱，或0.01wt.％至0.5wt.％的碱。
油采收配制剂还包含聚合物，其中所述聚合物可提供给油采收配制剂与在地层温度条件下地层中的油的粘度相同数量级的粘度，因此油采收配制剂可驱使被调动的油经过地层，从而以油通过油采收配制剂的最小指进和/或油采收配制剂通过油的最小指进由地层生产。油采收配制剂可包含选自如下的聚合物：聚丙烯酰胺；部分水解的聚丙烯酰胺；聚丙烯酸酯；烯键式共聚物；生物聚合物；羧甲基纤维素；聚乙烯醇；聚苯乙烯磺酸酯；聚乙烯吡咯烷酮；AMPS(2-丙烯酰胺-甲基丙烷磺酸酯)；任意比例的丙烯酰胺、丙烯酸、AMPS和n-乙烯吡咯烷酮的共聚物；以及它们的组合。烯键式共聚物的例子包括丙烯酸和丙烯酰胺的共聚物、丙烯酸和丙烯酸月桂酯的共聚物，和丙烯酸月桂酯和丙烯酰胺的共聚物。生物聚合物的例子包括黄原胶、瓜尔豆胶和硬葡聚糖。
油采收配制剂中的聚合物的量应该足以提供给油采收配制剂如下粘度：所述粘度足以以油采收配制剂通过被调动的油的最小指进而将油驱动通过含油地层。油采收配制剂中的聚合物的量可足以提供给油采收配制剂如下的在地层温度下的动态粘度：所述动态粘度与在地层温度下含油地层中的油的动态粘度在相同数量级，或较不优选地，所述动态粘度比在地层温度下含油地层中的油的动态粘度在更大数量级；使得油采收配制剂可以推动油通过地层。油采收配制剂中的聚合物的量可足以提供给油采收配制剂至少1mPa s(1cP)，或至少10mPas(10cP)，或至少100mPa s(100cP)，或至少1000mPa s(1000cP)的在25℃下或在地层温度范围内的温度下的动态粘度。油采收配制剂中的聚合物的浓度可为250ppm至10000ppm，或500ppm至5000ppm，或1000至2000ppm。
油采收配制剂中的聚合物的分子量平均值应该足以将足够的粘度提供给油采收配制剂，以将被调动的油驱动通过地层。聚合物可具有至少10000道尔顿，或至少50000道尔顿，或至少100000道尔顿的分子量平均值。聚合物可具有10000至30000000道尔顿，或100000至15000000道尔顿的分子量平均值。
在一方面，本发明涉及一种油采收配制剂组合物，其包含流体、链烷烃抑制剂、表面活性剂、碱和聚合物。流体、链烷烃抑制剂、表面活性剂、碱和聚合物可如上所述。油采收配制剂组合物可含有5ppm至5000ppm，或10ppm至1000ppm，或15ppm至500ppm，或20ppm至300ppm的链烷烃抑制剂或链烷烃抑制剂的组合；0.05wt.％至5wt.％，或0.1wt.％至3wt.％的表面活性剂或表面活性剂的组合；0.001wt.％至5wt.％，或0.005wt.％至3wt.％，或0.01wt.％至1wt.％的碱或碱性化合物的组合；以及250ppm至10000ppm，或500ppm至5000ppm，或1000ppm至2000ppm的聚合物或聚合物的组合。
在本发明的方法中，将油采收配制剂引入含油地层中，且本发明的系统可包括含油地层。含油地层包含油，所述油在与油采收配制剂接触和混合之后可从地层分离和生产。含油地层的油可含有显著量的蜡形成链烷烃烃类。含有显著量的蜡形成链烷烃烃类的油在不存在链烷烃抑制剂的情况下用碱-表面活性剂-聚合物驱剂处理时可形成粘性乳状液。含油地层的油可包含至少1wt.％，或至少5wt.％，或至少10wt.％或至少15wt.％的蜡形成链烷烃烃类，或可包含1wt.％至50wt.％的蜡形成链烷烃烃类，或5wt.％至40wt.％的蜡形成链烷烃烃类。
含油地层的油可具有相对高的浊点。含有相对高的浊点的油在不存在链烷烃抑制剂的情况下用碱-表面活性剂-聚合物驱剂处理时可形成粘性乳状液。含油地层的油可具有至少15℃，或至少20℃，或至少25℃的浊点，并可具有15℃至60℃，或20℃至55℃的浊点。油的浊点可根据ASTM方法D2500或ASTM方法D5773(用于浊点为49℃或更低的油)测定。
