EA001304B1 - Способ добычи нефти с использованием эмульсии - Google Patents
Способ добычи нефти с использованием эмульсии Download PDFInfo
- Publication number
- EA001304B1 EA001304B1 EA199901060A EA199901060A EA001304B1 EA 001304 B1 EA001304 B1 EA 001304B1 EA 199901060 A EA199901060 A EA 199901060A EA 199901060 A EA199901060 A EA 199901060A EA 001304 B1 EA001304 B1 EA 001304B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- emulsion
- solids
- liquid
- solid particles
- stabilized
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 376
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 109
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 215
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 181
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 176
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 146
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 84
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 76
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 58
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 58
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 27
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 27
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 23
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 22
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 15
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000002817 coal dust Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 43
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 19
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 18
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 8
- 239000004071 soot Substances 0.000 claims description 5
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 claims description 3
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 claims description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 abstract description 7
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 219
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 114
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 39
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 38
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 35
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 34
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 21
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 21
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 15
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 11
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 11
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 11
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 11
- 235000012216 bentonite Nutrition 0.000 description 8
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 6
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 6
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 6
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 5
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 4
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 3
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 3
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 3
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000003921 particle size analysis Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 3
- OCJBOOLMMGQPQU-UHFFFAOYSA-N 1,4-dichlorobenzene Chemical compound ClC1=CC=C(Cl)C=C1 OCJBOOLMMGQPQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 239000004907 Macro-emulsion Substances 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 229940117389 dichlorobenzene Drugs 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 150000001282 organosilanes Chemical class 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000011164 primary particle Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- -1 without limitation Substances 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N Lithium ion Chemical compound [Li+] HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000004630 atomic force microscopy Methods 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229940006460 bromide ion Drugs 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000005112 continuous flow technique Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000005264 electron capture Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001416 lithium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000007431 microscopic evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 239000008385 outer phase Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229910052573 porcelain Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 1
- 125000005372 silanol group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/82—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/26—Oil-in-water emulsions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/904—Process of making fluids or additives therefor
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
- Y10S507/937—Flooding the formation with emulsion
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Целью описанного изобретения является способ добычи углеводородов из подземной формации с помощью закачки эмульсии, содержащей нефть и воду, в формацию. Более конкретно, эмульсия стабилизируется с использованием нерастворимых твердых частиц, которые предпочтительно, по меньшей мере, частично обладают олеофильными свойствами. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, может использоваться либо как вытесняющая жидкость для вытеснения углеводородов из формации, либо для создания барьера для отклонения потока жидкостей в формации. Такие твердые частицы могут представлять собой либо твердые частицы формации (то есть, местные для формации) или частицы не из этой формации (то есть, полученные за пределами формации). Частицы, не принадлежащие к данной формации, могут быть природными или синтетическими. Некоторые предпочтительные твердые вещества включает глину, кварц, полевой шпат, гипс, угольную пыль, асфальтены и полимеры. Двуокись углерода или другие газы могут добавляться к эмульсии для регулирования вязкости эмульсии до требуемого уровня.
Description
Настоящее изобретение относится к способу добычи углеводородов из подземной формации путем закачивания эмульсии в формацию. А именно, применяемая эмульсия стабилизируется с использованием нерастворенных твердых частиц и может использоваться либо для вытеснения углеводородов из формации, либо для создания барьера для отклонения потока жидкости в формации. Двуокись углерода или другой газ может добавляться к эмульсии для регулирования вязкости эмульсии до требуемого уровня.
Предпосылки создания изобретения
Добыча нефти обычно является неэффективной в подземных формациях (далее обозначается просто как формация) в случаях, когда мобильность добываемой нефти на месте значительно меньше, чем мобильность замещающей жидкости, которая предназначена для вытеснения нефти. Мобильность фазы жидкости в формации определяется отношением относительной проницаемости жидкости к ее вязкости. Например, когда для вытеснения очень вязкой тяжелой нефти из формации применяется вода, процесс становится очень неэффективным, поскольку мобильность нефти намного меньше, чем мобильность воды. Вода быстро находит каналы утечки через формацию в добывающую скважину, обходя большую часть нефти и оставляя ее в земле. По отчетам в канадской провинции Саскачеван (8а8ка1сйетаи) первичное производство сырой нефти на месте составляет приблизительно от 2 до 8%, причем вытеснение водой добавляет только еще от 2 до 5% нефти на месте. Следовательно, существует потребность либо сделать воду более вязкой, либо использовать другую вытесняющую жидкость, которая не будет проходить через нефть. Поскольку необходимы большие объемы вытесняющей жидкости, она должна быть недорогой и стабильной в условиях потоков формации. Вытеснение нефти наиболее эффективно, когда мобильность вытесняющей жидкости существенно меньше, чем мобильность нефти, так что совершенно необходимо разработать способ производства вытесняющей жидкости с низкой мобильностью, наиболее эффективный с точки зрения затрат.
На добычу нефти также влияют экстремальные вариации в проницаемости горной породы, такие как высокая проницаемость зоны поглощения между скважинами инъекции и добывающими скважинами, что позволяет большей части закачанной вытесняющей жидкости быстро пройти по каналам в эксплуатационные скважины, оставляя нефть в других зонах сравнительно нетронутой. Существует потребность в дешевой жидкости, которую можно было бы вводить в такие зоны поглощения (через скважины закачки или через добывающие скважины), чтобы снизить мобильность жидкости, направляя таким образом энергию давления на вытеснение нефти из смежных зон с низкой проницаемостью.
В некоторых формациях добыча нефти может быть сокращена из-за образования в скважине газового конуса по направлению вниз или водяного конуса по направлению вверх до интервала, где происходит добыча нефти. Поэтому существует необходимость в дешевом веществе для нагнетания, которое можно было бы использовать для установления горизонтальной подкладки из жидкости с низкой подвижностью, которая служила бы в качестве вертикального барьера между зоной добычи нефти и зоной, откуда происходит образование конуса. Такая жидкость с низкой мобильностью задержала бы образование вертикального газового или водяного конуса, улучшая, таким образом, добычу нефти.
Для умеренно вязких сортов нефти, таких, у которых вязкость составляет приблизительно 20-100 сантипуаз (сП), для повышения вязкости воды, нагнетаемой для вытеснения нефти из формации, до настоящего времени использовались растворимые в воде полимеры, такие как полиакриламиды или ксантановая смола. Например, полиакриламид добавлялся к воде, используемой для вытеснения водой нефти с вязкостью 24 сП на месторождении Слипи Холлоу Филд, штат Небраска (81ееру Ηο11ο\ν Р1е1б, №Ьгакка). Полиакриламид использовался также для повышения вязкости воды, которая использовалась для вытеснения нефти с вязкостью 40 сП в месторождении Шаторенар Филд, Франция (Сйа1еаигеиагб Ие1б, Ргаисе). В этом процессе полимер растворяли в воде, повышая ее вязкость.
Растворимые в воде полимеры могут использоваться для достижения требуемой мобильности при вытеснении водой нефти умеренной вязкости, но обычно в этом процессе не удается достичь экономичного получения требуемой мобильности при замещении более вязких сортов нефти - сортов, имеющих вязкость приблизительно от 100 сП и выше. Такие сорта нефти имеют такую вязкость, что для достижения приемлемого отношения мобильности требуется применять большое количество полимера, что обычно является неэкономичным. Кроме того, как известно специалистам в данной области, полимер, растворенный в воде, часто десорбируется из вытесняющей воды на поверхности горной породы формации, захватывая ее, что приводит к неэффективности повышения вязкости воды. Это приводит к потере управления мобильностью, недостаточной добыче нефти и высоким затратам на полимеры. По этим причинам использование полимерного вытеснения для добычи нефти с вязкостью более 100 сП обычно технически или экономически недостижимо. Кроме того, на эффективность применения многих полимеров неблагоприятно воздей ствует уровень растворенных ионов, которые обычно находятся в формации, что накладывает ограничения и/или эффективность их использования.
Применение макроэмульсий воды-в-нефти было предложено как способ получения вязких вытесняющих жидкостей, которые могут сохранять эффективное управление мобильностью при вытеснении умеренно вязких сортов нефти. Например, была проведена оценка использования макроэмульсий воды-в-нефти и нефти-вводе в качестве вытесняющих жидкостей для улучшения добычи нефти вязких сортов. Такие эмульсии создавались путем добавления гидроокиси натрия в кислотную сырую нефть из Канады и Венесуэлы. В этом исследовании эмульсии стабилизировались мыльными пленками, созданными при омылении кислотных углеводородных компонентов сырой нефти гидроокисью натрия. Эти мыльные пленки понижали напряженность поверхности раздела нефть/вода, действуя как поверхностно-активные вещества, которые стабилизировали эмульсию вода-внефти. Поэтому хорошо известно, что стабильность таких эмульсий существенно зависит от использования гидроокиси натрия (т.е. каустической соды) для образования мыльной пленки, необходимой для уменьшения напряженности поверхности раздела нефть/вода.
Различные исследования по использованию каустической соды для получения таких эмульсий продемонстрировали техническую выполнимость этого способа. Однако практическое применение этого процесса для добычи нефти до сих пор было ограничено высокой стоимостью каустической соды, высокой вероятностью поверхностного поглощения мыльных пленок горными породами формации, что приводит к постепенному разрыву эмульсии, и к чувствительности вязкости эмульсии к незначительным изменениям в степени засоленности воды и содержания воды. Например, поскольку большинство формаций содержит воду с большим количеством растворенных солей, часто бывает невозможно достичь планируемого потенциала эмульсий, для образования которых требуется применение пресной или дистиллированной воды, поскольку такие условия низкой солености трудно достичь и поддерживать в пределах данной формации. Из горных пород могут вымываться различные ионы, и закачиваемая пресная вода может смешиваться с водой более высокой солености, находящейся в породе, что вызовет разложение стабилизированной по низкой напряженности эмульсии.
До настоящего времени использовались различные способы избирательного понижения проницаемости зон поглощения с высокой проницаемостью с использованием процесса, который обычно называется модификация профиля. Обычные вещества, которые закачивались в резервуар для достижения снижения проницаемости зон контакта, включают полимерные гели или альдегиды с поперечными связями. Полимерные гели формуются с применением полимеров с поперечными связями, таких как полиакриламид, ксантан, виниловые полимеры или лигносульфонаты. Такие гели закачиваются в формацию, где создание поперечных связей приводит к тому, что гели становятся относительно твердыми, понижая таким образом проницаемость для потока через обработанные зоны.
В большинстве условий применения этих процессов область формации, на которую оказывается воздействие, ограничивается областью, расположенной в непосредственной близости к скважине, из-за высокой стоимости и длительного времени реакции гелирующих веществ. После проведения обработки, гели становятся относительно немобильными. Это может быть нежелательным, поскольку закачиваемая жидкость (например, вода, при вытеснении водой) может в конечном счете найти путь через немобильный гель, снижая его эффективность. Следует ожидать лучшей производительности, если вещество, модифицирующее профиль, могло бы медленно передвигаться через формацию для закупорки вновь образованных зон поглощения, проходя значительные расстояния от скважины закачки или добывающей скважины.
В американском патенте № 5 350 014 автора МакКей (МсКау) описан способ добычи тяжелой нефти или битума из формации, подвергающейся термальному способу добычи. Добыча производится в форме эмульсий нефть-в-воде с помощью тщательного поддержания температурного профиля смываемой зоны выше минимальной температуры. Эмульсии, выработанные с помощью такого управления температурным профилем формации, как описано, являются полезными для формирования барьера для закупорки в зонах поглощения, с обедненным содержанием воды, в формациях, из которых производится добыча с помощью термальных методов, включая контроль за образованием вертикального водяного конуса. Однако этот способ требует тщательного контроля температуры в зоне формации и поэтому полезен только для проектов термической добычи.
Следовательно, способ, описанный автором МакКей, не может использоваться для нетермальной добычи (которую называют холодным потоком) тяжелой нефти.
В соответствии с этим, существует потребность в способе для производства эмульсии, которая может быть изготовлена экономично и которая способна к эффективной работе в широком диапазоне условий формации, включая соленость, температуру и проницаемость.
Краткое описание изобретения
В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ добычи жидкости, содержащей углеводороды из подземной формации, включающей углеводороды и твердые вещества формации, этот способ содержит:
(а) создание эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, содержащей воду, нефть и нерастворенные твердые вещества, причем указанные твердые вещества содержат частицы, выбранные из группы, состоящей из твердых частиц формации, твердых частиц, не принадлежащих формации, и их комбинации;
(в) введение указанной эмульсии в контакт с формацией; и (с) добычу указанной жидкости из формации с использованием указанной эмульсии.
