EA002840B1 - Химические средства для нефтяных и газовых месторождений - Google Patents

Химические средства для нефтяных и газовых месторождений Download PDF

Info

Publication number
EA002840B1
EA002840B1 EA199900066A EA199900066A EA002840B1 EA 002840 B1 EA002840 B1 EA 002840B1 EA 199900066 A EA199900066 A EA 199900066A EA 199900066 A EA199900066 A EA 199900066A EA 002840 B1 EA002840 B1 EA 002840B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
oil
ether
gas
formation
butyl
Prior art date
Application number
EA199900066A
Other languages
English (en)
Other versions
EA199900066A1 (ru
Inventor
Иан Ралф Коллинз
Стивен Пол Гудуин
Невин Джон Стьюарт
Джеймз Чарлз Морган
Original Assignee
Бп Кемикэлз Лимитед
Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бп Кемикэлз Лимитед, Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед filed Critical Бп Кемикэлз Лимитед
Publication of EA199900066A1 publication Critical patent/EA199900066A1/ru
Publication of EA002840B1 publication Critical patent/EA002840B1/ru

Links

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
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • 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
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

В изобретении описаны способы добычи и увеличения добычи нефти и/или газа из подземной формации, предусматривающие инжекцию в эту формацию предпочтительно в форме водного раствора, по меньшей мере, одного моноалкилового эфира полиэтиленгликоля, в котором алкильная группа содержит 3-5 атомов углерода, а полиэтиленгликоль содержит 3-6 этиленоксизвеньев, например, бутилового эфира триэтиленгликоля. Особенно предпочтительны смеси, включающие этот эфир и, по меньшей мере, один моноалкиловый эфир моно- или диэтиленгликоля, например, смесь бутилтригликолевого эфира, бутилтетрагликолевого эфира, бутилпентагликолевого эфира и бутилдигликолевого эфира. Способ по изобретению можно применять при осуществлении обработок для возбуждения притока в скважину, таких как ослабление блокирования водой, уплотнение песка, кислотная обработка песчаника, и методов увеличения добычи нефти, таких как третичные методы добычи.