油可具有被油采收配制剂接触的地层的部分的最小温度的5℃以内的浊点，如下所述。浊点在地层的最小温度的5℃以内的油在不存在链烷烃抑制剂的情况下与碱-表面活性剂-聚合物驱剂接触时可形成粘性乳状液。油可具有被油采收配制剂接触的地层的部分的最小温度的10℃或25℃以内的浊点。被油采收配制剂接触的地层的部分的最小温度可根据本领域技术人员已知的常规方法测定。
包含于含油地层中的油可为含有少于25wt.％，或少于20wt.％，或少于15wt.％，或少于10wt.％，或少于5wt.％的烃类的轻油或中等重量油，所述烃类具有至少538℃(1000°F)的沸点，并具有至少20°，或至少25°，或至少30°的API重力。含油地层的油可为含有超过25wt.％的烃类的重油，所述烃类具有至少538℃的沸点，并具有小于20°的API重力，其中所述重油包含至少1wt.％的蜡形成链烷烃烃类。
包含于含油地层中的油可在地层条件下(特别地，在地层的温度范围内的温度下)具有至少1mPa s(1cP)，或至少10mPa s(10cP)，或至少100mPa s(100cP)，或至少1000mPa s(1000cP)，或至少10000mPa s(10000cP)的动态粘度。包含于含油地层中的油可在地层温度条件下具有1至10000000mPa s(1至10000000cP)的动态粘度。
含油地层可为地下地层。地下地层可包含选自多孔矿物基质、多孔岩石基质，以及多孔矿物质基质和多孔岩石基质的组合的一种或多种多孔基质材料，其中多孔基质材料可以以在地表下50米至6000米，或100米至4000米，或200米至2000米的深度位于上覆地层下方。地下地层可为海底地下地层。
多孔基质材料可为固结的基质材料，其中形成基质材料的岩石和/或矿物质的至少大部分，优选基本上全部为固结的，使得岩石和/或矿物质形成块体，其中当油、油采收配制剂、水或其他流体通过所述块体时，基本上全部的岩石和/或矿物质为固定的。当油、油采收配制剂、水或其他流体通过时，岩石和/或矿物质的优选至少95wt.％或至少97wt.％或至少99wt.％为固定的，使得由于油、油采收配制剂、水或其他流体的通过而移出的任意量的岩石或矿物质材料不足以使地层对通过地层的油、油采收配制剂、水或其他流体的流动不渗透。多孔基质材料可为未固结的基质材料，其中形成基质材料的岩石和/或矿物质的至少大部分或基本上全部为未固结的。地层可具有0.0001至15达西，或0.001至1达西的渗透率。地层的岩石和/或矿物质多孔基质材料可由砂岩和/或碳酸盐组成，所述碳酸盐选自白云石、石灰岩和它们的混合物，其中石灰岩可为微晶或结晶石灰岩和/或白垩。
含油地层中的油可位于地层的多孔基质材料内的孔隙中。含油地层中的油可例如通过毛细力、通过油与孔隙表面的相互作用、通过油的粘度，或通过油与地层中的水之间的界面张力，从而在地层的多孔基质材料内的孔隙中固定。
含油地层也可由水组成，所述水可位于多孔基质材料内的孔隙中。地层中的水可为原生水、来自二次或三次采油过程水驱的水，或它们的混合物。含油地层中的水可设置为将石油固定于孔隙内。油采收配制剂与地层中的油和水的接触可调动地层中的油，以通过降低地层中的水和油之间的界面张力而从地层内的孔隙中释放至少一部分油，从而由地层生产和采收。
在一些实施方案中，含油地层可包含未固结的砂和水。含油地层可为油砂地层。在一些实施方案中，油可构成约1wt.％至约16wt.％之间的油/砂/水混合物，砂可包含构成约80wt.％至约85wt.％之间的油/砂/水混合物，且水可构成约1wt.％至约16wt.％之间的油/砂/水混合物。砂可涂布有水层，且石油位于围绕润湿的砂晶粒的空隙空间中。任选地，含油地层也可包含气体，例如甲烷或空气。
现在参照图1，显示了用于实施本发明的方法的本发明的系统200。所述系统包括延伸至诸如上述的含油地层205中的第一井201和第二井203。含油地层205可由位于上覆地层213下方的一个或多个地层部分207、209和211组成，所述一个或多个地层部分207、209和211由诸如上述的多孔材料基质形成。