Предпочтительно такие твердые вещества состоят из частиц, имеющих, по меньшей мере, определенные олеофильные свойства для приготовления эмульсии на основе нефти или имеющих определенные гидрофильные свойства для приготовления эмульсии на основе воды. Более предпочтительно такие частицы имеют средний диаметр частиц приблизительно 2 микрона или меньше, причем этот средний диаметр частиц представляет собой наибольшую величину из трех измерений по осям х, у и ζ каждой из частиц, и указанная средняя величина определяется с использованием весового или числового распределения таких частиц в представительном образце такого твердого вещества. Если требуется, к эмульсии может добавляться двуокись углерода или другой газ для понижения вязкости эмульсии.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше понятны со ссылкой на приведенное ниже подробное описание и прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 изображает трехкомпонентную диаграмму, которая иллюстрирует некоторые, но не все, виды формы частиц, которые могут быть характерны для частиц твердых веществ, используемых для изготовления эмульсии, стабилизированной твердыми веществами;
фиг. 2 изображает график вязкости эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, при скорости сдвига 75 с-1 к процентному содержанию по объему воды в эмульсии;
фиг. 3 изображает график вязкости эмульсии, стабилизированной твердыми веществами с содержанием воды по объему 58% по отношению к скорости сдвига в с-1;
фиг. 4 изображает график содержания воды в объемных процентах в жидкости, полученный при лабораторных испытаниях керна породы, по отношению к общему количеству закачанной эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, в объемах пор;
фиг. 5 изображает график средней насыщенности водой в процентах к объему пор при лабораторных исследованиях керна породы по отношению к общему объему закачанной эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, в объемах пор;
фиг. 6 иллюстрирует график концентрации двух различных веществ-индикаторов, полученный при лабораторных испытаниях керна породы, бромида для отслеживания воды, которая представляет собой часть закачанной эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, и дихлорбензола для отслеживания нефти, которая представляет собой часть закачанной эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, по отношению к объему закачанной эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, в объемах пор;
фиг. 7 изображает график падения давления при лабораторных испытаниях керна породы, в фунтах на квадратный дюйм, по отношению к общему объему закачанной эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, в объемах пор;
фиг. 8 изображает график трех различных измерений добычи нефти при лабораторных испытаниях керна породы в процентах к первоначальной нефти на месте (ПННМ) по отношению к общему объему закачанной эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, в объемах пор; и фиг. 9 изображает график вязкости эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, содержащей 60 об.% воды, как функцию концентрации двуокиси углерода, растворенной в эмульсии.
Настоящее изобретение будет описано в отношении предпочтительных вариантов его воплощения. Однако хотя приведенные ниже подробные описания являются специфическими для конкретных вариантов воплощения или конкретного использования изобретения, они предназначены только для иллюстрации и не должны рассматриваться как ограничение объема изобретения. Напротив, предполагается охватить все альтернативы, изменения и эквиваленты, которые включены в объем и сущность изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения.
Подробное описание изобретения
Эмульсии, стабилизированные твердыми веществами, приготовленные на основе частиц, содержащих мелкие твердые частицы, являются достаточными для применения настоящего изобретения, более полно описанного ниже. Термин эмульсии, стабилизированные твердыми веществами, означает, что твердые частицы представляют собой первичное, но не обязательно единственное средство, с помощью которого пленки, окружающие внутреннюю фазу эмульсии в виде капелек, поддерживаются в стабильном состоянии в условиях формации в течение достаточного времени, чтобы использовать эмульсию в соответствии с ее предполагаемым предназначением (например, для увеличения скорости и/или количества добываемых из формации углеводородов). Такие твердые частицы являются устойчивыми по отношению к химическим реакциям, которые стремятся деактивировать поверхностно-активные вещества, вызывая, таким образом, дестабилизацию или расслоение эмульсии. Следовательно, эмульсии, стабилизированные твердыми веществами, являются стабильными в широком диапазоне солености воды, содержащейся в формации.
Кроме того, термин твердое, используемый здесь, означает вещество в его наиболее концентрированной форме, т.е. когда атомы или молекулы, составляющие вещество, наиболее плотно упакованы по отношению друг к другу по сравнению с жидким или газообразным состоянием вещества как в условиях формации, так и в условиях за пределами формации. Некоторые вещества, которые считаются твердыми в соответствии с приведенным выше определением, такие как полимеры некоторых керамических твердых материалов, включая без ограничения стекло или фарфор, часто классифицируются с точки зрения строгого научного определения, как в высокой степени вязкие жидкости, поскольку они являются аморфными (т.е. в них отсутствует кристаллическая структура).
Однако здесь предполагается, что к таким веществам относится значение термина твердый, несмотря на их принадлежность в соответствии с более строгой классификацией к жидкости .
Кроме того, твердые вещества, используемые для получения эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, могут иметь местное происхождение из формации, в которой используется подобная эмульсия, в дальнейшем они будут называться твердыми веществами формации, или они могут быть получены за пределами формации, когда их берут из другой формации, шахты или получают с помощью синтеза, в дальнейшем такие вещества называются твердые вещества не формации.
В некоторых случаях, фактически, твердые вещества как формации, так и не формации, могут быть аналогичными по составу, но просто получены из различных источников.
Частицы, составляющие твердое вещество, используемое для приготовления эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, описанные здесь, могут иметь широкий диапазон химического состава, формы и размеров. Твердые частицы, однако, должны иметь определенные физические и химические свойства.
Во-первых, твердые частицы должны иметь, по меньшей мере, в определенной степени олеофильные свойства для приготовления эмульсии на основе нефти или в определенной степени гирофильные свойства для приготовления эмульсии на основе воды. Такие свойства являются важными для обеспечения правильного смачивания этих частиц внешней непрерывной фазой, которая представляет собой нефть, воду или некоторые другие растворители, которые содержат внутреннюю прерывную фазу.
Соответствующие олеофильные или гирофильные свойства могут представлять собой неотъемлемые свойства твердых частиц или могут быть улучшены или получены при обработке этих частиц. Твердые частицы могут содержать вещества, включающие без ограничения глину, кварц, полевой шпат, гипс, сульфиды металла, сульфаты металла, оксиды металла, угольную пыль, асфальтены или полимеры. Предпочтительно, однако, эти частицы содержат, по меньшей мере, около 5% по весу ионного или неорганического вещества, причем термин органическое вещество, используемый здесь, означает вещество, состоящее, по меньшей мере, из атомов углерода и водорода.
Во-вторых, твердые частицы должны оставаться нерастворенными соответственно в фазе воды или углеводорода при условиях формации, но должны иметь соответствующее распределение заряда для стабилизации пленки поверхности раздела между внутренней фазой капелек, предпочтительно воды, но в качестве альтернативы нефти, и внешней непрерывной фазой, предпочтительно нефти, или в качестве альтернативы воды для изготовления эмульсии, стабилизированной твердым веществом, на основе нефти или эмульсии на основе воды, соответственно.
В-третьих, действительный индивидуальный размер частиц должен быть достаточно малым для обеспечения адекватной площади поверхности покрытия внутренней фазы капелек. Размер частиц может быть измерен с помощью широкого диапазона технологии анализа размера частиц, включая рассеяние лазерного луча, классификации путем просеивания через сито, способа подсчета Коултера (СоиЙег соипйпд те11юб). и скорости осаждения (при котором используется закон Стокса (81оке§ 1а\г) для преобразования скорости осаждения образца твердого вещества в жидкости в средний размер частиц). Однако каждая из этих методик позволяет получить эффективный диаметр частиц, который представляет собой результат, который был бы получен при использовании соответствующего испытательного образца, состоящего из частиц со сферической формой. Следовательно, эффективный диаметр частиц становится менее точной аппроксимацией их действительного размера, когда форма частиц существенно отличается от сферической. В большинстве случаев, однако, частицы часто бывают неправильной или неоднородной формы.
Без ограничения объема настоящего изобретения на фиг. 1 иллюстрируется эта особенность с помощью трехкомпонентной диаграммы 114. имеющей три основные группы формы. Первая группа представляет собой форму пластинки 102 или пирога 104; вторая представляет собой форму бруска 106 или цилиндра 108. и третья представляет собой форму куба 110 или сферы 112. Обычно частицы, входящие в состав твердых веществ, используемых для приготовления эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, описанной здесь, будут иметь некоторую составную неправильную форму, которая будет представлять собой что-то среднее между двумя или тремя основными группами формы, изображенными на трехкомпонентной диаграмме 114. В соответствии с этим, размер частиц, входящих в состав таких твердых веществ, предпочтительно определяется с использованием технологии микроскопического сканирования пробы (МСП). Один из примеров такой методики представляет собой микроскопию атомной силы. Компания Диджитал Инструментс г. Санта Барбара, штат Калифорния (Эщйа1 1п51гитеп15 о! 8аи1а ВатЬага, СаШотша) изготовляет микроскоп атомной силы (МАС), известный под торговой маркой Наноскоп Малтимоуд™ (ЫаиоБеоре МиШтобе™), который использовался для определения среднего размера и формы некоторых твердых частиц, используемых в рабочих примерах, описанных ниже.
При использовании методик МАС или некоторых других методик МСП можно определить максимальные размеры частиц по их осям х, у и ζ. Поэтому до тех пор, пока ссылка на способ альтернативного анализа размера частиц не будет указана иначе, ссылка на размер частиц будет означать наибольший из трех размеров, измеренных по осям х, у и ζ частиц, при измерении с использованием методики МСП. В случае идеальной сферы 112 или куба 110 каждый из этих размеров будет равным, в то время как в случае частицы, имеющей форму пирога 104 или пластинки 102, толщина частицы, измеренная вдоль оси ζ, будет малой по отношению к ее длине х и ширине у. Средний размер частицы для конкретного образца может быть определен при получении достаточного количества результатов измерений, предпочтительно 50 или больше, наибольшего размера множества частиц, которые подвергались анализу. Средний размер может вычисляться как с использованием способа взвешенного среднего, так и среднего числа. При способе среднего числа используется количество частиц из общего количества измерений, имеющих конкретные величины х, у или ζ, причем любое из них может быть наибольшим. При способе взвешенного среднего используется весовая доля соответствующих частиц, имеющих конкретные величины х, у или ζ, независимо от того, какая из этих величин является наибольшей среди общего веса всех частиц, которые подвергались измерению. Наименьшая из этих двух средних величин будет соответствовать средней величине, используемой для практического применения описанного здесь изобретения.
Эмульсия, стабилизированная твердым веществом, описанная здесь, может применяться в различных вариантах применения в форма ции для улучшения добычи нефти, включая без ограничения использование следующих эмульсий:
(a) в качестве вытесняющих жидкостей для вытеснения нефти, которая слишком вязкая для того, чтобы ее можно было эффективно добывать с использованием вытеснения водой в не термальных (или холодного потока) и термальных применениях;
(b) для заполнения зон формации с высокой проницаемостью для применения в качестве модификации профиля для улучшения последующей эффективности применения вытеснением водой, в частности, в формациях, содержащих сорта нефти с низкой вязкостью (<100 сП); и (c) для формирования эффективных горизонтальных барьеров для вертикального потока воды или газа для уменьшения образования водяного или газового конуса в зоне добычи нефти скважины.
Эмульсии, стабилизированные твердыми веществами, используемые для практического применения настоящего изобретения, предпочтительно вырабатываются на поверхности и закачиваются в виде заранее смешанной эмульсии. В качестве альтернативы, эмульсия, стабилизированная твердым веществом, может вырабатываться на месте путем закачивания применяемых твердых частиц, диспергированных в воде, в формацию, содержащую углеводороды, которые могут использоваться для приготовления эмульсии на месте.
Нефть, используемая для приготовления эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, должна содержать достаточное количество асфальтенов, полярных углеводородов или полярных смол, чтобы она могла стабилизировать взаимодействие твердых частиц и нефти. Предпочтительно нефть, применяемая для приготовления эмульсии, содержит нефть, которая была ранее добыта из формации, где эта эмульсия должна быть использована, или если эмульсия приготовляется на месте, нефть эмульсии будет представлять собой нефть из области формации, где приготовляется эмульсия. Например, эмульсии, стабилизированные твердыми веществами, описанные здесь, предпочтительно используются для добычи умеренно вязких или тяжелых сортов нефти (т. е. с вязкостью приблизительно от 20 до приблизительно 3000 сП). Такие сорта нефти по природе их состава обычно содержат достаточное количество асфальтенов и полярных углеводородов, которые помогают стабилизировать эмульсию, стабилизированную твердыми веществами. Однако в случаях, когда нефть для приготовления эмульсии не содержит достаточное количество асфальтенов или полярных углеводородов, эти вещества могут добавляться вместе с твердыми веществами в концентрации, требуемой для стабилизации эмульсии. Испытания на эмульсифи кацию, описанные подробно ниже, могут использоваться для определения, требуется ли регулировка содержания концентрации асфальтена или полярного углеводорода.
Вода, используемая для приготовления эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, должна иметь достаточную ионную концентрацию для поддержания стабильного состояния эмульсии в условиях формации. Предпочтительно для приготовления эмульсии используется вода формации. Однако может использоваться пресная вода, и ее ионная концентрация может регулироваться, если это требуется для стабилизации эмульсии в условиях формации.
Кроме того, как указано выше, размер частиц является критическим для приготовления эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, в условиях формации. Средний размер частиц твердого вещества, как определено выше, должен составлять приблизительно десять микрон или меньше, но предпочтительно около двух микрон или меньше, более предпочтительно приблизительно один микрон или меньше и наиболее предпочтительно 100 нанометров или меньше. Форма частиц может также способствовать стабильности эмульсии в условиях формации.