Description

Настоящее изобретение относится к химическим средствам для нефтяных и газовых месторождений и к их применению для увеличения добычи нефти или газа.
На практике эффективность добычи нефти на нефтяных и газовых месторождениях со временем часто снижается. Такое снижение часто связано с ухудшением коллекторских свойств продуктивного пласта, которое может проявляться в виде пониженной проницаемости формации для нефти или газа. Кроме того, для вытеснения нефти в скважину часто в формацию на некотором расстоянии от эксплуатационной скважины необходимо инжектировать водные жидкости.
В патенте США 5092405 описана инжекция в эксплуатационную скважину химических средств, сильно разбавленных водных растворов неионогенных или анионных поверхностноактивных веществ, в частности алкоксилированных алкилсульфатов и алкоксилированных алкарилсульфонатов, для разрешения проблем, связанных с ухудшением коллекторских свойств продуктивного пласта, например блокирования воды, и для упрощения извлечения нефти.
В настоящее время используют алкилгликолевые простые эфиры, которые способны существенно улучшить извлечение нефти и газа из подземных формаций, прежде всего решить проблемы ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта.
Согласно настоящему изобретению предлагается способ добычи, по меньшей мере, одного такого полезного ископаемого как нефть и газ, из подземной формации, содержащей нефть или газ. При осуществлении предлагаемого способа в эту формацию инжектируют, по меньшей мере, один моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля (далее называемый как соединение 1), в котором алкильные группы содержат 3-5 атомов углерода, а полиэтиленгликоль содержит 3-6 этиленоксизвеньев, и из этой формации добывают нефть и/или газ.
По настоящему изобретению предлагается также способ увеличения добычи, по меньшей мере, одного такого полезного ископаемого, как нефть и газ, из содержащей его подземной формации. При осуществлении предлагаемого способа в эту формацию инжектируют, по меньшей мере, одно соединение 1 и из этой формации добывают нефть и/или газ.
Это соединение представляет собой моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля, в котором алкильной группой является алкильная группа с прямой или разветвленной цепью, содержащая 3-5 атомов углерода, например, н- или изопропил, н-, изо-, втор- или трет-бутил, н-, изо-, втор- или трет-пентил (амил), в частности нбутил. Соединения 1 содержат 3-6, например 4 или 5 этиленоксизвеньев, а наиболее предпочтительными являются соединения с 3 такими звеньями. Примеры приемлемых соединений 1 включают моно-н-бутиловый эфир триэтиленгликоля, также известный как бутилтригликолевый эфир, и моно-н-бутиловые эфиры тетраэтиленгликоля и пентаэтиленгликоля. Соединение 1 можно использовать, по существу, в чистом виде или в виде смеси, по меньшей мере, с одним соответствующим алкиловым эфиром другого полиэтиленгликоля, преимущественно с 36 этиленоксизвеньями. Так, например, эта смесь может включать, по меньшей мере, 60%, в частности, по крайней мере, 80%, например 60-99% или 80-98%, соединения(ий) 1 и до 40%, в частности до 20%, например 1-40% или 2-20% этих других гликолевых эфиров. Смесь может также включать моноалкиловые эфиры смеси полиэтиленгликолей, причем среднее молярное содержание этиленоксизвеньев составляет 2,6-6,4, например 2,9-4,5 или 4,0-5,8. Обычно гликолевые эфиры, соединения 1 являются слабо структурирующими амфифилами. Смесь может также включать небольшие количества, например до 10% каждого из С3-С5алкиловых моноалкиловых эфиров полиэтиленгликолей с 7-20, например с 7-10 этиленоксизвеньями, обычно преимущественно до 40 или 30% этих эфиров.
Соединение(я) 1 может(гут) быть использовано(ы) индивидуально или может(гут) быть использовано(ы) в смеси с другими гликолевыми эфирами, такими как моноалкиловые эфиры моно- и диэтиленгликоля, у которых алкильная группа, которая может быть линейной или разветвленной, содержит 1-8 атомов углерода, например метил, этил, пропил, бутил, гексил или октил. Примерами являются этиленгликольмоноэтиловый эфир, этиленгликольмоно-н-пропиловый эфир, этиленгликольмоноизопропиловый эфир, этиленгликольмоно-н-бутиловый эфир, этиленгликольмоноизобутиловый эфир, этиленгликольмоно-2-бутиловый эфир, этиленгликольмоно-трет-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-н-пропиловый эфир, диэтиленгликольмоноизопропиловый эфир, диэтиленгликольмоно-н-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоноизобутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-2-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоно трет-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-нпентиловый эфир, диэтиленгликольмоно-2метилбутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-3метилбутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-2пентиловый эфир, диэтиленгликольмоно-3пентиловый эфир, диэтиленгликольмоно-третпентиловый эфир. Можно также использовать монометиловые или моноэтиловые эфиры триэтиленгликоля. Количество соединения(й) 1 в этих смесях может быть равным, по меньшей мере, 60%, преимущественно, по крайней мере, 70%, например 60-98% или 70-98%, а содержание другого гликолевого эфира может достигать 40%, например до 20%, в частности 1-40% или 2-30% в пересчете на общую массу смеси. При осуществлении настоящего изобретения предусмотрена возможность использования потоков побочных продуктов, которые отводят из процессов получения простых гликолевых эфиров и которые содержат в высокой концентрации такие гликолевые эфиры, прежде всего алкилтригликолевые эфиры, например такие, как нбутилтригликолевый эфир. Такой поток побочных продуктов может включать в качестве основного компонента н-бутилтригликолевый эфир совместно с меньшими количествами других алкилтригликолевых эфиров. Один такой поток побочных продуктов включает 70-80, например приблизительно 75 мас.% н-бутилтригликолевого эфира, 1-5 мас.%, в частности примерно 2,5 мас.% бутилдигликолевого эфира, 15-25 мас.%, например, около 19% бутилтетрагликолевого эфира и 1-5 мас.%, например, приблизительно 2% бутилпентагликолевого эфира. Предпочтительна смесь приблизительно 75 мас.% н-бутилтригликолевого эфира, примерно 2,5 мас.% бутилдигликолевого эфира, около 19% бутилтетрагликолевого эфира и приблизительно 2% бутилпентагликолевого эфира, и эта смесь далее названа как смесь 2.
Значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) соединения 1 может составлять 1217, предпочтительно 14-16,5, преимущественно 14,5-16. Предпочтительным соединением 1 является соединение, которое при смешении, по меньшей мере, в одной пропорции с дистиллированной водой и октаном способно образовывать 3 жидкие фазы при температуре, по меньшей мере, одно значение которой находится в пределах 20-200°С, преимущественно, например 50-150° или 100-130°С. Относительные массовые пропорции соединения 1, дистиллированной воды и октана, образующие эти три фазы, могут составлять 10-50:60-20:50. Соединение 1 может характеризоваться точкой помутнения в смеси с дистиллированной водой или, в частности, с водой, содержащей соль в количестве до уровня насыщения, например до 40 г/л хлорида натрия, в пределах 0-250°С, преимущественно 50-150°С, в частности ниже температуры продуктивного пласта, но его можно смешивать с дистиллированной водой или пластовой водой до 130°С.
Соединение 1 можно инжектировать в формацию в неразбавленном виде, но его можно также смешивать с водой с получением водной композиции, содержащей, по меньшей мере, 1 мас.%, в частности 6 мас.%, преимущественно, по крайней мере, 15 мас.% соединения 1. Композиция может содержать 1-99%, например 160%, в частности 6-50%, преимущественно 1550% и предпочтительно 25-45% соединения 1. Водной средой с соединением 1 может служить пресная, водопроводная, речная, морская, добываемая или пластовая вода при общей солености 0-250 г/л, например 5-50 г/л, такой как 10-45 г/л (прежде всего с высоким содержанием бария, таким как 50-3000 част./млн Ва) и при значениях рН 0,5-10, например 3-8, таких как 4-6. Мас совое содержание соединения 1 в композиции может превышать (предпочтительно превышать, по меньшей мере, на 5 или 10%) концентрацию соединения 1 в самой нижней водной фазе 3фазной смеси соединения 1 с водой и октаном при характерной температуре 50-150°С, например при 100-130°С. Обычно композиция представляет собой однофазную жидкость, которая в предпочтительном варианте состоит преимущественно из воды и, в частности, практически свободна от полярного органического растворителя, например спирта, такого как изопропанол.
Формация, в которую инжектируют соединение 1, может находиться в уплотненном или неуплотненном состоянии, состоять из камня или песка. Примерами камня служат песчаники и карбонаты, например мел или известняк, причем они могут быть однородными или иметь трещины. Песок может быть загрязненным или чистым и может быть однородным, состоять из слоев или быть неуплотненным. Формация является пористой для воды, нефти и газа и может характеризоваться проницаемостью для морской воды в интервале 1-5000 мД, например 5500 мД. Поверхность формации, в контакт с которой вводят соединение 1, может обладать одной из 3 характеристик смачиваемости, а именно, быть смачиваемой водой, смесью масла с водой или маслом. Температура в формации может составлять 20-250°С, например 60-200°С или 80-180°С, в частности 110-140°С, а температура поверхности формации, с которой должно контактировать соединение, может быть на 30-50°С ниже нее. Реликтовая/пластовая вода может включать 5-200 г/л солей, в частности 405000 част./млн бария, а ее рН равна 0,5-10, преимущественно 3-6.
Формация может уже обладать ухудшенными коллекторскими свойствами после проникновения в нее вводимой извне водной жидкости, в частности после завершения бурильных работ или операций добычи, например фильтрата бурового раствора или рабочих жидкостей, жидкости для глушения, жидкости для гидроразрыва пласта или раствора для заканчивания скважины, или под влиянием собственных жидкостей, таких как реликтовая вода. Ухудшение коллекторских свойств может проявляться в пониженной проницаемости для нефти или газа после забивания пор водой (образование водяных ловушек), либо смачивания породы нефтью, либо забивания пор нефтью (образование нефтяных ловушек). Ухудшение коллекторских свойств может быть следствием проникновения твердых частиц, дисбалансного давления, образования воднофазных ловушек и изменения смачиваемости.
При осуществлении способов по изобретению гликолевый эфир или композицию можно инжектировать в формацию, содержащую нефть и/или газ, например в формацию, окружающую эксплуатационную скважину, в частности в ра диусе 100 м, преимущественно в радиусе 10 м от этой скважины, как в случае возбуждения притока в скважину или обработок с закрытием, но можно инжектировать также в формацию, удаленную от упомянутой формации, из которой добывают нефть/газ, более чем на 100 м, в частности удаленную более чем на 1 или 2 км от нее, например на 0,1-5 км, в частности на 1-3 км, как это имеет место при добыче нефти третичными методами, в которых гликолевый эфир или композицию инжектируют во вторичную или нагнетательную скважину и выдавливают к формации, содержащей нефть/газ, с целью ее вытеснения к эксплуатационной скважине.
Возбуждение притока в скважину предусматривает увеличение добычи нефти и/или газа из скважины. Примерами методов возбуждения притока являются ослабление водного блокирования, повышение уплотненности песка или проведение кислотной обработки. Водное блокирование снижает проницаемость формации, что обусловлено проникновением в поры воды. Уплотнение песка обеспечивается проведением такой обработки, как инжекция в скважину смол, например эпоксидных или формальдегидных смол, благодаря чему частицы рыхлого, неуплотненного материала продуктивного пласта становятся липкими, что уменьшает миграцию или вымывание песка в ствол скважины и, следовательно, извлечение песка, способствуя добыче из него нефти и/или газа. Кислотная обработка является методом, осуществление которого позволяет обрабатывать формацию кислотой, например соляной кислотой, обычно под давлением, с целью повысить проницаемость формации.
В ходе проведения обработок для возбуждения притока в скважину простой гликолевый эфир или композицию через эксплуатационную скважину инжектируют в формацию для восстановления коллекторских свойств, например, путем изменения смачиваемости формации или устранения водного блокирования с целью повысить проницаемость формации. Простой гликолевый эфир или композицию направляют в нисходящую скважину, нагнетают в формацию в пробковом режиме потока, например инжекцией в нижнюю часть эксплуатационной скважины последовательно (до или после) с введением другой фазы, например, бурового раствора, кислого раствора или солевого раствора для заканчивания скважины, и скважину закрывают на 0,5-4 дня и по истечении этого периода (называемого закрытием скважины) добычу возобновляют, обычно с высокой производительностью по нефти. Способ по изобретению позволяет уменьшить частоту закрытия скважины и, следовательно, увеличить общую ежегодную добычу.