提供包含如上所述的流体、如上所述的链烷烃抑制剂、如上所述的表面活性剂、如上所述的碱和如上所述的聚合物的油采收配制剂。可选择和/或调节油采收配制剂的盐度，以优化油采收配制剂的表面活性剂和/或碱用于降低含油地层中的油和水之间的界面张力的能力，和/或优化油采收配制剂的粘度，如上所述。油采收配制剂可由油采收配制剂储存设施215提供，所述油采收配制剂储存设施215经由导管219流体地可操作地联接至第一注入/生产设施217。第一注入/生产设施217可流体地可操作地联接至第一井201，所述第一井201可设置为从第一注入/生产设施217延伸至含油地层205中。油采收配制剂可从第一注入/生产设施217流动通过第一井以被引入地层205中(例如地层部分209中)，其中第一注入/生产设施217和第一井或者第一井本身包括用于将油采收配制剂引入地层中的机构。或者，油采收配制剂可从油采收配制剂储存设施215直接流动至第一井201以用于注入地层205中，其中第一井包括用于将油采收配制剂引入地层中的机构。位于第一注入/生产设施217、第一井201，或上述两者中的用于经由第一井201将油采收配制剂引入地层205中的机构可由泵221组成，所述泵221用于将油采收配制剂递送至第一井中的穿孔或开口，油采收配制剂可通过所述穿孔或开口而被引入地层中。
油采收配制剂可例如通过如下方式被引入地层205中：通过将油采收配制剂泵送通过第一井至地层中，从而通过第一井201将油采收配制剂注入地层中。将油采收配制剂引入地层中的压力可为地层中的瞬时压力直至但不包括地层的破裂压力。可将油采收配制剂注入地层中的压力可为地层的破裂压力的20％至95％，或40％至90％。或者，可在等于或大于地层的破裂压力的压力下将油采收配制剂注入地层中。
经由第一井201引入地层205中的油采收配制剂的体积可为0.001至5孔隙体积，或0.01至2孔隙体积，或0.1至1孔隙体积，或0.2至0.6孔隙体积，其中术语孔隙体积摂指可被第一井201与第二井203之间的油采收配制剂清扫的地层的体积。孔隙体积可易于通过本领域技术人员已知的方法确定，例如通过建模研究或者通过将具有包含于其中的示踪物的水或油采收配制剂从第一井201注射通过地层205至第二井203。
当将油采收配制剂引入地层205中时，油采收配制剂如箭头223所示扩散至地层中。当引入地层205时，油采收配制剂与地层中的油的一部分接触，并与地层中的油的一部分形成混合物。油采收配制剂可在与地层中的油和水接触和混合时调动地层中的油。油采收配制剂可在与油接触和混合时，例如通过降低将油保持在地层中的孔隙中的毛细力、通过降低在地层中的孔隙表面上的油的可润湿性、通过降低地层中的油和水之间的界面张力，和/或通过与地层中的油和水形成微乳液，从而调动地层中的油。
当将油采收配制剂引入地层中时，油采收配制剂的链烷烃抑制剂可与地层中的油和水以及油采收配制剂的其他组分相互作用，以抑制含有附聚的链烷烃的粘性乳状液的形成。链烷烃抑制剂可通过与油中的链烷烃相互作用以抑制链烷烃附聚成能够与油、水和油采收配制剂形成粘性乳状液的微晶或结晶蜡，从而抑制粘性乳状液的形成。
可通过进一步将更多的油采收配制剂引入地层中，从而将油采收配制剂和油和水的被调动的混合物从第一井201推动经过地层205至第二井203。油采收配制剂可设计为将油采收配制剂和油的被调动的混合物移动通过地层，以用于在第二井203处生产。如上所述，油采收配制剂含有聚合物，其中包含聚合物的油采收配制剂可设计为具有与在地层温度条件下地层中的油的粘度在相同数量级的粘度，因此，油采收配制剂可将油采收配制剂、油和水的被调动的混合物驱动经过地层，并同时抑制被调动的油和油采收配制剂的混合物通过油采收配制剂的驱动段塞(driving plug)的指进，并抑制油采收配制剂的驱动段通过被调动的油和油采收配制剂的混合物的指进。