Другие факторы, рассматриваемые при разработке эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, включают без ограничения порядок, в котором жидкости комбинируются и смешиваются для формирования требуемой внешней и внутренней фаз, количество смешивающей энергии, используемой для диспергирования капелек внутренней фазы во внешней фазе, и свойства смачивания твердых веществ, которые оказывают воздействие на тип эмульсии, формируемой при смешивании с нефтью и водой. Например, твердые вещества, которые смачиваются нефтью (т.е. олеофильные твердые вещества) имеют тенденцию к формированию эмульсии на основе нефти, и твердые вещества, которые смачиваются водой (т.е. гидрофильные твердые вещества), будут иметь тенденцию к формированию эмульсий на основе воды. Поскольку процедуры смешивания играют существенную роль в приготовлении эффективных эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, некоторые общие принципы, связанные с приготовлением эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, на основе нефти, на основе воды и эмульсий, содержащих газ, будут приведены ниже.
Приготовление эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, на основе нефти
Твердые вещества, используемые для формирования эмульсий типа вода-в-нефти (т.е. на основе нефти) должны предпочтительно иметь олеофильное поведение или поведение смешанного смачивания. Такие твердые вещества, если они не обладают природными спо собностями смачивания нефтью или смешанного смачивания, могут быть заранее введены в контакт с нефтью или они могут быть подвергнуты предварительной подготовке в течение некоторого периода времени, достаточного для того, чтобы произошло поглощение полярных углеводородов или асфальтенов на их поверхности для придания им частично или полностью олеофильных свойств перед тем, как они будут смешаны с оконечной концентрацией нефти и воды. Другие способы обработки, такие как введение в реакцию силанольных групп на поверхности минеральных твердых веществ с химическими веществами, такими как органосиланы или поглощение поверхностно-активных веществ на поверхности могут использоваться для придания олеофильных свойств поверхности твердых веществ перед тем, как они будут добавляться к нефти и воде.
Предпочтительный способ вырабатывания таких эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, типа вода-в-нефти, представляет собой, прежде всего, диспергирование твердых веществ (в случае необходимости предварительно обработанных) в фазе нефти, и затем смешивание указанной смеси нефти/твердых веществ с водой и подвергание их перемешиванию до достижения достаточной энергии сдвига/смешивания для получения капелек воды достаточно малого диаметра, распределенных и стабилизированных в нефти.
Порядок и режим смешивания может оказывать большой эффект на свойства получаемой в результате эмульсии. Например, эмульсии на основе нефти с высоким содержанием воды лучше получаются при добавлении воды к нефти, чем при добавлении нефти к воде. Вода может добавляться в нефть при повышении ее концентрации малыми порциями, с непрерывным сдвигом до тех пор, пока не будет достигнуто общее требуемое содержание воды. Такая обработка позволяет получить капельки воды, имеющие средний диаметр в пределах от менее микрона до приблизительно 30 микрон, в зависимости от типа и количества подводимой энергии сдвига, размеров и концентрации применяемых твердых частиц, вязкости нефти, полярных и асфальтеновых углеводородов, и, в меньшей степени, ионным составом применяемой воды. Другие способы смешивания эмульсий, известные специалистам в данной области, могут применяться при условии, что получаемая в результате эмульсия, приготовленная на основе нефти, будет стабильной в условиях формации и будет иметь соответствующую вязкость.
Приготовление эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, на основе воды
Твердые вещества, используемые для формирования эмульсий типа нефть-в-воде (т.е. на основе воды) должны предпочтительно иметь гидрофильное поведение смачивания, и предпочтительно такие твердые вещества не должны подвергаться обработке углеводородами до использования их для стабилизации эмульсии. Предпочтительный способ вырабатывания таких эмульсий типа нефть-в-воде состоит, прежде всего, в диспергировании твердого вещества в воде, затем в добавлении нефти к смеси при достаточной непрерывной энергии сдвига/смешивания для получения капелек нефти, диспергированных и стабилизированных в фазе воды. В случае необходимости предотвратить формирование эмульсии на основе нефти, нефть может добавляться к воде мелкими порциями при непрерывном сдвиге до тех пор, пока не будет достигнуто общее требуемое содержание нефти. Такая обработка позволяет получить капельки нефти, имеющие средний диаметр в диапазоне от долей микрона до приблизительно 30 микрон, в зависимости от типа и количества подаваемой энергии сдвига, размеров и концентрации используемых твердых частиц, вязкости нефти, состава полярных и асфальтеновых углеводородов и, в меньшей степени, ионного содержания применяемой воды. Могут применяться другие способы смешивания эмульсий, известные специалистам в данной области, при условии, что они будут приводить к образованию эмульсии на основе воды, которая будет стабильной в условиях формации и будет иметь требуемую вязкость.
Общие принципы, применяемые как к эмульсии на основе нефти, так и к эмульсии на основе воды
После того как капельки будут подвергнуты сдвигу для получения требуемого размера, твердые вещества самостоятельно организуются на поверхности раздела нефти/воды таким образом, что они предотвращают соединение капелек, формируя таким образом стабильную эмульсию. Эмульсии, выработанные таким образом, чаще всего не являются термодинамически стабильными, как были бы настоящие микроэмульсии, но они могут оставаться стабильными в течение нескольких месяцев или лет в состоянии метастабильности, и обладают достаточной стабильностью для практического применения при добыче нефти из формаций.
При производстве эмульсий на поверхности с последующей их закачкой в качестве вытесняющих жидкостей или в виде вязкой залежи, которая служит в качестве барьера для потоков, обеспечивается наилучший способ управления отношением нефти, воды и твердых веществ в эмульсии и обеспечивается качественный контроль за полученной вязкостью, распределением размера капелек и т.д. Однако когда смешивание на поверхности является непрактичным, вода, содержащая распределенные твердые вещества, может вводиться в формацию таким образом, что смешивание с нефтью формации происходит на месте. Сдвиг на месте достигается естественным образом, благодаря потоку жидкостей через пористую горную породу.
Использование эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, на основе нефти и на основе воды в формации
В то время как в широком диапазоне применения могут использоваться эмульсии, стабилизированные твердым веществом, одним типичным применением является использование таких эмульсий для вытеснения тяжелой нефти (например, 325 сП) из формации при окружающей температуре формации (например, в 140°Р (60°С)). Эмульсия, стабилизированная по твердому веществу, на основе нефти, применяемая в такой ситуации, позволяет получить эмульсию с мобильностью ниже, чем мобильность замещаемой сырой нефти. Для того чтобы минимизировать стоимость обработки могут предпочтительно использоваться нефть, добываемая из формации, и вода из местного источника (из подземного или другого источника), а также твердые вещества, состоящие из частиц глины, имеющих средний размер частиц менее 2 микрон.
Настоящее изобретение лучше всего применимо в формациях с породами, имеющими достаточно высокую абсолютную проницаемость так, чтобы размеры пор были достаточно большими, чтобы позволить отдельным капелькам эмульсии беспрепятственно проходить через поры. Нижний предел проницаемости, таким образом, зависит не только от пористой структуры породы, но также от распределения размера капелек в эмульсии. Для большинства применений проницаемость породы не считается ограничивающим фактором. Например, многие породы формации, содержащие запасы тяжелой нефти, имеют абсолютную проницаемость от 2000-15000 миллидарси (мД). Такие породы имеют размеры пор со средним диаметром приблизительно от 20 до 200 микрон. Размер капелек в эмульсиях, закачиваемых в эти породы, вероятно, находится в диапазоне по диаметру от менее 1,0 до 15 микрон, таким образом, эти капельки не должны задерживаться при потоке через такие породы. Однако малые диаметры капелек предпочтительны для снижения вероятности захвата внутренней фазы.
Нижний предел проницаемости породы, позволяющий проходить потоку конкретных эмульсий, может быть определен при лабораторных испытаниях, при пропуске указанной эмульсии через ряд образцов породы с понижающейся, но известной абсолютной проницаемостью. Процедуры для выполнения таких испытаний среза породы на поток хорошо известны специалистам в данной области, но требуют измерения падения давления вдоль керна породы при измеряемых скоростях потока и определении, происходит ли захват эмульсии в порах породы или же она проходит беспрепятственно через породу. Точный нижний предел применения таких эмульсий, стабилизированных твердым веществом, еще не был установлен, но считается, что он ниже 1000 мД для эмульсий, имеющих средний диаметр капелек менее приблизительно 5 микрон. Такие испытания керна на поток, представляющие применение в интересующей формации, в настоящее время являются лучшим способом определения, является ли достаточно малым распределение размера капелек в эмульсии, чтобы позволить потоку эмульсии проходить без захвата капелек в порах. Если при таких испытаниях керна на поток будет обнаружено, что происходит захват, приложение дополнительной энергии сдвига при формировании эмульсии с тем, чтобы еще более уменьшить средний размер капелек, может снизить или избежать проблемы. Кроме того, сравнительные испытания керна породы на поток с использованием альтернативных типов твердых веществ, имеющих смачиваемость в большей или меньшей степени олеофильного свойства, чем первоначальные типы твердых веществ, которые подвергались испытаниям, могут использоваться для определения того, может ли быть достигнута повышенная стабильность во время потока. В соответствии с этим, такие сравнительные испытания керна пород на поток, могут использоваться для определения оптимального типа твердых веществ, их смачиваемости и концентрации.
Приготовление и использование эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, содержащих газ
Хотя в приведенном выше описании описано как вода, нефть и мелкие частицы твердого вещества могут использоваться для приготовления эмульсии, используемой для различных целей в формации для улучшения добычи нефти, использование таких твердых веществ для стабилизации эмульсий также распространяется на эмульсии, содержащие газ. Например, газ, состоящий либо из природного газа, двуокиси углерода, азота, топочного газа, воздуха, или других газов, могут быть введены в такие эмульсии, как описано выше, с целью модифицирования плотности эмульсии, модифицирования ее вязкости или придания других свойств, полезных для добычи нефти.
Пены представляют собой особые случаи эмульсий, содержащих очень высокое содержание газа, причем внутренние пузырьки газа стабилизируются интерфейсными пленками, содержащими воду, углеводороды или другие жидкости, и стабилизированные с помощью поверхностно-активных веществ или других эмульгаторов. Часто поверхностно-активные вещества используются для создания устойчивых пленок для получения пены. В данном способе устойчивые пленки должны создаваться с помощью смесей нефти, воды и частиц твердого вещества, где частицы твердого вещества взаи модействуют с нефтью, и вода стабилизирует пленку пены.
Добавки газа к смеси эмульсий в момент, когда нефть, вода и твердые вещества смешиваются, перемешиваются и подвергаются сдвигу, позволяет создавать либо эмульсию, содержащую в основном жидкости с меньшей фракцией газа, либо пену, содержащую в основном газ, только с достаточным количеством жидкости для формирования устойчивой пены, в зависимости от требуемых свойств получаемой в результате смеси. Пример использования настоящего изобретения представляет, что плотность эмульсии вода-в-нефти без добавки газа может быть значительно выше, чем плотность вытесняемой нефти в формации. Если указанная эмульсия без газа будет закачиваться для вытеснения нефти, может произойти гравитационное перемещение нефти из-за того, что эмульсия будет стремиться переместиться ниже слоя нефти к нижней части формации. Однако в эмульсию может быть добавлено достаточное количество газа с тем, чтобы сделать плотность эмульсии в условиях формации, равной плотности вытесняемой нефти, и, таким образом, избежать гравитационного перемещения.
Существуют также и другие варианты применения таких содержащих газ эмульсий или пены, стабилизированных мелко размолотыми твердыми веществами, которые будут ясны для специалистов в данной области при рассмотрении приведенного выше описания. Некоторые примеры представляют собой добавку газа для понижения вязкости закачиваемой эмульсии или добавок сжимаемых газов для запаса энергии, которая освобождается, когда эмульсия достигает зон пониженного давления в формации.
Регулировка вязкости эмульсии путем добавки газа
Как было указано выше, газ может добавляться в эмульсию для регулировки вязкости эмульсии. Как показано на фиг. 2, важным свойством эмульсий на основе нефти (т.е. эмульсий типа вода-в-нефти, стабилизированных твердыми веществами) является то, что вязкость эмульсии всегда выше, чем вязкость основы нефти, используемой для формирования внешней фазы. В то время как на фиг. 2 показана вязкость одной эмульсии на основе нефти, которая измерена при скорости сдвига, равной 75 с-1, как функция от содержания воды, для других эмульсий на основе нефти будет происходить аналогичное повышение вязкости, как функция содержания воды. Когда эта эмульсия используется как вытесняющая жидкость, чтобы вытеснить нефть из резервуара, наиболее эффективная добыча нефти достигается, когда содержание воды в эмульсии высоко, например от 60 до 70 об.% воды или выше. При таком содержании воды вязкость эмульсии может быть приблизительно в 10-20 раз выше, чем вязкость нефти, используемой для формирования эмульсии. Если нефть, используемая для формирования эмульсии, имеет такую же вязкость, как и нефть в резервуаре, которая вытесняется потоком этой эмульсии, вязкость эмульсии будет выше, чем необходимо для эффективного заводнения.