Обработка прокачкой под давлением является методикой, аналогичной возбуждению притока в скважину, но в этом случае композиция с простым гликолевым эфиром содержит также химическое средство, способствующее добыче, такое как ингибитор образования отложений, ингибитор коррозии, ингибитор образования газового гидрата, ингибитор осаждения парафинов или асфальтенов, акцептор сероводорода или эмульгатор. В ходе проведения таких обработок закрытием в предпочтительном варианте в качестве соединения 1 используют такое соединение, которое включает 4-6 этиленоксизвеньев и количество которого составляет, по меньшей мере, 30% относительно общего содержания простого гликолевого эфира в инжектируемой жидкости. Однако в предпочтительном варианте способ по изобретению, прежде всего обработку для возбуждения притока в скважину, осуществляют при практическом отсутствии, по меньшей мере, одного смешивающегося с водой химического средства для добычи нефти или газа, например такого, как описанное выше.
В технологии, предусматривающей использование третичного метода добычи нефти, простой гликолевый эфир или композицию инжектируют на некотором расстоянии от эксплуатационной скважины, а затем нагнетают, в идеальном случае в пробковом режиме потока, например посредством инжектируемой под давлением в дальнейшем воды, в частности пластовой воды либо самостоятельно, либо содержащей повышающие вязкость полимеры, через формацию в направлении эксплуатационной скважины с целью восстановить все коллекторские свойства и высвободить из ловушек нефть в эксплуатационной скважине. Такая технология позволяет улучшить инжекцию обеспечивающей добычу жидкости, например, путем мобилизации нефтяного остатка, который блокирует истечение воды, упрощая перемещение обеспечивающей добычу жидкости к эксплуатационной скважине.
Преимущество применения простых гликолевых эфиров в способе по изобретению состоит в возможности достижения повышенной эффективности в результате улучшенной проницаемости для газа или нефти формации, обладавшей прежде ухудшенными коллекторскими свойствами.
В предпочтительном варианте в предлагаемом способе не предусмотрена обработка прокачкой под давлением, которая представляет собой метод повышения эффективности способствующих добыче химических средств благодаря уменьшению числа прокачек под давлением и операций с закрытием, необходимых для повышения производительности нефтяной скважины, причем этот метод предусматривает инжекцию в нефтеносную формацию смешивающейся с водой композиции, содержащей следующие компоненты:
(а) смешивающееся с водой поверхностноактивное вещество, которым служит алкилтриг ликолевый эфир, в частности н-бутилтриэтиленгликолевый эфир, такой как смесь 2, и (б) по меньшей мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для добычи нефти или газа, причем эти компоненты композиции инжектируют в формацию либо в форме предварительно приготовленной единой композиции, либо одновременно и параллельно, либо последовательно в любом порядке.
Ниже сущность изобретения проиллюстрирована на примерах.
Пример 1.
Консервированный керн, который состоял из зерен среднего размера прочно сцементированного песчаника с пористостью 14,5-15% и проницаемостью 198-428 мД из скважины в Северном Море, разрезали на стержни и насыщали искусственной пластовой водой этой скважины, которая содержала в мг/л 79003 в общей сложности растворенной соли, 28100 Ыа, 1630 К, 113 Мд, 615 Са, 65 8т, 770 Ва, 46050 С1, 450 Н, 1655 НСОз.
Каждый стержень помещали во внутреннюю трубку прибора для затопления керна, включавшего пару концентрических трубок, в которых создают повышенное давление, которые можно уплотнять с обоих концов и по которым можно пропускать жидкость в любом направлении. Далее в этих трубках при комнатной температуре создавали повышенное давление в 1500 фунтов/кв.дюйм (10,34 МПа) в кольцевом канале между этими трубками (общее горное давление) и давление 500 фунтов/кв.дюйм (3,45 МПа) для керна (поровое давление).
1. Далее керн насыщали керосином за счет истечения в поступательном направлении 90 объемов пор в течение 24 ч с последующей промывкой керна для снижения влагосодержания в нем до уровня (уровень насыщения водой) 8Ж1, используя керосин при расходе инжектируемого потока 10 мл/мин в обоих направлениях истечения.
2. После этого керн и трубки нагревали до 121°С и эту температуру поддерживали на всех последующих стадиях.
3. В обратном направлении с расходом 2 мл/мин пропускали шесть объемов пор сырой нефти из конкретной скважины и стержень закрывали на 24 ч.
4. Далее керн промывали пластовой водой с рН 4,5 при расходе 0,07 мл/мин в поступательном направлении в течение 72 ч, используя 23 объема пор, с целью снизить остаточное содержание нефти до уровня 8,,, (орг.) (уровень насыщения нефтью), причем проницаемость для пластовой воды в поступательном направлении составляла 28 мД.
5. За этим первым затоплением водой следовало затопление керосином с целью улавливания воды в порах путем пропускания потока в течение 18 ч с расходом 0,75 мл/мин при общем количестве 63 объема пор, после чего следовало снижение содержания воды в керне до уровня 8Ж1 (уровень насыщения водой), используя для промывки керосин при расходе инжектируемого потока 10 мл/мин в обоих направлениях истечения, причем значения проницаемости составляли соответственно 67 и 71 мД.
6. Затем через керн в обратном направлении пропускали семь объемов пор сырой нефти из той же скважины с расходом 2 мл/мин с последующим закрытием на 24 ч.
7. Далее для имитации затопления водой через керн в поступательном направлении пропускали один объем пор пластовой воды с рН 4,5 с расходом 0,07 мл/мин, причем проницаемость была равной примерно 12 мД.
8. Далее через стержень в обратном направлении с расходом 0,05 мл/мин пропускали один объем пор неразбавленной смеси 2, содержавшей моно-н-бутиловый эфир триэтиленгликоля (предпочтительное соединение 1), после чего керн отсоединяли от линий для подачи потоков, которые затем очищали последовательно толуолом, метанолом и пластовой водой. Керн закрывали на 6 ч.
9. Третье затопление водой проводили с использованием пластовой воды с рН 4,5, которую пропускали в поступательном направлении в количестве 125 объемов пор с расходом 30 мл/мин. Далее стержень из керна промывали пластовой водой до 8,,, (орг.), после чего проницаемость определяли в обоих направлениях пропусканием через керн пластовой воды с расходом 2 мл/мин. Проницаемость в обоих направлениях составляла 255 мД.