可通过将油采收配制剂引入地层中而调动油，以用于经由第二井203由地层205生产，其中通过经由第一井201将油采收配制剂引入地层中，将被调动的油如箭头229所示驱动通过地层，以用于由第二井生产。用于由地层205生产而调动的油可包括被调动的油/油采收配制剂混合物。也可通过经由第一井201将油采收配制剂引入地层中，从而调动水和/或气体以用于经由第二井203由地层205生产。
在将油采收配制剂经由第一井201引入地层205之后，可经由第二井203从地层采收和生产油。本发明的系统可包括在将油采收配制剂引入地层中之后用于由地层205采收和生产油的位于第二井处的机构，并可包括在将油采收配制剂引入地层中之后用于由地层采收和生产油采收配制剂、水和/或气体的位于第二井处的机构。用于采收和生产油，并任选地用于采收和生产油采收配制剂、水和/或气体的位于第二井203处的机构可由泵233组成，所述泵233可位于第二注入/生产设施231中和/或第二井203内。泵233可通过第二井203中的穿孔而由地层205抽取油和任选的油采收配制剂、水和/或气体，以将油和任选的油采收配制剂、水和/或气体递送至第二注入/生产设施231。
或者，用于由地层205采收和生产油和任选的油采收配制剂、水和/或气体的机构可由压缩机234组成，所述压缩机234可位于第二注入/生产设施231中。压缩机234可经由导管236流体地可操作地联接至气体储存罐241，并可压缩来自气体储存罐的气体以通过第二井203注入地层205中。压缩机可将气体压缩至足以驱动经由第二井203由地层生产油和任选的油采收配制剂、水和/或气体的压力，其中适当的压力可通过本领域技术人员已知的常规方法确定。可从与由地层生产油和任选的油采收配制剂、水和/或气体的井位不同的第二井203上的位置将压缩气体注入地层中，例如，压缩气体可在地层部分207处注入地层中，而油、油采收配制剂、水和/或气体在地层部分209处由地层生产。
任选地为与油采收配制剂、水和/或气体的混合物的油可如箭头229所示从地层205中抽取，并在第二井203向上生产至第二注入/生产设施231。油可在分离单元235与从油采收配制剂、水和/或气体分离，所述分离单元235位于第二注入/生产设施231中，并可操作地流体联接至用于由地层生产油和任选的油采收配制剂、水和/或气体的机构233。分离单元235可由常规液体-气体分离器和常规烃类-水分离器组成，所述常规液体-气体分离器用于从油、油采收配制剂和水中分离气体，所述常规烃类-水分离器包括用于从水和油采收配制剂的水溶性组分中分离油的破乳单元。
可将经分离的生产的油从第二注入/生产设施231的分离单元235提供至油储存罐237，所述油储存罐237可通过导管239流体地可操作地联接至第二注入/生产设施的分离单元235。可将经分离的气体(如果有的话)从第二注入/生产设施231的分离单元235提供至气体储存罐241，所述气体储存罐241可通过导管243流体地可操作地联接至第二注入/生产设施231的分离单元235。
在本发明的系统和方法的一个实施方案中，第一井201可用于将油采收配制剂注入地层205中，第二井203可用于由如上所述的地层生产油达第一时间，且第二井203可用于将油采收配制剂注入地层205中，以调动地层中的油并驱动被调动的油经过地层至第一井，第一井201可用于由地层生产油达第二时间，其中第二时间在第一时间之后。第二注入/生产设施231可包括诸如泵251的机构，所述机构通过导管253流动地可操作地联接油采收配制剂储存设施215，并流体地可操作地联接至第二井203，以将油采收配制剂经由第二井引入地层205中。第一注入/生产设施217可包括诸如泵257或压缩机258的机构，所述机构通过导管242流体地可操作地联接至气体储存罐241，以用于经由第一井201由地层205生产油和任选的油采收配制剂、水和/或气体。第一注入/生产设施217也可包括用于分离生产的油、油采收配制剂、水和/或气体的分离单元259。分离单元259可由常规液体-气体分离器和常规烃类-水分离器组成，所述常规液体-气体分离器用于从生产的油和水中分离气体，所述常规烃类-水分离器用于从水和油采收配制剂的水溶性组分中分离生产的油，其中所述烃类-水分离器可包括破乳剂。分离单元259可通过导管261流体地可操作地联接至油储存罐237，以用于在油储存罐中储存生产的油，通过导管265流体地可操作地联接至气体储存罐241，以用于在气体储存罐中储存生产的气体。