Для того чтобы достичь эффективного вытеснения нефти при заводнении в резервуаре, мобильность вытесняющей жидкости на основе эмульсии предпочтительно должна быть равна или должна быть меньше, чем мобильность вытесняемой нефти. Как указано выше, мобильность жидкости может быть определена как отношение относительной проницаемости жидкости к вязкости жидкости. Относительная проницаемость вытесняемой нефти или эмульсии, содержащей фиксированное содержание воды, будет зависеть от свойств породы, таких как литология, распределение размера пор и смачиваемость. Эти параметры в естественных условиях управляются системой жидкость-порода и не могут в обычных условиях регулироваться. Однако вязкость эмульсии может регулироваться для управления ее мобильностью. Для нормальных диапазонов относительной проницаемости нефти и относительной проницаемости эмульсии вязкость эмульсии приблизительно в 2-6 раз больше, чем вязкость нефти, позволяет получить отношение мобильность эмульсии/мобильность нефти, равное приблизительно 1,0 или меньше. Это позволяет достичь эффективного вытеснения нефти при применении приемлемого уровня закачки эмульсии и времени жизни потока. Если вязкость эмульсии выше, чем требуется для достижения этого отношения вязкости, все еще возможно получить эффективное вытеснение нефти, но это приводит к повышенным затратам на перекачку и к более длительному сроку жизни потока, причем оба этих явления понижают экономическую рентабельность процесса.
Эффективный способ регулирования вязкости эмульсии на основе нефти состоит в добавке газа, растворимого в нефтяной фазе (непрерывной или внешней фазе) эмульсии и уменьшает ее вязкость. Добавка углеводородных газов, таких как метан, этан, пропан, бутан или смеси природных газов, позволяет достичь понижения вязкости нефти. Однако другие газы, такие как двуокись углерода и двуокись серы, всего лишь в скромных концентрациях могут быть особенно эффективны при понижении вязкости нефти. Вязкость эмульсии, следовательно, может быть понижена путем внедрения газа в эмульсию. В общем случае для понижения вязкости эмульсии до величины менее чем приблизительно в десять раз (более предпочтительно менее чем приблизительно в шесть раз), чем вязкость добываемой нефти, должно быть добавлено достаточное количество газа. Это можно достичь путем насыщения эмульсии газом под давлением, необходимым для достижения требуемых равновесных концентраций, как в фазе нефти, так и в фазе воды эмульсии.
На фиг. 9 изображена вязкость эмульсии, которая первоначально содержала 60 об.% воды в нефти, как функция концентрации растворенной двуокиси углерода, которая измерялась при 140°Е (60°С). Эмульсия первоначально была приготовлена при смешивании воды с сырой нефтью вязкостью 325 сП. Олеофильная белая сажа (марки ЛегокИ® К.972) была внедрена как стабилизатор при концентрации 0,5 г/л эмульсии. Для получения данных, с помощью которых был составлен график, изображенный на фиг. 9, газообразная двуокись углерода добавлялась к эмульсии при фиксированном давлении, как указано, и эмульсия перемешивалась до тех пор, пока она не была насыщена двуокисью углерода при температуре 140°Е (60°С). Затем измерялись вязкость этой эмульсии и концентрация двуокиси углерода. На фиг. 9 изображено, что при давлении 700 фунтов на квадратный дюйм (49,2 кг/м2) эмульсия содержала 123 ксГ двуокиси углерода, и вязкость этой эмульсии понизилась до 1100 сП от исходной вязкости 5000 сП, когда в ней еще не была растворена двуокись углерода. При этом отношение вязкости эмульсии/в вязкости основной нефти было снижено от 15,4 до 3,4.
В полевых условиях двуокись углерода может добавляться к нефти или воде перед смешиванием эмульсии, или в качестве альтернативы эмульсия может смешиваться перед тем, как к ней будет добавлена двуокись углерода. Добавка двуокиси углерода к нефти или воде перед смешиванием эмульсии имеет дополнительное полезное свойство, состоящее в понижении вязкости жидкостей во время смешивания, снижая тем самым потребление энергии, требуемое для смешивания. Двуокись углерода может добавляться к жидкостям с использованием любого из целого ряда способов механического перемешивания, известных специалистам в данной области. Например, газообразная двуокись углерода может закачиваться в поток перед смешивающим устройством с высоким уровнем сдвига при поддержании давления, равным или выше, чем давление насыщения газом, или двуокись углерода может подмешиваться в жидкость в поглотительной башне с противопотоком, которая работает при требуемом давлении. Независимо от средств, используемых для перемешивания, давление в пределах поверхности оборудования, используемого для внедрения требуемого количества двуокиси углерода (например, приблизительно от 400 до 1000 рс1 (28,1-70,3 кг/м2)) в общем случае будет намного меньше, чем величины давления, которые будут прикладываться впоследствии к эмульсии в линиях закачки в скважинах закачки или в резервуарах нефти. Поэтому двуокись углерода останется растворенной в эмульсии в течение большей части ее полезного срока службы, обеспечивая стабильную регулировку вязкости процесса.
Хотя приведенный выше пример иллюстрирует добавку газообразной двуокиси углерода к эмульсии для понижения вязкости, следует понимать, что другие газы могут также использоваться для регулировки вязкости без отхода от истинной области действия настоящего изобретения. Кроме того, хотя понижение вязкости, получаемое при добавке газа, вероятно, будет наибольшим в случаях, когда эмульсия представляет собой эмульсию на основе нефти, добавка газа может также быть полезной при понижении вязкости эмульсии на основе воды. В соответствии с этим настоящее изобретение включает добавку двуокиси углерода или другого газа как к эмульсиям на основе нефти, так и к эмульсиям на основе воды для понижения их вязкости.
Выбор и обработка твердых веществ, предполагаемых к применению
Улучшенная стабильность эмульсии будет достигнута при применении твердых веществ, которые обладают высоким отношением площади поверхности к объему, малой массой и средним размером частиц два микрона или меньше, которые привлечены к полярным или асфальтеновым углеводородам в нефтяной фазе, и имеют поверхности, обладающие частично либо существенно олеофильными свойствами (для формирования эмульсии на основе нефти) или гидрофильными свойствами (для формирования эмульсий на основе воды). Для формирования эмульсии на основе нефти твердые вещества, которые способны соответствовать этим требованиям, включают, без ограничения, глины, такие как каолинит или бентониты, или белую сажу, применяемые для приготовления поверхностей, которые частично или по существу являются олеофильными.
Олеофильная белая сажа, такая как Аего811® К.972 или АегозИ® К974, производства фирмы Дегусса АГ (Эедизза АС), САВ-0-81Ь® Т8-530 или САВ-0-81Ь® Т8-610 производства фирмы Кабот Корпорэйшн (СаЬо! СогрогаНои), состоят из маленьких сфер белой сажи, которая была обработана органосиланами или органосилазанами для того, чтобы поверхность стала олеофильной. Они представляют собой эффективные твердые вещества для стабилизации большинства эмульсий на основе сырой нефти. Такие вещества чрезвычайно малы, имеют первичные частицы, состоящие из сфер с диаметром приблизительно 10-20 нм, хотя первичные частицы взаимодействуют друг с другом и формируют более крупные агрегаты. Такие кремнеземы, как было обнаружено, являются эффективными при концентрациях приблизительно от 0,5 г/л эмульсии до 20 г/л эмульсии.
Природные глины могут быть добыты из шахты и обработаны с тем, чтобы приготовить недорого стоящие твердые вещества, имеющие большое отношение площади поверхности к массе. Например, частицы каолинита с размерами эффективного диаметра приблизительно 1,0 микрон или менее при измерении с помощью технологии рассеивания лазерного луча позволяют получить высокую площадь поверхности (приблизительно 10-20 м2/г) . Эти глины обычно имеют гидрофильные поверхности. Однако они могут смешиваться с сырой нефтью при температуре формации в подходящем резервуаре и содержаться в нем достаточно долго, чтобы позволить полярным углеводородам с высоким молекулярным весом и асфальтенам адсорбироваться на поверхности глины и придать ей частичные или существенные олеофильные свойства. Эта смесь должна тщательно смешиваться или перемешиваться для удержания частиц суспензии и для обеспечения хорошего контакта с сырой нефтью. Время контакта 24-72 ч или больше обычно является достаточным для получения олеофильных поверхностей.
Бентонитовые глины, такие как глины, добываемые из шахты в Вайоминге, штат Джорджия (ХУуоштд. Сеогща) или в других многочисленных местах во всем мире, особенно пригодны для применения в качестве стабилизаторов для эмульсий на основе сырой нефти. После добычи из шахты эти глины обычно содержат агрегаты частиц, которые могут быть диспергированы в воде и разорваны с помощью сдвига на блоки, имеющие средние размеры частиц 2 микрона или меньше при измерении с использованием технологии рассеивания лазерного луча. Однако каждая из этих частиц представляет собой слоистый блок, содержащий приблизительно 100 слоев базовых силикатных слоев толщиной 1 нм, связанных вместе из-за включения в слоях таких атомов, как кальций. С помощью замены атомов, таких как кальций, натрий или литий (которые больше по размерам и обладают большим притяжением для молекул воды в пресной воде), и последующей обработкой этого бентонита пресной водой, частицы бентонита могут быть разорваны на отдельные слои толщиной 1 нм, которые называются базовыми частицами. Химия этого процесса расслоения хорошо известна для специалистов в области химии глины. Расслоение происходит из-за того, что ионы натрия или лития в пресной воде притягивают достаточное количество молекул воды между слоями (в процессе гидратации) так, что слои разделяются на базовые частицы. Поэтому этот процесс может использоваться для повышения площади поверхности на единицу массы бентонита приблизительно в 100 раз, обеспечивая достижение чрезвычайно малого размера (1 нм толщиной на 1 микрон или менее в ширину) активных частиц при низких затратах.
Кроме того, твердые частицы, используемые для приготовления эмульсии, могут обрабатываться с целью получения или улучшения их олеофильных или гидрофильных свойств. Например, расслоенные частицы бентонита могут быть предварительно введены в контакт с сырой нефтью при температуре формации для того, чтобы получить адсорбцию полярных углеводородов и асфальтенов для придания им частичных или существенных олеофильных свойств. Следует признать, что это представляет собой пример одного из многих путей улучшения адсорбции полярных углеводородов на твердых веществах для придания им олеофильных свойств; другие способы могут использоваться без отхода от истинного объема настоящего изобретения.
Процедуры испытаний Отборочные испытания на поведение фаз
Нефть, полученная из данной формации, и вода из источника (или синтетическая вода, приготовленная для воссоздания состава воды из источника) сначала проверяются на эффективность эмульсификации с различными твердыми веществами, предполагаемыми для применения. В этом примере отборочных испытаний 40 мл сырой нефти предварительно нагретой до температуры формации вначале добавлялось в трубку центрифуги объемом 250 мл. Затем к нефти добавлялась взвешенная масса частиц глины (например, такой глины, как бентонит, каолинит, иллит или другой глины, имеющей размеры частиц в пределах от менее 1 до 2 микрон в диаметре) или в качестве альтернативы другого типа твердого вещества с размером частиц менее 1 микрона, такого как белая сажа или угольная пыль. Эти твердые вещества затем диспергировались в нефти при вводе в фазу нефти в лабораторном смесителе, который способен создавать высокий уровень сдвига (например, модель Ь4КТ фирмы Силверсон (8йует8ои) при работе на полной скорости или приблизительно 6000 об./мин) и при сдвиге смеси нефть/твердое вещество в течение 2 мин. Требуемое количество воды (предварительно нагретой до температуры формации) затем добавлялось частями при непрерывном сдвиге (например, 60 мл воды можно добавлять в виде трех порций по 20 мл в течение 6 мин для получения общего объема испытываемой смеси 100 мл). Затем эта смесь подвергалась сдвигу в течение 10 мин, трубка закрывалась и помещалась в печь, в которой температура поддерживалась на уровне температуры формации.
Труба оставлялась в покое на 24 ч, а затем объем свободной отделившейся воды наблюдался визуально. Затем образец подвергали центрифугированию при 1000 об./мин в течение 20 мин (или с использованием другой скорости и времени, соответствующим критерию стабильности эмульсии), и объем выделенной свободной воды снова измерялся. Если не наблюдалось какое-либо количество свободной воды, образец затем подвергали центрифугированию при 2000 об./мин в течение дополнительных 10 мин.
Эмульсии, которые не выделяют свободную воду при этих условиях испытаний, могут считаться хорошими кандидатами для дальнейших испытаний керна породы на поток. Образцы, показавшие исключительную стабильность, также можно вернуть в печь, где их стабильность в состоянии покоя может наблюдаться в течение требуемого времени (например, в течение месяца).