10. После этого керн насыщали керосином путем пропускания 36 объемов пор в течение 26 ч с расходом 0,3 мл/мин с истечением в поступательном направлении, а затем промывали до 8Ж1 керосином с расходом 10 мл/мин в обоих направлениях с последующим определением проницаемости при пропускании в обоих направлениях керосина с расходом 10 мл/мин.
Проницаемость в поступательном и обратном направлениях составляла соответственно 161 и 167 мД.
Сопоставление значений проницаемости для керосина и воды перед обработкой соединением 1 и после нее показывает, что это последнее повышает проницаемость более чем вдвое для керосина, имитировавшего нефть, и, по меньшей мере, в 9 раз для воды.
Эти результаты подтверждают влияние соединения 1 на ослабление блокирования водой [ср. стадии (9) и (7) и обработки прокачкой под давлением], а также подтверждают достижение положительного эффекта при осуществлении третичного метода добычи нефти [ср. стадии (10) и (5)].
Сравнительный пример 1.
Сухой стержень из керна, который состоял из зерен среднего размера прочно сцементированного песчаника с высоким содержанием калиевого полевого шпата и пористостью 20% из скважины в Северном Море, насыщали под вакуумом имитированной пластовой водой этой скважины, которая включала в мг/л 443230 в общей сложности растворенной соли, 133644 Ыа, 6690 К, 18800 Мд, 127197 Са, 3520 8г, 162 Ва, 153030 С1, 184 НСО3.
Далее этот стержень помещали во внутреннюю трубку прибора для затопления керна, включавшего пару концентрических трубок, в которых создают повышенное давление, которые можно уплотнять с обоих концов и по которым можно пропускать жидкость в любом направлении. Далее в этих трубках при комнатной температуре создавали повышенное давление в 1500 фунтов/кв.дюйм (10,34 МПа) в кольцевом канале между этими трубками (общее горное давление) и давление в 500 фунтов/кв.дюйм (3,45 МПа) для керна (поровое давление).
1. Далее керн насыщали керосином за счет истечения потока керосина в течение 20 ч с расходом 0,5 мл/мин. Затем стержень промывали до 8Ж1 (уровень насыщения водой), используя керосин при расходе инжектируемого потока 10 мл/мин в обоих направлениях истечения. По достижении условий стационарного режима при 8Ж1 (уровень насыщения водой) определяли крн (равновесная проницаемость для нефти по керосину) в обоих направлениях.
2. После этого держатель для керна и трубки для подачи потоков нагревали до 154°С.
3. В обратном направлении пропускали поток из 8 объемов пор дегазированной сырой нефти из Северного Моря до достижения условий стационарного режима и при этой температуре стержень закрывали на 24 ч.
4. Далее в стержень в поступательном направлении инжектировали 40 объемов пор имитированной пластовой воды из формации нефтяной скважины в Северном Море с рН 5,5 при расходе 4 мл/ч. С использованием потока пластовой воды, пропускаемого в поступательном направлении, определяли кд (равновесная проницаемость для воды по керосину) при 8„о (уровень насыщения нефтью).
5. Затем держатель для керна и линии для подачи потоков охлаждали до 110°С.
6. Далее в стержень в обратном направлении с расходом 30 мл/ч инжектировали шесть объемов пор ингибитора образования отложений 8са1с1гса1 837с, поставляемого фирмой ТВ 011 81гуюс5. в виде раствора концентрацией 10 мас.% в морской воде, после чего стержень отсоединяли от линий для подачи потоков, а избыток ингибитора удаляли промывкой прибора искусственной пластовой водой, жидкость сливали до фронтальной поверхности стержня керна и керн закрывали при этой температуре на 12 ч.
7. После закрытия держатель для керна и трубки для подачи потоков нагревали до 154°С.
8. Затем из стержня керна удаляли ингибитор с использованием потока пластовой воды (значение рН которой доводили до 5,5) с расходом 30 мл/ч в поступательном направлении и в завершение при расходе 0,2 мл/мин определяли эффективную проницаемость стержня для пластовой воды (крв) при истечении в обоих направлениях.
9. После этого стержень насыщали керосином подачей в течение 25 ч с расходом 0,2 мл/мин потока в поступательном направлении, а затем промывали керосином инжекцией с расходом 10 мл/мин в обоих направлениях до достижения условий стационарного режима и до тех пор, пока отводимый из керна поток больше не содержал свободного солевого раствора. Далее определяли крн керна в каждом направлении с расходом 10 мл/мин.
10. Далее керн герметизировали в ячейке Хасслера при манометрическом давлении в пределах 600 фунтов/кв.дюйм (4,24 МПа) и при обычных поровом давлении и температуре. После этого проводили очистку смешивающимися растворителями с расходом 9,5 мл/мин и использованием 10 объемов пор толуола, а затем 10 объемов пор метанола. Этот цикл обработки растворителями повторяли дважды. После этого в стержень керна инжектировали десять объемов пор смеси 50:50 метанола и имитированного пластового солевого раствора, за которыми следовали 20 объемов пор неразбавленного имитированного пластового солевого раствора и при пропускании потока в поступательном направлении с расходом 9 мл/мин определяли крв стержня керна. Данные по проницаемости представлены в табл. 1.
Пример 2.
Работали аналогично сравнительному примеру 1 с использованием стержня керна из того же самого источника, за исключением того, что после стадии 5 и перед стадией 6 в стержень керна с расходом 30 мл/ч и в обратном направлении инжектировали поток из двух объемов пор раствора смеси 2 в морской воде концентрацией 15 мас.%. После этого обработанный керн закрывали при указанной температуре на 6 ч.
Данные по проницаемости представлены в табл. 1.
Таблица 1
Стадия Проницаемость Сравнительный пример 1 (мД) Пример 2 (мД)
крв ПРИ 8\νί 226 181
1 крн при 8„ι 133 158
4 крв при 8\νο 28 10
8 крв после последующей промывки 57 167
9 крн после последующей промывки 78 233
Эти результаты подтверждают влияние смеси 2 на ослабление блокирования водой (ср.
стадии 8 и 4), а также подтверждают достижение положительного эффекта при осуществлении третичного метода добычи нефти (ср. стадии 9 и 1).
Пример 3.
Работали аналогично примеру 2 с использованием разбавленного раствора смеси 2 в морской воде между стадиями 5 и 6, но с 6 объемами пор морской воды без ингибитора образования отложений на стадии 6. По полученным результатам можно сделать те же самые выводы, что и по результатам примера 2.