第一井201可用于将油采收配制剂引入地层205中，第二井203可用于由地层生产油达第一时间；然后第二井203可用于将油采收配制剂引入地层205中，第一井201可用于由地层生产油达第二时间，其中所述第一和第二时间构成一个循环。可进行多个循环，所述多个循环包括在将油采收配制剂引入地层205中以及由地层生产油之间交替第一井201和第二井203，其中一个井为引入，另一个井为生产达第一时间，然后它们转换达第二时间。一个循环可为约12小时至约1年，或约3天至约6个月，或约5天至约3个月。
现在参照图2，示出了井的阵列300。阵列300包括第一井组302(由水平线表示)和第二井组304(由斜线表示)。在本发明的系统和方法的一些实施方案中，上述系统和方法的第一井可包括显示为阵列300中的第一井组302的多个第一井，上述系统和方法的第二井可包括显示为阵列300中的第二井组304的多个第二井。
第一井组302中的每个井可距离第一井组302中的相邻的井水平距离330。水平距离330可为约5至约5000米，或约10至约1000米，或约20至约500米，或约30至约250米，或约50至约150米，或约90至约120米，或约100米。第一井组302中的每个井可距离第一井组302中的相邻的井竖直距离332。竖直距离332可为约5至约5000米，或约10至约1000米，或约20至约500米，或约30至约250米，或约50至约150米，或约90至约120米，或约100米。
第二井组304中的每个井可距离第二井组304中的相邻的井水平距离336。水平距离336可为5至5000米，或10至1000米，或20至500米，或30至250米，或50至150米，或90至120米，或约100米。第二井组304中的每个井可距离第二井组304中的相邻的井竖直距离338。竖直距离338可为5至5000米，或10至约1000米，或20至500米，或30至250米，或50至150米，或90至120米，或约100米。
第一井组302中的每个井可距离第二井组304中的相邻的井距离334。第二井组304中的每个井可距离第一井组302中的相邻的井距离334。距离334可为5至5000米，或10至1000米，或20至500米，或30至250米，或50至150米，或90至120米，或约100米。
第一井组302中的每个井可由第二井组304中的四个井围绕。第二井组304中的每个井可由第一井组302中的四个井围绕。
在一些实施方案中，井的阵列300可具有10至1000个井，例如第一井组302中的5至500个井和第二井组304中的5至500个井。
在一些实施方案中，如俯视图看出，井的阵列300可具有第一井组302和第二井组304，所述第一井组302和第二井组304为在一块土地上间隔的直井。在一些实施方案中，如地层的横截面侧视图看出，井的阵列300可具有第一井组302和第二井组304，所述第一井组302和第二井组304为在地层内间隔的水平井。
现在参照图3，示出了井的阵列400。阵列400包括第一井组402(由水平线表示)和第二井组404(由斜线表示)。阵列400可为相对于图2中的阵列300如上所述的井的阵列。在本发明的系统和方法的一些实施方案中，上述系统和方法的第一井可包括显示为阵列400中的第一井组402的多个第一井，上述系统和方法的第二井可包括显示为阵列400中的第二井组404的多个第二井。