Для каждого твердого вещества, предполагаемого для применения должны быть проведены серии испытаний эмульсий при различном отношении содержания воды, нефти и концентраций твердых веществ для определения оптимальных концентраций каждой из составляющих. Типичная концентрация частиц, необходимая для стабилизации таких эмульсий может находиться в диапазоне от менее 0,1 г/л эмульсии до 20 г/л эмульсии. Предпочтительная концентрация воды в эмульсии может находиться в диапазоне 50-90%, в зависимости от требуемой вязкости эмульсии и других условий, диктуемых применением в данной формации. Поэтому дальнейшие отборочные испытания могут включать измерения вязкости эмульсии. Дополнительные испытания могут включать измерение распределения размера капелек и средний размер капелек с использованием способа микроскопического анализа или ЯМР. Предпочтительный средний размер капелек должен находиться в диапазоне от менее 1,0 до 10 микрон. Если твердые вещества, первоначально добавленные к нефти, не позволяют получить требуемый размер капелек, дополнительные твердые вещества, имеющие отличающееся распределение размера и/или состав, могут добавляться к нефти для достижения требуемого распределения размера капелек. Регулировка распределения размера используемых частиц твердых веществ представляет собой всего лишь один из нескольких параметров, которые могут регулироваться для достижения требуемого распределения размера капелек и содержания воды в эмульсии. Отношение средних размеров частиц/среднего диаметра капелек может располагаться в диапазоне от приблизительно 0,001 до приблизительно 1, причем предпочтительное отношение должно быть меньше, чем приблизительно 0,5. Точное отношение будет зависеть от распределения используемого размера частиц, состава используемых твердых частиц, уровня приложенной энергии сдвига и т.д. Также может применяться смесь твердых частиц, имеющая отличающийся состав и/или смачиваемость. Однако окончательный выбор концентрации твердых веществ, содержания воды в эмульсии, состояния фазы эмульсии и размера капелек должны основываться на испытаниях керна породы, при условиях формации, в которых эмульсия должна оставаться стабильной при проходе через поры породы.
Испытания на заводнение керна породы
Окончательный выбор состава эмульсии должен быть выполнен с помощью испытаний, в которых эмульсии, предполагаемые для применения, закачиваются в керн породы, представляющий породу формации и содержащий сырую нефть формации и буровые воды (или синтетические буровые воды, по составу эквивалентные буровым водам формации), все содержащиеся при температуре формации. Это важно потому, что статическая или центрифугальная фазы испытания на поведение, подвергают эмульсии постоянному сдвигу на низком уровне, который всегда присутствует при протоке через пористую среду, и центрифугальные испытания подвергают капельки более высоким гравитационным силам, чем в пористой среде. Поэтому поток через керн породы должен предпочтительно выполняться при скоростях потока через поры, которые представляют ожидаемые в полевых условиях применения величины (например, 1-3 фута в сутки (0,3-1 метра в сутки)) для испытаний на стабильность фазы эмульсии и ее способности эффективно вытеснять и добывать нефть.
Процедуры испытаний на заводнение керна породы широко известны специалистам в данной области, но ниже приведены обобщенные тесты, использовавшиеся для оценки эффективности вытеснения нефти потоком эмульсии. Вначале устанавливается минимальная (или реликтовая) насыщенность воды при закачке сырой нефти в керн, заполненный буровой водой формации. Керн должен быть либо действительно сохраненным керном из формации, или смесью песка/породы, которая представляет данную формацию. Керн должен затем установиться в равновесие с сырой нефтью для достижения правильной смачиваемости породы перед началом закачки жидкости. Затем эмульсия закачивается в керн с постоянной скоростью, и градиенты давления измеряются по отношению к объему закачиваемой эмульсии от входного отверстия до выходного отверстия керна и, в случае необходимости, через определенные измеренные расстояния вдоль оси керна. Измеряются объемы получаемой воды и нефти, и насыщенность воды и нефти в керне вычисляются как функция объема закачанной эмульсии.
Следящее устройство, отслеживающее водяную фазу и нефтяную фазу, также может применяться в различных жидкостях для того, чтобы с их помощью определить стабильность эмульсии во время потока. Первичные измерения стабильности эмульсии представляют собой эффективность добычи нефти, количество воды, отделившейся от эмульсии, и стабильные градиенты давления в залежи эмульсии по отношению ко времени и расстоянию вдоль керна. Оптимизация состава эмульсии может быть достигнута при сравнении результатов испытаний на заводнение керна, как функция состава эмульсии и способа приготовления эмульсии. Как известно специалистам в области улучшения добычи нефти, оптимальная эмульсия может представлять эмульсию, которая удовлетворяет одному или большему количеству субъективных критериев, таких как максимизация добычи нефти или минимизация мобильности вытесняющей залежи.
Приготовление и использование эмульсии на основе нефти в полевых условиях
Нижеследующее описание, раскрытое без ограничения и с целью иллюстрации, представляет собой только один из примеров того, как настоящее изобретение может применяться в полевых условиях. Другие способы приготовления и использования эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, в полевых условиях будут очевидны для специалистов в данной области с точки зрения нижеследующего описания применения в полевых условиях. Требуемая концентрация и тип олеофильных твердых веществ, определяемые из отборочных лабораторных испытаний, обеспечиваются при добавлении их в резервуар с сырой нефтью, полученной предпочтительно из той же формации. Резервуар и трубопроводы изолированы с тем, чтобы содержать нефть при температуре формации или близко к ней, и твердые вещества диспергируются с помощью непрерывной прокачки нефти через резервуар для того, чтобы поддерживать ее в перемешиваемом состоянии по мере добавления твердых веществ. Могут быть использованы другие смешивающие устройства, как это очевидно для специалистов в данной области. Этот резервуар обеспечивает сконцентрированное распределение твердых веществ в сырой нефти.
Эмульсия может быть приготовлена путем смешивания требуемых объемных пропорций концентрата из сырой нефти/твердых веществ с сырой нефтью и водой и/или в процессе непрерывного потока через серию из одного или большего количества коллоидных мельниц (или через других устройств сдвига, известных для специалистов в данной области), или же жидкости могут повторно многократно пропускаться через одно устройство сдвига из одного резервуара накопления в другой в режиме дозировки. Например, если коллоидные мельницы используются в непрерывном (с однократным пропуском) режиме, количество мельниц и скорость их вращения, а также установка промежутков между ними могут регулироваться для того, чтобы с их помощью получать капельки воды требуемого среднего диаметра (предпочтительно около 5 микрон или меньше). Вода может добавляться постепенно между каждой из коллоидных мельниц для достижения требуемой величины без обратной фазовой инверсии. После этого эмульсия готова к закачиванию в формацию для вытеснения нефти.
Для такого примера применения, если вязкость нефти составляет 325 сП и содержание воды в эмульсии равно 80%, вязкость эмульсии может быть приблизительно 3000 сП при 10 с-1. В некоторых случаях, однако, возможность закачивания таких вязких эмульсий может быть хуже, чем требуется для экономически целесообразного периода жизни заводнения. Одним способом повышения возможности закачивания таких эмульсий может быть нагрев эмульсии перед закачиванием так, что вязкость эмульсии понизится в области вблизи к буровой скважине. За пределами области, расположенной в непосредственной близости к буровой скважине, нагретая эмульсия остынет до температуры формации, и будет достигнута требуемая вязкость. Поэтому может быть достигнуто эффективное вытеснение тяжелой нефти, с помощью нагрева эмульсии или без него, как это требуется в соответствии с условием применения. Конечная насыщенность воды в зонах формации, охватываемых скважиной, может быть приблизительно 80% или такой же как и концентрация воды в закачиваемой эмульсии. Поэтому в условиях наилучшего режима работы закачиваемая эмульсия должна приводить к вытеснению нефти практически наподобие поршня перед эмульсией из-за значительно более низкой ее мобильности по сравнению с нефтью. В этих условиях с помощью эмульсии, очень вязкой и составленной на основе нефти и поэтому более близкой к относительной проницаемости нефти, чем вода, достигается окончательная насыщенность нефти, которая меньше, чем могла бы быть в конечном счете реализована при вытеснении водой, но при применении значительно меньшего количества закачанной жидкости. Для условий формации, применение вытеснения водой по контуру заводнения можно ожидать добычу 20% или меньше количества нефти на месте после закачивания 1,0 объема пор, в то время как чистая добыча нефти при условиях вытеснения потоком эмульсии может превышать 50% первоначальной находившейся в данном месте нефти, или почти в три раза больше, чем при способе добычи вытеснением водой.
Оценка эмульсий, стабилизированных твердыми веществами - лабораторные примеры
Нижеследующее лабораторные испытания проводились для демонстрации эффективности эмульсий, стабилизированных твердыми веществами, которые применялись в качестве вытесняющих жидкостей для вытеснения и добычи тяжелой нефти из формации. В этом испытании эмульсия на основе нефти, стабилизированная частицами каолинитовой глины, имеющей размер частиц приблизительно 2,2 микрона, который измерялся с применением технологии рассеивания луча лазера, приготовлялась и закачивалась в керн песка из формации, содержащей тяжелую нефть с вязкостью 325 сП при температуре испытаний формации 140°Р (60°С).
Химические вещества-индикаторы добавлялись в нефть и воду, содержащуюся в эмульсии с тем, чтобы позволить провести идентификацию этих компонентов в жидкостях, получаемых из керна и их отделение от находившихся в керне нефти и буровых водах на момент начала испытания. Также собирались данные для измерения общего падения давления, добычи нефти, содержания воды в полученной жидкости, и среднего насыщения жидкости в керне, все в функции от объема закачиваемой эмульсии.
Неконсолидированный песок, полученный из кернов, извлеченных из формации, содержащей тяжелую нефть, использовался для приготовления образца на испытание керна. Керн был приготовлен вначале путем заполнения свинцового трубообразного держателя керна песком. Проволочные сита были установлены на входном и выходном отверстиях керна для удержания песка, и по внешней длине сборка затем была обернута полимерной пленкой и алюминиевой фольгой и затем помещена в резиновый рукав тем же способом, как обычно используется для приготовления керна неконсолидированного песка для пропуска жидкости. Эта сборка керна затем помещалась в трехосевой держатель керна, и давление нагрузки величиной 1800 рс1 (126,6 кг/м2) прилагалось к керну для имитации типичных условий нагрузки на формацию. Для измерения общего падения давления вдоль керна использовались преобразователи давления. Держатель керна затем помещался в печь, в которой поддерживалась постоянная температура, форма прилагалась к керну для имитации типичных условий нагрузки на формацию. Для измерения общего падения давления вдоль керна использовались преобразователи давления. Держатель керна затем помещался в печь, в которой поддерживалась постоянная температура формации 140°Р (60°С). Все последующие операции по вытеснению жидкостью проводились при этой температуре, включая подготовку и хранение эмульсии. В табл. 1 приведены обобщенные приемлемые свойства, которые были измерены для этого керна.
Таблица 1
| Свойство керна | Измеренное значение |
| Проницаемость по отношению к нефти при 8„; | 3 440 мД |
| Пористость | 27,9% |
| 8„; (минимальная насыщенность воды) | 20,1% ρν |
| Длина керна | 16,1 см |
| Поперечное сечение керна | 11,4 см2 |
| Объем пор керна (ρν) | 51,2 см3 |
| Чистый стресс нагрузки | 1 800 ρ8ΐ (126,6 кг/м2) |
Буровые воды были приготовлены путем добавления хлористого натрия и хлористого калия в дистиллированную воду до получения концентрации, представленной в табл. 2. Эти буровые воды использовались для насыщения керна и для составления эмульсии для закачки.
Таблица 2
| Компонент | Концентрация (мг/кг буровых вод) |
| К* ион | 5 244 |
| \а' ион | 7 867 |
| С1- | 16 888 |
| Общее количество растворенных твердых веществ | 30 000 |
При подготовке керна для испытаний на вытеснение жидкостью внутри керна создавался вакуум, и затем буровая жидкость запускалась в керн для достижения 100% насыщения водой. Тяжелая нефть с вязкостью 325 сП затем закачивалась в керн при скорости 2 см3/мин для установления минимального реликтового насыщения водой (8Ж1), равного 20,1% ρν (объема пор). Эти установленные условия представляли исходные условия в формации перед вводом в нее какой-либо жидкости.
Тонко размолотые частицы минералов добавлялись к нефти для создания эмульсий так, чтобы частицы твердого вещества смачивались нефтью до того, как она будет смешиваться с водой. Добавка твердых веществ к нефти перед добавлением воды предпочтительна, если требуется создать эмульсию типа вода-в-нефти. Вначале тонко размолотые минеральные частицы, которые называются здесь как полевая смесь и состоящие в основном из каолинитовой глины (>90%), с небольшими пропорциями хлорита, сильвита и кварца, добавлялись к тяжелой сырой нефти с вязкостью 325 сП. Использовался лазерный инструмент определения размера частиц для анализа распределения размера частиц твердого вещества, которое добавлялось к нефти. Результаты показали, что средний размер частиц составил приблизительно 3,2 микрона, срединный размер частиц составил приблизительно 2,2 микрона, и, по меньшей мере, 40% частиц имели эффективный диаметр 2 микрона или меньше. Однако этот инструмент не мог измерять частицы с эффективным диаметром приблизительно 0,8 микрон и, таким образом, вероятно, была недооценка целого ряда частиц, имевших размеры менее 1 микрона.