Claims (13)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ добычи, по меньшей мере, одного такого полезного ископаемого, как нефть и газ, из подземной формации, содержащей нефть или газ, отличающийся тем, что в эту формацию инжектируют композицию, включающую, по меньшей мере, один моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля, в котором алкильная группа содержит 3-5 атомов углерода, а полиэтиленгликоль содержит 3-6 этиленоксизвеньев, и добывают нефть и/или газ, причем этот способ не предусматривает обработку прокачкой под давлением, при которой в формацию инжектируют, по меньшей мере, один алкилтригликолевый эфир и, по крайней мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для добычи нефти или газа.
  2. 2. Способ увеличения добычи, по меньшей мере, одного такого полезного ископаемого, как нефть и газ, из подземной формации, содержащей нефть или газ, отличающийся тем, что в эту формацию инжектируют композицию, включающую, по меньшей мере, один моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля, в котором алкильная группа содержит 3-5 атомов углерода, а полиэтиленгликоль содержит 3-6 этиленоксизвеньев, и добывают нефть и/или газ, причем этот способ не включает обработку прокачкой под давлением, при которой в формацию инжектируют, по меньшей мере, один алкилтригликолевый эфир и, по крайней мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для добычи нефти или газа.
  3. 3. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что осуществляют возбуждение притока в скважину.
  4. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что при возбуждении притока в скважину осуществляют кислотную обработку или ослабление блокады водой.
  5. 5. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что его используют при третичном методе добычи нефти.
  6. 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля представляет собой моноалкиловый эфир триэтиленгликоля.
  7. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что моноалкильной группой является н-, изо-, втор- или третбутиловая группа.
  8. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля представляет собой моно-н-бутиловый эфир триэтиленгликоля.
  9. 9. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что в формацию инжектируют смесь алкиловых эфиров, по меньшей мере, 60% которой составляет бутилтригликолевый эфир.
  10. 10. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что в формацию инжектируют смесь, включающую алкиловый эфир и, по меньшей мере, один моноалкиловый эфир моно- и диэтиленгликоля.
  11. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что смесь включает 70-80% н-бутилтригликолевого эфира, 15-25% бутилтетрагликолевого эфира, 15% бутилпентагликолевого эфира и 1-5% бутилдигликолевого эфира.
  12. 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что композиция, являющаяся водной, включает 15-50 мас.% моноалкилового эфира или моноалкиловых эфиров.
  13. 13. Применение композиции по любому из пп.1 и 6-12 для увеличения добычи, по меньшей мере, одного из таких полезных ископаемых, как нефть и газ, из подземной формации, содержащей нефть и/или газ, которое не предусматривает обработку прокачкой под давлением, при которой в формацию инжектируют, по меньшей мере, один алкилтригликолевый эфир и, по крайней мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для добычи нефти или газа.
EA199900066A 1996-07-17 1997-07-11 Химические средства для нефтяных и газовых месторождений EA002840B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB9615044.6A GB9615044D0 (en) 1996-07-17 1996-07-17 Oil and gas field chemicals and their use
PCT/GB1997/001877 WO1998002636A1 (en) 1996-07-17 1997-07-11 Use of oil and gas field chemicals