可将油采收配制剂注入第一井组402中，油可由第二井组404采收和生产。如所示，油采收配制剂可具有注入剖面406，具有油采收剖面408的油可由第二井组404生产。
可将油采收配制剂注入第二井组404中，油可由第一井组402生产。如所示，油采收配制剂可具有注入剖面408，油可由具有油采收剖面406的第一井组402生产。
第一井组402可用于注入油采收配制剂，第二井组404可用于由地层生产油达第一时间；然后第二井组404可用于注入油采收配制剂，第一井组402可用于由地层生产油达第二时间，其中所述第一和第二时间构成一个循环。在一些实施方案中，可进行多个循环，所述多个循环包括在注入油采收配制剂以及由地层生产油之间交替第一和第二井组402和404，其中一个井组为注入，另一个井组为生产达第一时间，然后它们转换达第二时间。
为了便于更好地理解本发明，给出一些实施方案的某些方面的如下实施例。如下实施例不应以任何方式解读为限制或限定本发明的范围。
实施例
进行实验，以确定相对于使用无链烷烃抑制剂的相同碱-表面活性剂-聚合物配制剂由地层采收油，使用含有链烷烃抑制剂的碱-表面活性剂-聚合物配制剂对由地层采收油的影响。95mD Berea砂岩芯用CO2驱，以转移芯的孔隙空间中的空气。然后用合成储层盐水溶液驱动所述芯，所述合成储层盐水溶液具有约15,000ppm的总溶解固体含量，并含有1.47wt.％NaCl、0.043wt.％CaCl2和0.073wt.％MgCl2，其中所述合成储层盐水溶液制备为具有与来自马来西亚含油地层的地层水类似的盐水组成。然后用来自马来西亚地层的油使所述芯饱和，直至在将油进一步引入至芯时无更多的水产生。为了模拟由芯水驱生产油，以1.0米/天的速率用合成盐水溶液驱动所述芯，直至无更多的油从所述芯产生。通过在用油使芯饱和的过程中由芯吸收的油的总量减去通过水驱而采收的油的量，从而计算在水驱之后保留在芯中的残余油的量(Sor)。
为了比较的目的，确定在不存在链烷烃抑制剂的情况下由碱-表面活性剂-聚合物驱剂获得的油采收。为了确定在不存在链烷烃抑制剂的情况下由碱-表面活性剂-聚合物驱剂获得的油采收，在水驱之后，用0.5孔隙体积的含有碱、表面活性剂和聚合物的盐水溶液以1米/天的流速驱动芯，以进一步由芯生产油。碱-表面活性剂-聚合物盐水溶液含有2wt.％的碳酸钠作为碱、1300ppm的FLOPAAM 3300S(丙烯酰胺和丙烯酸酯的共聚物)作为聚合物，和0.48wt.％的Enordet J771(C12-13-7PO[环氧丙烷]硫酸盐)加上0.12wt.％的Enordet 0332(C15-18内烯烃磺酸盐)作为表面活性剂，并通过添加NaCl而调节至最佳盐度。在芯的碱-表面活性剂-聚合物盐水溶液驱之后，使用具有比ASP盐水溶液更低的盐度的聚合物盐水溶液驱动芯，其中所述聚合物盐水溶液由在以1米/天的流速添加至芯的2wt.％水性NaCl中的1300ppmFLOPPAM 3300形成。使用聚合物溶液驱动芯，直至无更多的油从芯产生。确定相对于在水驱之后芯中的残余油(Sor)的由碱-表面活性剂-聚合物溶液驱获得的总油采收和净油采收(采收的无乳状液的油)，计算在碱-表面活性剂-聚合物溶液驱之后芯中的残余油相对于在水驱之后芯中的总油的百分比。结果示于如下表1中。
表1
ASP驱(无链烷烃抑制剂)
净油采收(Sor的％) 64
总油采收(Sor的％) 74.3
在ASP驱之后芯中的残余油(％) 10.3
使用与如上实施例所用完全相同的ASP配制剂(不同的是将1000ppm的FLOTRON D1330(链烷烃抑制剂)添加至配制剂中)进行使用根据本发明的组合物的根据本发明的方法和系统的油采收驱。通过用CO2驱动芯，然后用具有与如上比较例中所用的合成储层盐水溶液相同组成的合成储层盐水溶液驱动芯，之后如上所述用来自马来西亚地层的油进行饱和，从而如上所述制备95mD Berea砂岩芯。如上所述进行水驱，如上所述计算在水驱之后保留在芯中的残余油的量(Sor)。