Общее количество полевой смеси твердых минеральных веществ, добавленных к нефти, составило примерно 10 г/л нефти; однако, оно было в значительной степени избыточным по отношению к количеству, требуемому для эффективной эмульсификации, и нефть подвергалась центрифугированию при 3000 об./мин и температуре 140°Р (60°С) приблизительно в течение 18 ч для удаления избыточных веществ. Приблизительно 90% твердых веществ были удалены с помощью центрифугирования. Испытания показали, что эта центрифугированная нефть уже была эмульсифицирована водой, и все еще содержала достаточное количество мел коразмолотых минеральных веществ, необходимых для эффективной эмульсификации. Для доказательства того, что мелкоразмолотые частицы минеральных веществ действительно представляли собой эмульсифицирующие вещества, образец, обработанный на центрифуге нефти, был затем профильтрован в последовательно включенном фильтре, имеющем номинальный размер пор порядка 0,4 микрона. Однако этот фильтр, вероятно, удалял частицы с размерами меньше, чем приблизительно 0,4 микрона, которые задерживались слоями фильтра. Анализ отфильтрованного материала сканирующим электронным микроскопом показал, что он состоял почти полностью из минеральных тонко размолотых частиц так, что не было удалено существенного количества каких-либо углеводородных компонентов. Отфильтрованная нефть не могла эмульсифицироваться водой. Однако повторное добавление минеральных частиц к отфильтрованной нефти восстанавливало ее способность легко эмульсифицироваться.
Дальнейшие испытания показали, что другие минералы, имеющие средний размер частиц приблизительно 2 микрона или меньше (и предпочтительно 1 микрон или меньше), легко эмульсифицируют отфильтрованную нефть, если эти частицы предварительно выдерживались в сырой нефти в течение >24 ч для того, чтобы сделать их олеофильными. Например, было обнаружено, что совершенно другой образец очищенной каолинитовой глины, который обозначался как КОа-1, полученный из сырьевого склада глины Общества Минеральной Глины (8оитсе С1ау РеромЮгу о£ С1ау Мтета1 8ос1е!у), со средним размером частиц приблизительно 1,6 микрон, срединным размером приблизительно 1,6 микрон, и, по меньшей мере, с 80% частиц с размерами 2 микрона или меньше (что было измерено с помощью лазерного анализа размера частиц), эффективно заставлял отфильтрованную нефть содержать 60% воды в эмульсии на основе нефти при концентрации 0,5 г/л нефти. Олеофильная белая сажа (СаЬо! САВ0-81Ь Т8-530) добавлялась к отфильтрованной нефти с концентрацией 50 г/л нефти, формировалась эмульсия на основе нефти, содержащая 60% воды. Другой тест показал, что бентонитовая глина, разделенная на базовые слои толщиной 1 нм и заранее подготовленная осаждением поляров (с использованием пентанового способа осаждения, описанного выше) при добавлении к нефти в концентрации 4,7 г/л нефти позволяла формировать эмульсию на основе нефти, содержащую 60% воды.
Для получения эмульсий, которые испытывались на заводнение керна, приблизительно 400 см3 сырой нефти с добавленными тонко размолотыми частицами минералов полевой смеси помещались в химический стакан с 600 см3 буровых вод, по составу, указанному в табл.
1, и эта смесь подвергалась сдвигу до тех пор, пока не была сформирована однородная эмульсия, в которой вся вода была эмульсифицирована внутри внешней нефтяной фазы. Приблизительно 5-10 мин сдвига в устройстве Зйуетзои Ь4КТ оказались достаточными. Наблюдение за образцами эмульсии через микроскоп показали, что она содержала стабилизированные капельки воды с диаметром в диапазоне приблизительно 1-30 микрон и менее. Капельки меньше, чем визуальная разрешающая способность микроскопа, могли присутствовать, но не были отмечены. Образцы приготовленной эмульсии содержались в покое в стеклянных трубах при температуре 140°Т (60°С) в течение периода от нескольких дней до месяцев для наблюдения за стабильностью; при этом не наблюдалось существенного количества избыточной воды, отделившейся от эмульсии, так, что эти эмульсии были стабильными. Эти эмульсии также не выделяли свободную воду при центрифугировании в течение 20 мин со скоростью в 1000 об./мин и в течение 10 мин со скоростью в 2000 об./мин. На фиг. 2 изображена вязкость испытываемых эмульсий при скорости сдвига 75 с-1 по отношению к содержанию воды. На фиг. 3 изображена вязкость некоторых эмульсий, содержавших 58% воды по объему, по отношению к скорости сдвига.
Для проведения испытаний на заводнение керна, эмульсия закачивалась в керн со скоростью 0,213 мл/мин с использованием насоса типа Руска (Низка). Жидкость, вытекавшая из керна, собиралась порциями приблизительно по 5 мл в испытательных трубах, содержащихся в автоматическом коллекторе фракций. Содержание нефти и воды в каждой из фракций определялись гравиметрически с использованием аналитической процедуры, основанной на растворении образца толуолом, для того, чтобы расслоить любую представленную эмульсию, после чего проводилось разделение углеводородной и водяной фаз. Образцы нефтяной фазы и отделенной фазы буровых вод анализировались с помощью способа хроматографии ионного и электронного захвата для определения концентрации веществ-индикаторов эмульсий для каждой из последовательных фракций добычи. Концентрация 523 промилле дихлобензола (ДХБ) в нефтяной фазе эмульсии и концентрация 1000 промилле иона бромида (из КВг) в фазе воды эмульсии использовались как веществаиндикаторы. В табл. 3 приводятся обобщенные данные, соответствующие потоку эмульсии.
Таблица 3 Данные по заводнению эмульсией
| Свойство | Величина |
| Фракция воды в эмульсии | 58% по объему |
| Скорость закачки потока | 0,215 мл/мин |
| Внутренняя скорость потока | 97,5 см/в сутки (3,2 фута/в сутки) |
| Вязкость нефти при 140Т (60°С) | 325 сП |
| Вязкость буровой воды при 140Т (60°С) | 0,485 сП |
| Плотность нефти при 140Т (60°С) | 0,93 г/мл |
| Плотность буровой воды при 140Т (60°С) | 1,018 г/мл |
| Вязкость эмульсии, @ 75 с'1 | 2200 сП |
На фиг. 4 изображено содержание воды в жидкости, полученной из керна как функция общего количества жидкости (т.е. эмульсии, стабилизированной твердыми веществами), которая была закачана. На фиг. 5 изображена средняя насыщенность водой в керне по отношению к объему закачанной эмульсии. На фиг. 6 изображено отношение концентрации вещества-индикатора в потоке керна С по отношению к исходной концентрации вещества-индикатора в эмульсии, когда при первой закачке в керн С (т.е. нормализованная концентрация веществаиндикатора) по отношению к общему количеству жидкости эмульсии, которая была закачана в керн, выраженному в объеме пор. Один график представляет отношение концентраций примесей вещества-индикатора для бромида в фазе воды для закачанной эмульсии, в то время как второй график представляет отношение концентраций примесей вещества-индикатора для дихлорбензола (ДХБ) в фазе нефти, закачанной эмульсии. На фиг. 7 изображено падение давления по керну по отношению к общему количеству жидкости эмульсии, закачанной в керн, выраженному в объемах пор. На фиг. 6 изображена концентрация вещества-индикатора бромида 0,5, которая наблюдалась после закачки 1,0 объема пор закачанной эмульсии, в то время как концентрация вещества-индикатора 0,5 наблюдалась для ДХБ при 1,17 объемов пор закачанной эмульсии. Таким образом, в среднем, вода в эмульсии расслаивалась после 1,0 закачанного объема пор, и нефть в эмульсии расслаивалась после 1,17 объемов пор закачанной эмульсии. Результаты, полученные с применением веществ-индикаторов, и соответствующие результаты падения давления, представленные на фиг. 7, указывают на хорошую стабильность эмульсии и превосходное управление мобильностью без захвата или потери вязкости.
На фиг. 8 изображены три измерения добычи нефти из керна. Общее количество добытой нефти показывает общее количество добытой нефти. Кривая, отмеченная как первоначальное количество, находящейся в данном месте нефти показывает добычу нефти первоначально в данном керне до закачки, что было определено концентрацией веществаиндикатора нефти в эмульсии в полученной жидкости. Чистое количество добытой нефти вычислялось как разность между общим количеством добытой нефти минус количество нефти, закачанной с эмульсией, и представляет собой значительный интерес при оценке эффективности затрат процесса.
Чистое количество добытой нефти при 1,0 объема пор закачанной жидкости составило приблизительно 40% ПННМ (первоначальной нефти, находящейся в данном месте). При добыче способом вытеснения водой нефти в аналогичном керне для этой нефти составило от 10,4 до 18,8% ПННМ так, что чистая добыча нефти с использованием эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, составила от 2,1 до 3,8 раз большую эффективность. Вытеснение первоначально находящейся в данном месте нефти практически полностью завершалось, даже при закачке 1,0 объема пор, что иллюстрирует достигнутое эффективное управление мобильностью.
Этот испытание проводилось для демонстрации того, что эмульсии, стабилизированные твердыми веществами вода-в-нефти, проходят через породу формации и эффективно вытесняют тяжелую нефть. Как указано выше, испытанные эмульсии, стабилизированные твердыми веществами показали хорошую стабильность эмульсии и отличное управление мобильностью при имитированных в лаборатории условиях формации. Кроме того, в то время как эти лабораторные оценки добычи нефти были экономичными и значительно лучше по сравнению с вытеснением водой, эмульсия, используемая в этом вытеснении, была оптимизирована для добычи нефти. Использование эмульсии с содержанием воды 80%, вероятно, позволило бы реализовать чистую добычу нефти 10% ПННМ при 1,0 объема пор закачанной жидкости. Далее, как очевидно для специалистов в данной области, размер залежи закачанной эмульсии представляет собой параметр, который может использоваться для увеличения чистой добычи нефти. Например, вода может закачиваться после 1,0 объема пор залежи эмульсии, дополнительно повышая чистую добычу нефти при 2,5 объема пор всей закачанной жидкости. Закачанный объем залежи эмульсии и содержание воды в эмульсии являются параметрами, которые выбираются на основе экономической оптимизации для конкретного применения в поле.
Были описаны предпочтительные варианты воплощения настоящего изобретения. Следует понимать, что вышеприведенное описание является только иллюстративным и что другие средства и технологии могут применяться без отхода от истинного объема настоящего изобретения.
Claims (46)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, предназначенная для использования при добыче углеводородов из пористой подземной формации, причем эмульсия включает:(а) первую жидкость;(b) капельки второй жидкости, взвешенной в первой жидкости, причем средний диаметр капелек меньше, чем средний диаметр горловины пор пористой подземной формации; и (c) твердые частицы, которые нерастворимы в обеих первой жидкости и второй жидкости при условиях подземной формации, причем средний размер твердых частиц меньше или равен среднему диаметру капелек.
- 2. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по п.1, в которой средний размер твердых частиц меньше чем приблизительно половина среднего диаметра капелек.
- 3. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по п.1, в которой отношение среднего размера частиц к среднему диаметру капелек находится в диапазоне приблизительно от 0,001 до приблизительно 1.
- 4. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.1, 2 или 3, в которой средний диаметр капелек меньше чем приблизительно 30 микрон.
- 5. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.1, 2 или 3, в которой средний диаметр капелек меньше чем приблизительно 15 микрон.
- 6. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.1, 2 или 3, в которой средний размер частиц меньше чем приблизительно 10 микрон.
- 7. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.1, 2 или 3, в которой средний размер частиц меньше чем приблизительно 2 микрона.
- 8. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.1, 2 или 3, в которой первая жидкость представляет собой нефть, вторая жидкость представляет собой воду, и твердые частицы, по меньшей мере, частично имеют олеофильные свойства.
- 9. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по п.8, в которой вода составляет, по меньшей мере, 60 об.% эмульсии, стабилизированной твердыми веществами.
- 10. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.1, 2 или 3, в которой первая жидкость представляет собой воду, вторая жидкость представляет собой нефть, и твердые частицы, по меньшей мере, частично имеют гидрофильные свойства.
- 11. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.1, 2 или 3, в которой твердые частицы выбирают из группы, состоящей из глины, кварца, полевого шпата, гипса, угольной пыли, асфальтенов и полимеров.
- 12. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.1, 2 или 3, в которой твердые частицы содержат базовые частицы бентонитовых глин.
- 13. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.1, 2 или 3, в которой твердые частицы содержат каолинитовые глины.
- 14. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп. 1, 2 или 3, в которой твердые частицы содержат белую сажу.
- 15. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по п.1, в которой эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, дополнительно содержит газ.
- 16. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по п. 15, в которой эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, содержит достаточное количество газа для уменьшения вязкости эмульсии, стабилизированной твердым веществом, до величины менее приблизительно чем в десять раз вязкости указанных углеводородов.
- 17. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по п.15, в которой эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, содержит достаточное количество газа для уменьшения мобильности эмульсии, стабилизированной твердым веществом, до точки, приблизительно равной, но не превышающей, мобильность углеводородов.
- 18. Эмульсия, стабилизированная твердыми веществами, по пп.15, 16 или 17, в которой газ выбирают из группы, состоящей из двуокиси углерода, двуокиси серы и углеводородных газов.
- 19. Способ добычи углеводородов из пористой подземной формации, включающей этапы:(a) приготовления эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, содержащей (1) первую жидкость, (2) капельки второй жидкости, взвешенные в указанной первой жидкости, причем средний диаметр капелек меньше, чем средний диаметр горловины пор в пористой подземной формации, и (3) твердые частицы, которые нерастворимы как в первой жидкости, так и во второй жидкости при условиях подземной формации, причем средний размер твердых частиц меньше или равен среднему диаметру капелек;(b) закачивания эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, в подземную формацию; и (c) добычи углеводородов из подземной формации.