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA199900066A1 EA199900066A1 (ru) 1999-08-26
EA002840B1 true EA002840B1 (ru) 2002-10-31

Family

ID=10797083

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA199900066A EA002840B1 (ru) 1996-07-17 1997-07-11 Химические средства для нефтяных и газовых месторождений

Country Status (20)

Country Link
US (1) US6225263B1 (ru)
EP (1) EP0912815B1 (ru)
CN (1) CN1098968C (ru)
AR (1) AR007900A1 (ru)
AU (1) AU737643B2 (ru)
CA (1) CA2259575C (ru)
CO (1) CO4810261A1 (ru)
DE (1) DE69706990T2 (ru)
DK (1) DK0912815T3 (ru)
DZ (1) DZ2267A1 (ru)
EA (1) EA002840B1 (ru)
EG (1) EG21153A (ru)
GB (2) GB9615044D0 (ru)
ID (1) ID17865A (ru)
MA (1) MA24272A1 (ru)
MY (1) MY116933A (ru)
NO (1) NO329015B1 (ru)
SA (1) SA97180621B1 (ru)
UA (1) UA50785C2 (ru)
WO (1) WO1998002636A1 (ru)

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1081286C (zh) * 1999-11-22 2002-03-20 丁焰 开采稠油的方法及微波裂解炉
US7559372B2 (en) * 2004-04-13 2009-07-14 Coriba Technologies, L.L.C. Composition and process for enhanced oil recovery
US7776930B2 (en) * 2004-06-16 2010-08-17 Champion Technologies, Inc. Methods for inhibiting naphthenate salt precipitates and naphthenate-stabilized emulsions
US7628909B2 (en) * 2004-09-27 2009-12-08 Coriba Technologies, L.L.C. Composition and process for the extraction of bitumen from oil sands
US7678201B2 (en) * 2005-07-22 2010-03-16 Coriba Technologies, L.L.C. Composition and process for the removal and recovery of hydrocarbons from substrates
US20070029085A1 (en) * 2005-08-05 2007-02-08 Panga Mohan K Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells
CA2640437A1 (en) * 2006-01-31 2007-08-09 Envirofuels, Llc The use of phosphorous and nitrogen containing formulations in secondary oil recovery operations
US7772162B2 (en) 2006-03-27 2010-08-10 Board Of Regents, The University Of Texas System Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells
US20080051300A1 (en) * 2006-08-23 2008-02-28 Pope Gary A Compositions and method for improving the productivity of hydrocarbon producing wells
WO2008118239A1 (en) 2007-03-23 2008-10-02 Board Of Regents, The University Of Texas System Method for treating a hydrocarbon formation
BRPI0721504B1 (pt) 2007-03-23 2019-04-09 Board Of Regents, The Unibersity Of Texas System Método para tratamento com um fluido de uma formação portando hidrocarboneto
WO2008118242A1 (en) * 2007-03-23 2008-10-02 Board Of Regents, The University Of Texas System Compositions and methods for treating a water blocked well
WO2009073484A2 (en) 2007-11-30 2009-06-11 Board Of Regents, The University Of Texas System Methods for improving the productivity of oil producing wells
CN101945972A (zh) * 2007-12-21 2011-01-12 3M创新有限公司 用氟化阴离子表面活性剂组合物处理含烃地层的方法
ATE547497T1 (de) 2007-12-21 2012-03-15 3M Innovative Properties Co Verfahren zur behandlung von kohlenwasserstoffhaltigen formationen mit fluorierten polymerzusammensetzungen
EP2231747A1 (en) * 2007-12-21 2010-09-29 3M Innovative Properties Company Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same
AU2009244574A1 (en) * 2008-05-05 2009-11-12 3M Innovative Properties Company Methods for treating hydrocarbon-bearing formations having brine
CA2730971A1 (en) * 2008-07-18 2010-01-21 3M Innovative Properties Company Cationic fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same
MX2011006673A (es) 2008-12-18 2011-07-20 3M Innovative Properties Co Metodo para poner en contacto formaciones que contienen hidrocarburos con posiciones de fosfatos y fosfonatos fluorados.
CN102317403A (zh) 2008-12-18 2012-01-11 3M创新有限公司 使含烃地层与氟化醚组合物接触的方法
MX2012000413A (es) 2009-07-09 2012-02-08 3M Innovative Prosperties Company Metodos para tratar con compuestos anfotericos fluorados a las formaciones de carbonato que poseen hidrocarburos.
BR112013015611A2 (pt) 2010-12-20 2018-05-15 3M Innovative Properties Co métodos para tratamento de formações contendo hidrocarboneto e carbonato com óxidos de amina fluorado.
CN103270134B (zh) 2010-12-21 2016-12-21 3M创新有限公司 用氟化胺处理含烃地层的方法
WO2012125219A2 (en) 2011-01-13 2012-09-20 3M Innovative Properties Company Methods for treating siliciclastic hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides
MX365911B (es) 2011-04-05 2019-06-19 Montgomery Chemicals Llc Metodo y composiciones para la recuperacion mejorada de petroleo.
US9567509B2 (en) 2011-05-06 2017-02-14 Ecolab Usa Inc. Low dosage polymeric naphthenate inhibitors
US9890294B2 (en) 2012-11-19 2018-02-13 3M Innovative Properties Company Composition including a fluorinated polymer and a non-fluorinated polymer and methods of making and using the same
EP2920271A4 (en) 2012-11-19 2016-05-25 3M Innovative Properties Co METHOD FOR CONTACTING CARBONATED FORMATIONS WITH FLUORINATED IONIC POLYMERS
WO2014160563A1 (en) 2013-03-28 2014-10-02 Dow Global Technologies Llc Enhanced steam extraction of in situ bitumen
US9663703B2 (en) 2014-04-25 2017-05-30 James George Clements Method and compositions for enhanced oil recovery
US9909053B2 (en) 2014-10-31 2018-03-06 Chevron U.S.A. Inc. Polymer compositions
WO2017040903A1 (en) 2015-09-02 2017-03-09 Chevron U.S.A. Inc. Enhanced oil recovery compositions and methods thereof

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3481870A (en) 1964-09-28 1969-12-02 Petrolite Corp Composition and method for inhibiting the formation of in and removing from oil wells and pipelines deposits of paraffin and paraffinlike deposits
US3402770A (en) 1965-06-02 1968-09-24 Mobil Oil Corp Multiple-purpose solvent and method for treating subterranean formations
US3488289A (en) 1966-06-24 1970-01-06 Texaco Inc Composition and method for treating scale
US3483925A (en) 1968-02-06 1969-12-16 Calgon C0Rp Squeeze treatment of producing oil wells
US3827497A (en) * 1973-02-01 1974-08-06 Sun Oil Co Oil recovery process using aqueous surfactant compositions
US3890239A (en) * 1973-02-01 1975-06-17 Sun Oil Co Surfactant compositions useful in oil recovery processes
US3920073A (en) 1973-03-26 1975-11-18 Union Oil Co Miscible flooding process
US3902557A (en) * 1974-03-25 1975-09-02 Exxon Production Research Co Treatment of wells
US3915232A (en) * 1974-08-27 1975-10-28 Exxon Production Research Co Method of consolidating incompetent formations
US3939911A (en) 1975-03-14 1976-02-24 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations containing water having high concentrations of polyvalent ions
US4008165A (en) 1975-03-14 1977-02-15 Texaco Inc. Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations having high concentrations of polyvalent ions
US4192755A (en) * 1976-03-08 1980-03-11 Texaco Inc. Process for recovering hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing formation
US4184549A (en) 1977-12-22 1980-01-22 Texaco Inc. High conformance oil recovery process
US4192382A (en) 1977-12-22 1980-03-11 Texaco Inc. High conformance enhanced oil recovery process
US4194563A (en) 1978-12-26 1980-03-25 Texaco Inc. High conformance enhanced oil recovery process
US4643253A (en) * 1980-10-29 1987-02-17 Ethyl Corporation Oil recovery process
DE3105913C2 (de) 1981-02-18 1983-10-27 Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten
US5039434A (en) * 1985-06-28 1991-08-13 Union Oil Company Of California Acidizing composition comprising organosilicon compound
US4708207A (en) 1985-11-21 1987-11-24 Union Oil Company Of California Scale removal treatment
DE3807945A1 (de) * 1988-03-10 1989-09-21 Hoechst Ag Waessrige tensidmischungen und deren verwendung bei der erdoelfoerderung
US5002126A (en) 1990-04-10 1991-03-26 Conoco Inc. Reservoir scale inhibition
US5092405A (en) * 1990-12-21 1992-03-03 Texaco Inc. Alkoxylated surfactant system for heavy oil reservoirs
AU695513B2 (en) * 1995-01-19 1998-08-13 Bp Chemicals Limited Oil and gas field chemicals

Also Published As

Publication number Publication date
MA24272A1 (fr) 1998-04-01
GB9615044D0 (en) 1996-09-04
GB2330165A (en) 1999-04-14
DZ2267A1 (fr) 2002-12-18
MY116933A (en) 2004-04-30
GB9827519D0 (en) 1999-02-10
WO1998002636A1 (en) 1998-01-22
NO990180L (no) 1999-01-15
UA50785C2 (ru) 2002-11-15
EP0912815A1 (en) 1999-05-06
CA2259575A1 (en) 1998-01-22
EA199900066A1 (ru) 1999-08-26
GB2330165B (en) 2001-01-03
DE69706990T2 (de) 2002-04-04
CN1098968C (zh) 2003-01-15
DK0912815T3 (da) 2002-01-28
CN1225703A (zh) 1999-08-11
EP0912815B1 (en) 2001-09-26
CA2259575C (en) 2006-06-27
DE69706990D1 (de) 2001-10-31
AR007900A1 (es) 1999-11-24
AU737643B2 (en) 2001-08-23
US6225263B1 (en) 2001-05-01
SA97180621B1 (ar) 2006-11-11
NO990180D0 (no) 1999-01-15
EG21153A (en) 2000-12-31
ID17865A (id) 1998-01-29
AU3549297A (en) 1998-02-09
CO4810261A1 (es) 1999-06-30
NO329015B1 (no) 2010-07-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA002840B1 (ru) Химические средства для нефтяных и газовых месторождений
CN101535443B (zh) 烃采收工艺
US3882938A (en) Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs
CN103180405A (zh) 水注入系统和方法
CN1064729A (zh) 增加液烃回收的方法
US4690217A (en) Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells
US4323463A (en) Secondary recovery process
GB2160244A (en) Additive for oil well fluids
US10494907B2 (en) Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks
US4295980A (en) Waterflood method
US3792731A (en) Secondary recovery process using surfactant mixtures
US4110224A (en) Secondary recovery process utilizing water saturated with gas
US3500920A (en) Chemical injection of slugs of two dissimilar aqueous solutions to recover oil
US3335792A (en) Method for increasing oil recovery
JPH0768427B2 (ja) アミノアルキル化ポリアクリルアミド−アルデヒドゲル、その製法、およびその用途
US3688844A (en) Oil recovery process using micellar dispersions containing a metal phosphate
US3710861A (en) Miscible-type flooding of oil reservoirs having water saturated bottom zones
US3523581A (en) Oil recovery process using viscosifier and shear-thickening liquid
US3220473A (en) Solvent flood oil recovery method
US3476184A (en) Method of designing a soluble oil slug for an oil recovery process
US4485021A (en) Water flooding process for recovering petroleum
RU2244812C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта
RU2139419C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации
RU2757456C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой
US4194563A (en) High conformance enhanced oil recovery process

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 RU