确定由碱-表面活性剂-聚合物-链烷烃抑制剂驱获得的油采收。为了确定由碱-表面活性剂-聚合物-链烷烃抑制剂驱获得的油采收，使用0.5孔隙体积的与如上比较例中所用相同的碱-表面活性剂-聚合物盐水溶液(不同的是包含1000ppm FLOTRON D1330)驱动芯。在芯的碱-表面活性剂-聚合物-链烷烃抑制剂驱之后，使用具有比ASP-链烷烃抑制剂盐水溶液更低的盐度的聚合物盐水溶液驱动芯，直至无更多的油从芯中产生，其中所述聚合物盐水溶液由在2wt.％水性NaCl中的1300ppm FLOPPAM 3300形成。确定相对于在水驱之后芯中的残余油(SOR)的在油采收配制剂驱(ASP加上链烷烃抑制剂)之后的总油采收和净油采收。结果示于如下表2中。
表2
ASP驱(具有链烷烃抑制剂)
净油采收(SOR的％) 93
总油采收(SOR的％) 97.7
在ASP驱之后芯中的残余油(％) 0.9
如通过相对于表1的结果比较表2的结果所示，相对于使用无链烷烃抑制剂的ASP配制剂的油采收，可能由于消除了乳状液，在ASP溶液中含有链烷烃抑制剂的油采收配制剂显著增加了由芯采收的油的量，也显著增加了由芯采收的净油的量。
本发明很好适于获得所述目的和优点以及其中固有的那些。如上公开的特定实施方案仅为说明性的，本发明可以以对受益于本文教导的本领域技术人员显而易见的不同但等同的方式进行修改和实施。此外，除了如以下权利要求书所述之外，不旨在限制本文所示的构造或设计的细节。尽管系统、方法和组合物以术语“包含”、“含有”或“包括”各种组分或步骤进行描述，但系统、方法和组合物也可“基本上由各种组分和步骤组成”或“由各种组分和步骤组成”。每当公开具有下限和上限的数字范围时，落入范围内任何数字和任何包括的范围被具体公开。特别地，本文公开的数值的每个范围(具有“a至b”或等同地“a至b”的形式)应理解为陈述在数值的更广范围内涵盖的每个数字和范围。每当公开仅具有具体下限、仅具有具体上限，或具有具体上限和下限的数值范围时，所述范围也包括“约”指定下限和/或指定上限的任何数值。而且，除非专利权人另外明确清楚限定，否则权利要求书中的术语具有它们的一般普通含义。此外，权利要求书中所用的不定冠词“一种”在本文限定为意指一种或超过一种其提出的要素。

Claims (7)

1.一种组合物，其包含溶解于流体中的表面活性剂、聚合物、碱和链烷烃抑制剂。
2.根据权利要求1所述的组合物，其中所述流体为水性流体。
3.根据权利要求1或权利要求2所述的组合物，其中所述表面活性剂为阴离子表面活性剂。
4.根据权利要求1或权利要求2-3中任一项所述的组合物，其中所述聚合物选自聚丙烯酰胺；部分水解的聚丙烯酰胺；任意比例的丙烯酰胺、丙烯酸、AMPS(2-丙烯酰胺-甲基丙烷磺酸酯)和n-乙烯基吡咯烷酮的共聚物；聚丙烯酸酯、烯键式共聚物；生物聚合物；羧甲基纤维素；聚乙烯醇；聚苯乙烯磺酸酯；聚乙烯基吡咯烷酮；AMPS；以及它们的组合。
5.根据权利要求1或权利要求2-4中任一项所述的组合物，其中所述碱选自氢氧化锂、氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸锂、碳酸钠、碳酸钾、碳酸氢锂、碳酸氢钠、碳酸氢钾、硅酸锂、磷酸锂、硅酸钠、磷酸钠、硅酸钾、磷酸钾以及它们的组合。
6.根据权利要求1或权利要求2-5中任一项所述的组合物，其中所述链烷烃抑制剂选自丙烯酸烷基酯共聚物、甲基丙烯酸烷基酯共聚物、丙烯酸烷基酯乙烯基吡啶共聚物、乙烯乙酸乙烯酯共聚物、马来酸酐酯共聚物、苯乙烯酸酐酯共聚物、支化聚乙烯，以及它们的组合。
7.根据权利要求1或权利要求2-6中任一项所述的组合物，其中所述组合物包含0.05wt.％至5wt.％的表面活性剂、250ppm至10000ppm的聚合物、0.001wt.％至5wt.％的碱，和5ppm至5000ppm的链烷烃抑制剂。
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