- 20. Способ по п. 19, в котором эмульсию, стабилизированную твердыми веществами, используют в форме барьера потока для отклонения потока углеводородов в подземной формации.
- 21. Способ по п. 20, в котором эмульсию, стабилизированную твердыми веществами, закачивают в зону поглощения с высокой проницаемостью подземной формации для предотвращения проникновения углеводородов в зону поглощения.
- 22. Способ по п.20, в котором эмульсию, стабилизированную твердыми веществами, используют для создания горизонтального барьера для вертикального потока нефти или газа для уменьшения образования в скважине конуса нефти или газа в зону добычи углеводорода.
- 23. Способ по п.19, в котором эмульсию, стабилизированную твердыми веществами, используют как вытесняющую жидкость, предназначенную для вытеснения углеводородов из пористой подземной формации.
- 24. Способ по пп.19, 20, 21, 22 или 23, в котором первая жидкость представляет собой нефть, вторая жидкость представляет собой воду, и твердые частицы, по меньшей мере, частично обладают олеофильными свойствами.
- 25. Способ по пп.19, 20, 21, 22 или 23, в котором первая жидкость представляет собой воду, вторая жидкость представляет собой нефть, и твердые частицы, по меньшей мере, частично обладают гидрофильными свойствами.
- 26. Способ по пп.19, 20, 21, 22 или 23, в котором твердые частицы выбирают из группы, состоящей из глины, кварца, полевого шпата, гипса, угольной пыли, асфальтенов и полимеров.
- 27. Способ по п.19, в котором эмульсия, стабилизированная твердым веществом, дополнительно содержит газ.
- 28. Способ по п.27, в котором эмульсия, стабилизированная твердым веществом, содержит достаточное количество газа, предназначенного для понижения вязкости эмульсии, стабилизированной твердым веществом, до величины менее чем приблизительно в десять раз от вязкости углеводородов.
- 29. Способ по п.27, в котором эмульсия, стабилизированная твердым веществом, содержит достаточное количество газа для повышения мобильности эмульсии, стабилизированной твердым веществом до точки, приблизительно равной, но не превышающей мобильность углеводородов.
- 30. Способ по пп.27, 28 или 29, в котором газ выбирают из группы, состоящей из двуокиси углерода, двуокиси серы и углеводородных газов.
- 31. Способ приготовления эмульсии для использования при добыче углеводородов из пористой подземной формации, включающий этапы:(a) выбора первой жидкости и второй жидкости для использования в эмульсии;(b) выбора типа твердых частиц, предназначенных для стабилизации эмульсии, причем твердые частицы не растворимы ни в первой жидкости, ни во второй жидкости при условиях пористой подземной формации, причем средний размер частиц твердых частиц меньше, чем средний диаметр горловины пор в пористой подземной формации;(с) комбинирования первой жидкости, второй жидкости и твердых частиц для приготовления их смеси; и (ά) подвергания сдвигу смесей для получения эмульсии капелек второй жидкости, взвешенной в первой жидкости, и продолжения приложения сдвига до тех пор, пока средний диаметр капелек не станет меньше, чем средний диаметр горловин пор в пористой подземной формации;(е) стабилизации эмульсии твердыми частицами для предотвращения объединения капелек второй жидкости.
- 32. Способ по п.31. в котором способ дополнительно содержит этап добавления газа к смеси.
- 33. Способ по п.32. в котором достаточное количество газа добавляют к смеси для понижения вязкости эмульсии до величины менее чем приблизительно в десять раз меньше вязкости углеводородов.
- 34. Способ по п.32. в котором достаточное количество газа добавляют к смеси, так что мобильность эмульсии повышается до точки, приблизительно равной, но не выше, чем мобильность углеводородов.
- 35. Способ по пп.32. 33 или 34. в котором газ выбирают из группы, состоящей из двуокиси углерода, двуокиси серы и углеводородных газов.
- 36. Способ по пп.32. 33 или 34. в котором газ добавляют к смеси до этапа подвергания смеси сдвигу.
- 37. Способ по пп.32. 33 или 34. в котором газ добавляют к смеси после этапа подвергания смеси сдвигу.
- 38. Способ по п.31. в котором этап комбинирования первой жидкости, второй жидкости и твердых частиц включает первое подмешивание твердых частиц в первую жидкость и затем добавление второй жидкости.
- 39. Способ по пп.31. 32. 33 или 34. в котором первая жидкость представляет собой нефть, вторая жидкость представляет собой воду, и твердые частицы, по меньшей мере, частично обладают олеофильными свойствами.
- 40. Способ по п.39. дополнительно включающий этап прекондиционирования твердых частиц перед приготовлением смеси, чтобы придать твердым частицам, по меньшей мере, частично олеофильные свойства.
- 41. Способ по пп.31. 32. 33 или 34. в котором первая жидкость представляет собой воду, вторая жидкость представляет собой нефть, и твердые частицы, по меньшей мере, частично обладают гидрофильными свойствами.
- 42. Способ по п. 41. дополнительно включающий этап прекондиционирования твердых частиц перед приготовлением смеси с тем, чтобы придать твердым частицам, по меньшей мере, частично гидрофильные свойства.
- 43. Способ по пп.31. 32. 33 или 34. в котором твердые частицы выбирают из группы, состоящей из глины, кварца, полевого шпата, гипса, угольной пыли, асфальтенов и полимеров.
- 44. Способ по пп.31. 32. 33 или 34. в котором твердые частицы представляют собой базовые частицы бентонитовых глин.
- 45. Способ по пп.31. 32. 33 или 34. в котором твердые частицы представляют собой частицы каолинитовых глин.
- 46. Способ по пп.31. 32. 33 или 34. в котором твердые частицы представляют собой белую сажу.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US4762097P | 1997-05-23 | 1997-05-23 | |
| US08/885,507 US5927404A (en) | 1997-05-23 | 1997-06-30 | Oil recovery method using an emulsion |
| US09/062,167 US5855243A (en) | 1997-05-23 | 1998-04-17 | Oil recovery method using an emulsion |
| PCT/US1998/010092 WO1998053181A1 (en) | 1997-05-23 | 1998-05-14 | Oil recovery method using an emulsion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA199901060A1 EA199901060A1 (ru) | 2000-06-26 |
| EA001304B1 true EA001304B1 (ru) | 2000-12-25 |
Family
ID=27367162
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA199901060A EA001304B1 (ru) | 1997-05-23 | 1998-05-14 | Способ добычи нефти с использованием эмульсии |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US5855243A (ru) |
| CN (1) | CN1089846C (ru) |
| AU (1) | AU7576098A (ru) |
| BR (1) | BR9809146A (ru) |
| CA (1) | CA2289770C (ru) |
| DE (1) | DE19882406B4 (ru) |
| EA (1) | EA001304B1 (ru) |
| GB (1) | GB2341407B (ru) |
| ID (1) | ID23890A (ru) |
| NO (1) | NO317139B1 (ru) |
| OA (1) | OA11355A (ru) |
| WO (1) | WO1998053181A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2548266C2 (ru) * | 2009-10-20 | 2015-04-20 | Эни С.П.А. | Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения |
Families Citing this family (79)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030203822A1 (en) * | 1996-07-24 | 2003-10-30 | Bradbury Andrew J. | Additive for increasing the density of a fluid for casing annulus pressure control |
| GB2315505B (en) * | 1996-07-24 | 1998-07-22 | Sofitech Nv | An additive for increasing the density of a fluid and fluid comprising such additve |
| US6786153B2 (en) * | 2002-09-19 | 2004-09-07 | Interflex Laser Engravers, Llc | Printing rolls having wear indicators and methods for determining wear of printing and anilox rolls and sleeves |
| US7267291B2 (en) * | 1996-07-24 | 2007-09-11 | M-I Llc | Additive for increasing the density of an oil-based fluid and fluid comprising such additive |
| US7220707B2 (en) * | 2004-06-03 | 2007-05-22 | M-I L.L.C. | Sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
| US6143699A (en) * | 1996-12-04 | 2000-11-07 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for reducing permeability in a subterranean formation |
| AU3411800A (en) | 1999-03-16 | 2000-10-04 | Technology Partners International Llc | High solids bentonite slurries and method for preparing same |
| US6800193B2 (en) | 2000-04-25 | 2004-10-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ECB-0002) |
| US7186673B2 (en) * | 2000-04-25 | 2007-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same |
| US6734144B2 (en) | 2000-04-25 | 2004-05-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized water-in-oil emulsion and method for using same |
| US7032662B2 (en) * | 2001-05-23 | 2006-04-25 | Core Laboratories Lp | Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells or subsurface formations during oil and gas exploration and production |
| US6814141B2 (en) | 2001-06-01 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for improving oil recovery by delivering vibrational energy in a well fracture |
| AU2002360596A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-07-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized oil-in-water emulsion and a method for preparing same |
| US7338924B2 (en) * | 2002-05-02 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Oil-in-water-in-oil emulsion |
| EP2045439B1 (en) * | 2002-05-24 | 2010-07-21 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
| US20040162356A1 (en) * | 2002-09-20 | 2004-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber Assisted Emulsion System |
| US8088716B2 (en) * | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| WO2007145735A2 (en) | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for fabricating compressible objects for a variable density drilling mud |
| US8100178B2 (en) | 2005-12-22 | 2012-01-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of oil recovery using a foamy oil-external emulsion |
| EP2041235B1 (en) * | 2006-06-07 | 2013-02-13 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| EP2038364A2 (en) * | 2006-06-07 | 2009-03-25 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| BRPI0714876B1 (pt) | 2006-08-04 | 2022-04-19 | Verenium Corporation | Ácido nucleico isolado, sintético ou recombinante, cassete de expressão, vetor ou veículo de clonagem, célula bacteriana, fúngica ou de levedura transformada, polipeptídeo isolado, sintético ou recombinante, composição, bem como métodos de produção e de usos dos mesmos |
| CA2658943C (en) | 2006-08-23 | 2014-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Composition and method for using waxy oil-external emulsions to modify reservoir permeability profiles |
| US7758746B2 (en) * | 2006-10-06 | 2010-07-20 | Vary Petrochem, Llc | Separating compositions and methods of use |
| US8062512B2 (en) | 2006-10-06 | 2011-11-22 | Vary Petrochem, Llc | Processes for bitumen separation |
| DK2069467T3 (da) | 2006-10-06 | 2014-10-20 | Vary Petrochem Llc | Adskillende sammensætninger og fremgangsmåder til anvendelse |
| DK2069490T4 (en) | 2006-12-21 | 2018-04-23 | Syngenta Participations Ag | Amylases and Glucoamylases, Nucleic Acids Encoding Them, and Methods of Preparation and Use thereof |
| CA2629218A1 (en) * | 2007-04-04 | 2008-10-04 | Corporation De L'ecole Polytechnique De Montreal | Stable emulsion and process of preparation thereof |
| US20120305254A1 (en) * | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| US20090137432A1 (en) * | 2007-11-28 | 2009-05-28 | Sullivan Philp F | pH Sensitive Emulsion System |
| US20090140444A1 (en) * | 2007-11-29 | 2009-06-04 | Total Separation Solutions, Llc | Compressed gas system useful for producing light weight drilling fluids |
| US20090188721A1 (en) * | 2008-01-30 | 2009-07-30 | Smith Kevin W | Membrane method of making drilling fluids containing microbubbles |
| CA2717554C (en) * | 2008-03-20 | 2014-08-12 | Ramesh Varadaraj | Viscous oil recovery using emulsions |
| CA2716809C (en) * | 2008-03-20 | 2014-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhancing emulsion stability |
| CN101446189B (zh) * | 2008-12-28 | 2011-08-10 | 大连理工大学 | 超临界二氧化碳驱油物理模拟装置 |
| MX2011007278A (es) * | 2009-01-08 | 2011-08-15 | Bp Corp North America Inc | Proceso para recuperar hidrocarburos. |
| RU2390628C1 (ru) * | 2009-04-06 | 2010-05-27 | Олег Марсимович Мирсаетов | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения |
| US20110034583A1 (en) * | 2009-08-06 | 2011-02-10 | Alexander Bismarck | Methods for Forming a Permeable and Stable Mass in a Subterranean Formation |
| WO2011066024A1 (en) | 2009-11-30 | 2011-06-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for forming high performance compressible objects |
| US8657019B2 (en) * | 2010-02-12 | 2014-02-25 | Conocophillips Company | Hydrocarbon recovery enhancement methods using low salinity carbonated brines and treatment fluids |
| CA2693640C (en) | 2010-02-17 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process |
| CA2696638C (en) * | 2010-03-16 | 2012-08-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery |
| WO2011137563A1 (en) | 2010-05-07 | 2011-11-10 | Unilever Plc | High solvent content emulsions |
| CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
| CN101885961A (zh) * | 2010-06-30 | 2010-11-17 | 梁开方 | 堵水调剖剂 |
| US8403051B2 (en) | 2010-10-13 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Stabilizing emulsified acids for carbonate acidizing |
| US8739876B2 (en) * | 2011-01-13 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanohybrid-stabilized emulsions and methods of use in oil field applications |
| US8770279B2 (en) * | 2011-01-13 | 2014-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanohybrid phase interfaces for foaming in oil field applications |
| US9335195B2 (en) * | 2011-02-16 | 2016-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Multiphase meter to provide data for production management |
| US9387446B2 (en) | 2011-09-22 | 2016-07-12 | Ariel-University Research And Development Company Ltd. | Emulsions and methods of making emulsions |
| CN102786919B (zh) * | 2012-07-12 | 2014-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 乳化沥青调剖剂 |
| US9540574B2 (en) | 2012-08-09 | 2017-01-10 | Shell Oil Company | Process for producing and separating oil |
| BR112015017529A2 (pt) * | 2013-01-25 | 2017-08-22 | Wintershall Holding Gmbh E Basf Se | Processo para a recuperação de óleo a partir de uma formação subterrânea contendo óleo, e, emulsão estabilizada de partículas sólidas |
| EP2759584A1 (en) * | 2013-01-25 | 2014-07-30 | Wintershall Holding GmbH | A solid particles-stabilized emulsion and process for preparing the same |
| BR112015013995A2 (pt) * | 2013-01-25 | 2017-07-11 | Wintershall Holding GmbH | emulsão estabilizada por partículas sólidas, processo para a preparação de uma emulsão estabilizada por partículas sólidas, e, uso de emulsão estabilizada por partículas sólidas |
| AU2013205118B2 (en) * | 2013-03-15 | 2016-03-24 | Veolia Water Technologies, Inc. | Oil Recovery Process Including Treating Permeate From a Ceramic Membrane to Enhance Oil Recovery |
| US9879511B2 (en) * | 2013-11-22 | 2018-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Methods of obtaining a hydrocarbon material contained within a subterranean formation |
| US10060237B2 (en) * | 2013-11-22 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of extracting hydrocarbons from a subterranean formation, and methods of treating a hydrocarbon material within a subterranean formation |
| CN103694983B (zh) * | 2014-01-06 | 2016-08-17 | 中国石油大学(华东) | 一种泡沫驱油用粘土稳泡复合剂及其制备方法与应用 |
| WO2015108812A1 (en) * | 2014-01-14 | 2015-07-23 | Shell Oil Company | Composition for and process of recovering oil from an oil-bearing formation |
| US9708896B2 (en) | 2014-01-31 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Methods of recovering hydrocarbons using a suspension |
| US9708525B2 (en) * | 2014-01-31 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Methods of using nano-surfactants for enhanced hydrocarbon recovery |
| WO2016168325A1 (en) * | 2015-04-13 | 2016-10-20 | Virginia Tech Intellectual Properties, Inc. | Apparatus for dewatering and demineralization of fine particles |
| US20180112126A1 (en) * | 2015-05-07 | 2018-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate-stabilized emulsions for use in subterranean formation operations |
| RU2597595C1 (ru) * | 2015-10-29 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| WO2017091216A1 (en) * | 2015-11-24 | 2017-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for delivery of multiple highly interactive stimulation treatments in single dose and single pumping stage |
| US10392555B2 (en) | 2015-12-18 | 2019-08-27 | International Business Machines Corporation | Nanoparticle design for enhanced oil recovery |
| WO2017176272A1 (en) * | 2016-04-07 | 2017-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pickering emulsions used in wellbore servicing fluids and methods |
| CN106893571B (zh) * | 2017-03-03 | 2019-09-20 | 中国石油大学(华东) | 一种水包油乳状液驱油剂 |
| CA3067368A1 (en) | 2017-06-16 | 2018-12-20 | TenEx Technologies, LLC | Compositions and methods for treating subterranean formations |
| CN109519147A (zh) * | 2017-09-17 | 2019-03-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种热致膨胀器及制备方法 |
| US10131830B1 (en) * | 2017-10-03 | 2018-11-20 | Saudi Arabian Oil Company | Method for preventing formation of water-oil emulsions using additives |
| CN108414312A (zh) * | 2018-02-14 | 2018-08-17 | 中国石油大学(北京) | 一种人造岩心及其制备方法 |
| CN109652049A (zh) * | 2018-12-29 | 2019-04-19 | 浙江海洋大学 | 一种带有磁性纳米颗粒的驱油乳状液及其制备方法 |
| RU2744535C1 (ru) * | 2019-12-23 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения |
| US11220893B2 (en) | 2020-01-23 | 2022-01-11 | Saudi Arabian Oil Company | Laser array for heavy hydrocarbon heating |
| US11163091B2 (en) | 2020-01-23 | 2021-11-02 | Saudi Arabian Oil Company | In-situ hydrocarbon detection and monitoring |
| CN114279883B (zh) * | 2020-12-04 | 2024-05-14 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种乳液型药剂体系滤网通过性能的评价方法 |
| CN113356814B (zh) * | 2021-07-14 | 2022-03-11 | 西南石油大学 | 一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法 |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2241273A (en) * | 1939-07-01 | 1941-05-06 | Texas Co | Method of and apparatus for treatment of drilling mud |
| US2300590A (en) * | 1941-06-04 | 1942-11-03 | Jolly W O'brien | Conditioning of drilling muds |
| US3149669A (en) * | 1958-12-01 | 1964-09-22 | Jersey Prod Res Co | Secondary oil recovery process |
| US3208515A (en) * | 1959-01-21 | 1965-09-28 | Exxon Production Research Co | Method of recovering oil from underground reservoirs |
| US3330348A (en) * | 1963-08-12 | 1967-07-11 | Sun Oil Co | Secondary recovery of petroleum using lpg-aqueous liquid emulsions |
| US3356138A (en) * | 1965-11-22 | 1967-12-05 | Marathon Oil Co | Oil recovery process utilizing liquefied petroleum gases and heavier hydrocarbons |
| US3386514A (en) * | 1966-08-29 | 1968-06-04 | Exxon Production Research Co | Method for production of thin oil zones |
| US3412792A (en) * | 1967-06-05 | 1968-11-26 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery process |
| US3818989A (en) * | 1972-12-27 | 1974-06-25 | Texaco Inc | Method for preferentially producing petroleum from reservoirs containing oil and water |
| US3980136A (en) * | 1974-04-05 | 1976-09-14 | Big Three Industries, Inc. | Fracturing well formations using foam |
| US4233165A (en) * | 1978-05-24 | 1980-11-11 | Exxon Production Research Company | Well treatment with emulsion dispersions |
| US4274956A (en) * | 1979-01-10 | 1981-06-23 | Occidental Research Corporation | Extraction process using solid stabilized emulsions |
| US4505828A (en) * | 1979-10-15 | 1985-03-19 | Diamond Shamrock Chemicals Company | Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion |
| US5080809A (en) * | 1983-01-28 | 1992-01-14 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
| US4565836A (en) * | 1983-05-26 | 1986-01-21 | The Dow Chemical Company | Multi-modal emulsions of water-soluble polymers |
| US5294352A (en) * | 1985-06-27 | 1994-03-15 | Waldmann John J | Compositions for the detackification of paint spray booth water and waste water |
| JPS62125339A (ja) * | 1985-11-27 | 1987-06-06 | Suraidetsukusu Kk | 情報記録担体用保持シ−ト |
| US4780243A (en) * | 1986-05-19 | 1988-10-25 | Halliburton Company | Dry sand foam generator |
| US4966235A (en) * | 1988-07-14 | 1990-10-30 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | In situ application of high temperature resistant surfactants to produce water continuous emulsions for improved crude recovery |
| SU1682539A1 (ru) * | 1989-11-13 | 1991-10-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности | Способ добычи нефти |
| WO1992014907A1 (en) * | 1991-02-22 | 1992-09-03 | The Western Company Of North America | Slurried polymer foam system and method for the use thereof |
| CA2044473C (en) * | 1991-06-13 | 2002-09-17 | Tapantosh Chakrabarty | Sweep in thermal eor using emulsions |
| US5294353A (en) * | 1991-06-27 | 1994-03-15 | Halliburton Company | Methods of preparing and using stable oil external-aqueous internal emulsions |
| US5350014A (en) * | 1992-02-26 | 1994-09-27 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Control of flow and production of water and oil or bitumen from porous underground formations |
| US5302293A (en) * | 1992-07-13 | 1994-04-12 | Nalco Chemical Company | Method of controlling iron in produced oilfield waters |
| US5424285A (en) * | 1993-01-27 | 1995-06-13 | The Western Company Of North America | Method for reducing deleterious environmental impact of subterranean fracturing processes |
| US5490940A (en) * | 1994-04-08 | 1996-02-13 | Exxon Production Research Company | Method for forming mineral solids-oil floccules |
| JP2002046823A (ja) * | 2000-08-02 | 2002-02-12 | Yasuda Fire & Marine Insurance Co Ltd | 損傷状況分析方法、損傷状況分析システム、損傷状況入力端末及び記録媒体 |
-
1998
- 1998-04-17 US US09/062,167 patent/US5855243A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-05-14 BR BR9809146-8A patent/BR9809146A/pt not_active Application Discontinuation
- 1998-05-14 GB GB9927564A patent/GB2341407B/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-05-14 AU AU75760/98A patent/AU7576098A/en not_active Abandoned
- 1998-05-14 WO PCT/US1998/010092 patent/WO1998053181A1/en active Application Filing
- 1998-05-14 EA EA199901060A patent/EA001304B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-05-14 CN CN98805390A patent/CN1089846C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1998-05-14 ID IDW991647A patent/ID23890A/id unknown
- 1998-05-14 CA CA002289770A patent/CA2289770C/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-05-14 DE DE19882406T patent/DE19882406B4/de not_active Expired - Fee Related
- 1998-09-22 US US09/158,162 patent/US5910467A/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-11-22 NO NO19995729A patent/NO317139B1/no unknown
- 1999-11-23 OA OA9900254A patent/OA11355A/en unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2548266C2 (ru) * | 2009-10-20 | 2015-04-20 | Эни С.П.А. | Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO317139B1 (no) | 2004-08-23 |
| GB9927564D0 (en) | 2000-01-19 |
| NO995729D0 (no) | 1999-11-22 |
| CN1089846C (zh) | 2002-08-28 |
| GB2341407B (en) | 2001-09-12 |
| CA2289770A1 (en) | 1998-11-26 |
| BR9809146A (pt) | 2000-08-01 |
| DE19882406T1 (de) | 2000-05-25 |
| US5910467A (en) | 1999-06-08 |
| GB2341407A (en) | 2000-03-15 |
| AU7576098A (en) | 1998-12-11 |
| CA2289770C (en) | 2001-06-19 |
| DE19882406B4 (de) | 2007-01-25 |
| WO1998053181A1 (en) | 1998-11-26 |
| CN1257563A (zh) | 2000-06-21 |
| NO995729L (no) | 2000-01-21 |
| ID23890A (id) | 2000-05-25 |
| EA199901060A1 (ru) | 2000-06-26 |
| US5855243A (en) | 1999-01-05 |
| OA11355A (en) | 2003-12-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA001304B1 (ru) | Способ добычи нефти с использованием эмульсии | |
| US5927404A (en) | Oil recovery method using an emulsion | |
| EP2946062B1 (en) | Drilling a well with predicting sagged fluid composition and mud weight | |
| Panchal et al. | A systematic review on nanotechnology in enhanced oil recovery | |
| US8100178B2 (en) | Method of oil recovery using a foamy oil-external emulsion | |
| Khodja et al. | Drilling fluid technology: performances and environmental considerations | |
| US20100243248A1 (en) | Particle Stabilized Emulsions for Enhanced Hydrocarbon Recovery | |
| Afifi et al. | Enhancement of smart water-based foam characteristics by SiO2 nanoparticles for EOR applications | |
| Al-Darweesh et al. | Review of underbalanced drilling techniques highlighting the advancement of foamed drilling fluids | |
| Standnes | Enhanced oil recovery from oil-wet carbonate rock by spontaneous imbibition of aqueous surfactant solutions | |
| Tabar et al. | A comprehensive research in chemical consolidator/stabilizer agents on sand production control | |
| Al-Otaibi | An investigation into the roles of chlorides and sulphate salts on the performance of low-salinity injection in sandstone reservoirs: experimental approach | |
| US8408299B2 (en) | Viscous oil recovery using emulsions | |
| US4124072A (en) | Viscous oil recovery method | |
| Gianoglio et al. | Alternative technologies in drill-in fluids for depleted reservoirs | |
| Ghosn | Pickering stabilized drilling fluids for deep and ultra-deep drilling operations | |
| MXPA99010701A (en) | Oil recovery method using an emulsion | |
| WO2014149517A1 (en) | N-acyl amino acid alkylamide in oil-based particulate carrier fluids for well treatments | |
| Obisesan | Stability of aqueous foams at high pressure and the impact of contaminants | |
| Karabayanova | APPLICATION OF LOW SALINITY HOT WATER INJECTION IN CARBONATES | |
| Muzang | Experimental Assessment of emulsification stability during Enhanced oil recovery in the presence of Polymer (PMMA) and nanoparticles (ZnO) | |
| Albahrani | Conceptual parameters necessary for modeling wettability alteration in an enhanced smart brine-chalk system | |
| Halvorsen | Wettability alteration in carbonates: the effect of water-soluble acids in crude oil and application of enzyme for wettability alteration | |
| Bryan | An Investigation into the Mechanisms of Heavy Oil Recovery by Alkali-Surfactant Flooding |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |