EA021223B1

EA021223B1 - Способ и композиция для интенсифицированной добычи углеводородов

Info

Publication number: EA021223B1
Application number: EA201070932A
Authority: EA
Inventors: Джулиан Ричард Барнс; Кирк Герберт Рейни; Томас Карл Семпл; Пол Грегори Шпакофф; Йохан Пауль Смит; Яспер Рульф Смит
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2008-02-07
Filing date: 2009-02-05
Publication date: 2015-05-29
Also published as: EP2242815A1; BRPI0908071A2; US20090203557A1; US8759261B2; CA2714406A1; WO2009100224A1; CN101970600B; MX2010008645A; EA201070932A1; CA2714406C; EP2242815B1; BRPI0908071B1; MY155539A; CN101970600A

Abstract

Данное изобретение предоставляет способ обработки углеводородсодержащего пласта, содержащий (а) предоставление композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть углеводородсодержащего пласта, при этом композиция содержит один или несколько внутренних олефинсульфонатов, имеющих 17 или более атомов углерода, (b) добавление воды и/или рассола из углеводородного пласта к композиции, (с) добавление солюбилизатора, который содержит этоксилированный спирт, при этом спирт перед этоксилированием имеет среднюю молекулярную массу по меньшей мере 220, и (d) предоставление возможности взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте. Солюбилизатор может содержаться в количестве менее 0,1 мас.%, предпочтительно от 0,02 до 0,05 мас.% от общей массы композиции, и он может иметь от 5 до 9 моль этиленоксида на моль спирта.

Description

(57) Данное изобретение предоставляет способ обработки углеводородсодержащего пласта, содержащий (а) предоставление композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть углеводородсодержащего пласта, при этом композиция содержит один или несколько внутренних олефинсульфонатов, имеющих 17 или более атомов углерода, (Ь) добавление воды и/или рассола из углеводородного пласта к композиции, (с) добавление солюбилизатора, который содержит этоксилированный спирт, при этом спирт перед этоксилированием имеет среднюю молекулярную массу по меньшей мере 220, и (б) предоставление возможности взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте. Солюбилизатор может содержаться в количестве менее 0,1 мас.%, предпочтительно от 0,02 до 0,05 мас.% от общей массы композиции, и он может иметь от 5 до 9 моль этиленоксида на моль спирта.

Область техники, к которой относится изобретение

Данное изобретение в целом относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Более конкретно, варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к способам интенсифицированной добычи углеводородов и к применяемым при этом композициям, которые специально разработаны для применения в углеводородсодержащих пластах, в которых пластовые условия, т.е. минерализация и жесткость, являются относительно жесткими.

Уровень техники, предшествующий данному изобретению

Углеводороды могут быть извлечены из углеводородсодержащих пластов посредством проникновения в пласт одной или несколькими скважинами. Углеводороды могут притекать к поверхности через скважины. Условия (например, проницаемость, концентрация углеводорода, пористость, температура, давление) углеводородсодержащего пласта могут влиять на экономическую эффективность добычи углеводорода из углеводородсодержащего пласта. Углеводородсодержащий пласт может обладать природной энергией (например, газа, воды), чтобы способствовать перемещению углеводородов к поверхности углеводородсодержащего пласта. Природная энергия может быть в форме воды. Вода может оказывать давление, чтобы перемещать углеводороды к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Газ может присутствовать в углеводородсодержащем пласте (продуктивном пласте) при давлениях, достаточных, чтобы перемещать углеводороды к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Источник природной энергии может истощаться со временем. Дополнительные процессы извлечения могут быть использованы для продолжения добычи углеводородов из углеводородсодержащего пласта. Примеры дополнительных процессов включают заводнение, нагнетание в пласт растворов полимеров, нагнетание в пласт растворов щелочи, термические процессы, закачку в пласт газа под высоким давлением с предшествующим нагнетанием жидкого пропана или их комбинации.

При химически интенсифицированной добыче нефти (ЕОК) перемещение остаточной нефтенасыщенности достигается посредством поверхностно-активных веществ, которые создают достаточно (ультра)низкое поверхностное натяжение на границе раздела (ΙΡΤ) неочищенная нефть/вода, чтобы получить достаточно большое отношение вязкостных сил к капиллярным силам, чтобы преодолеть капиллярные силы и сделать возможным протекание нефти (I. ΟιαΙζίδ апб N. К. Могго\У5. СоггеШюп οί сарШагу питЬег ге1айоп5Пр ίοτ 5апб51опе. §РЕ 1оигиа1, νοί. 29, р. 555-562, 1989). Однако, продуктивные пласты имеют разные характеристики (вид неочищенной нефти, температура и состав воды - минерализация, жесткость) и желательно, чтобы структуры добавляемых(ого) поверхностно-активных(ого) веществ(а) были подобраны в соответствии с этими условиями, чтобы достигнуть низкого поверхностного натяжения на границе раздела (ΙΡΤ). Кроме того, применение поверхностно-активного вещества должно удовлетворять другим важным критериям, включая низкое удерживание в породе, совместимость с полимером, термическую и гидролитическую устойчивость и приемлемую стоимость.

Известны композиции и способы для интенсифицированной добычи углеводородов с применением компонента поверхностно-активного вещества, содержащего альфа-олефинсульфат. Патенты США 4488976 и 4537253 описывают композиции для интенсифицированной добычи нефти, содержащие такой компонент. Также известны композиции и способы для интенсифицированной добычи углеводородов с применением внутренних олефинсульфонатов. Такая композиция поверхностно-активного вещества описана в патенте США 4597879. Композиции, описанные в вышеуказанных патентах, обладают теми недостатками, что растворимость в рассоле и толерантность в отношении двухвалентных ионов недостаточны при определенных пластовых условиях. Кроме того, было бы выгодно, если поверхностное натяжение на границе раздела (ΙΡΤ), которое может быть достигнуто при сравнительно жестких условиях минерализации и жесткости, могло бы быть улучшено.

Когда длина углеродной цепи внутренних олефинсульфонатов увеличена, то растворимость внутренних олефинсульфонатов в солевом растворе и рассолах продуктивных пластов может быть затруднена, особенно при повышенных уровнях солености. Водный нагнетаемый раствор должен быть единственной фазой без признаков преципитации при температуре окружающей среды, чтобы являться текучей средой, в высокой степени применимой для нагнетания в продуктивный пласт. Подходом, традиционно используемым, чтобы способствовать растворимости, является применение сорастворителей, таких как втор-бутанол и изопропанол. Как правило, концентрация совместных поверхностно-активных веществ или сорастворителей должна быть больше примерно 1 мас.%, чтобы поддерживать растворимость внутреннего олефинсульфоната в рассолах с высокой минерализацией.

Патент США 5068043 описывает систему поверхностно-активного вещества, содержащего мыло нафтеновой кислоты, для заводнения, в которой используется совместное поверхностно-активное вещество, содержащее С_17-20 или С_20-24 внутренний олефинсульфонат. В Не1б Те51 οί Со5игГас1аи1-еиНаисеб Л1ка1ше Р1оойш§ Ьу Ра115 е1 а1., 8оае1у оГ Ре!го1еит Еи§теег5 Ке5егуоп Еидшеегтд, 1994, авторы описывают применение примерно 0,06 мас.% поверхностно-активного вещества №ОПОЬ® 25-12 в композиции для заводнения с С_!7-20 или С_20-24 внутренним олефинсульфонатом, чтобы поддержать композицию в виде одиночной фазы при температуре окружающей среды без существенного влияния на эксплуатационные качества при температуре продуктивного пласта. Вода имела минерализацию примерно 0,4 мас.%

- 1 021223 хлорида натрия. ΝΕΘΌΘΕ® 25-12 является этоксилированным С₁₂-₁₅ спиртом, содержащим примерно 12 моль этиленоксида на моль спирта. Эти материалы, используемые по отдельности, также имеют недостатки при сравнительно жестких условиях минерализации и жесткости.

Сущность изобретения

В варианте осуществления углеводороды могут быть получены из углеводородсодержащего пласта, имеющего высокую минерализацию и жесткость, например, как в случае Северного моря, способом, который включает обработку по меньшей мере части углеводородсодержащего пласта композицией для извлечения углеводородов, которая содержит внутренние олефинсульфонаты с высокой молекулярной массой. Рассол из углеводородсодержащего пласта, который повторно нагнетается в пласт, может обладать высокой минерализацией и жесткостью. Как использовано в данном документе, минерализация относится к количеству твердотельных хлоридов натрия, калия, кальция и магния, растворенных в воде. Жесткость воды, как использовано в данном документе, относится к концентрации двухвалентных ионов (например, кальция, магния) в воде. Как использовано в данном документе, высокая минерализация означает, что рассол содержит более 2 мас.% хлорида натрия, и высокая жесткость означает, что концентрация кальция и магния в рассоле составляет более 0,01 мас.%.

Данное изобретение предоставляет способ обработки углеводородсодержащего пласта, содержащий (а) предоставление композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть углеводородсодержащего пласта, при этом композиция содержит один или несколько внутренних олефинсульфонатов, имеющих 17 или более атомов углерода, (Ь) добавление воды и/или рассола из углеводородного пласта к композиции, (с) добавление солюбилизатора, который содержит этоксилированный спирт, при этом спирт перед этоксилированием имеет среднюю молекулярную массу по меньшей мере 220, и (ά) предоставление возможности взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте. Солюбилизатор может содержаться в количестве менее 0,1 мас.%, предпочтительно от 0,02 до 0,05 мас.%, от общей массы композиции, и он может иметь от 5 до 9 моль этиленоксида на моль спирта, предпочтительно от 6 до 8 моль этиленоксида на моль спирта.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов может содержать от 1 до 75 мас.% внутреннего(их) олефинсульфоната(ов), предпочтительно от 10 до 40 мас.% и более предпочтительно от 20 до 30 мас.%. В варианте осуществления композиция, содержащая углеводород, может быть получена из углеводородсодержащего пласта. Композиция, содержащая углеводород, может включать любую комбинацию углеводородов, внутренний(е) олефинсульфонат(ы), описанный(е) выше, солюбилизирующий агент, метан, воду, асфальтены, монооксид углерода и аммиак.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов предоставляется в углеводородсодержащий пласт посредством ее смешивания с водой и/или рассолом из пласта. Предпочтительно композиция для извлечения углеводородов содержится в количестве от 0,01 до 0,75 мас.% от общей массы смеси вода и/или рассол/композиция для извлечения углеводородов (нагнетаемой текучей среды). Более важным является количество фактически активного материала, которое присутствует в нагнетаемой текучей среде (активный материал является поверхностно-активным веществом, здесь внутренним(и) олефинсульфонатом(ами)). Соответственно, количество внутреннего(их) олефинсульфоната(ов) в нагнетаемой текучей среде может составлять от 0,01 до 0,1 мас.%, предпочтительно от 0,01 до 0,05 мас.%. Нагнетаемая текучая среда затем нагнетается в углеводородсодержащий пласт.

В варианте осуществления композиция, содержащая углеводород, может быть получена из углеводородсодержащего пласта. Композиция, содержащая углеводород, может включать любую комбинацию углеводородов, разветвленный внутренний олефинсульфонат, метан, воду, асфальтены, монооксид углерода и аммиак.

Краткое описание чертежей

Преимущества данного изобретения станут очевидными специалистам в данной области техники с помощью представленного ниже подробного описания варианта осуществления и при ссылках на сопроводительные чертежи, в которых фиг. 1 изображает вариант осуществления обработки углеводородсодержащего пласта; фиг. 2 изображает вариант осуществления обработки углеводородсодержащего пласта; фиг. 3-5 являются фотографиями нескольких растворов рассола и внутренних олефинсульфонатов, объединенных с разными солюбилизирующими агентами.

Несмотря на то что изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты его осуществления представлены в качестве примера на чертежах и будут подробно описаны в данном документе. Следует понимать, что чертежи и подробное описание не предназначены для ограничения данного изобретения конкретным раскрытым вариантом, а напротив, изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и варианты, находящиеся в пределах сущности и объема изобретения, определенных прилагаемой формулой изобретения.

Подробное описание вариантов осуществления

Среднее число атомов углерода, как использовано в данном документе, определяется умножением числа атомов углерода каждого из внутренних олефинсульфонатов в смеси на массовый процент со- 2 021223 держания этого внутреннего олефинсульфоната и последующим суммированием произведений.

С₁₅_₁₈ внутренний олефинсульфонат, как использовано в данном документе, означает смесь внутренних олефинсульфонатов, при этом смесь имеет среднее число атомов углерода от 16 до 17, и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 75 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 90 мас.%, внутренних олефинсульфонатов в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода.

С_20-24 внутренний олефинсульфонат, как использовано в данном документе, означает смесь внутренних олефинсульфонатов, при этом смесь имеет среднее число атомов углерода от 20,5 до 23, и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 65 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 75 мас.%, внутренних олефинсульфонатов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода.

С_24-28 внутренний олефинсульфонат, как использовано в данном документе, означает смесь внутренних олефинсульфонатов, при этом смесь имеет среднее число атомов углерода от 25 до 27, и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 60 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 65 мас.%, внутренних олефинсульфонатов в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода.

Общая смесь Ю8 означает смесь или комбинацию двух или более внутренних олефинсульфонатов, описанных выше.

Углеводороды могут быть получены из углеводородсодержащих пластов посредством скважин, проникающих в углеводородсодержащий пласт. Углеводороды обычно определяются как молекулы, образованные в основном атомами углерода и водорода, такие как нефть и природный газ. Углеводороды могут также включать другие элементы, такие как, однако без ограничения ими, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера. Углеводороды, извлеченные из углеводородного пласта, могут включать, однако без ограничения ими, кероген, битум, пиробитум, асфальтены, нефти или их комбинации. Углеводороды могут быть локализованы внутри минеральных материнских пород в недрах земли или прилегать к материнским породам. Материнские породы могут включать, однако без ограничения ими, осадочные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды.

Пласт включает один или несколько слоев, содержащих углеводород, один или несколько слоев, не содержащих углеводород, слой покрывающей породы и/или слой подстилающей породы. Слой покрывающей породы и/или слой подстилающей породы включает один или несколько разных видов непроницаемых материалов. Например, слой покрывающей породы/слой подстилающей породы может включать скалистую породу, сланец, аргиллит, или водонасыщенный/плотный карбонат (т.е. непроницаемый карбонат без углеводородов). Например, слой подстилающей породы может содержать сланец или аргиллит. В некоторых случаях слой покрывающей породы/слой подстилающей породы может быть до некоторой степени проницаемым. Например, слой подстилающей породы может быть образован из проницаемого материала, такого как песчаник или известняк. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта может находиться на глубине менее или более 1000 футов (304,8 м) ниже земной поверхности.

Свойства углеводородсодержащего пласта могут влиять на то, каким образом углеводороды протекают через слой подстилающей породы/слой покрывающей породы к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Свойства включают, однако без ограничения ими, пористость, проницаемость, распределение пор по размеру, площадь поверхности, минерализация или температура пласта. Свойства слоя покрывающей породы/слоя подстилающей породы в комбинации со свойствами углеводорода, такими как (статические) характеристики капиллярного давления и характеристики относительной проницаемости (гидродинамические характеристики), могут влиять на перемещение углеводородов по углеводородсодержащему пласту.

Проницаемость углеводородсодержащего пласта может различаться в зависимости от состава пласта. Сравнительно проницаемый пласт может включать тяжелые углеводороды, вовлеченные, например, в песок или карбонат. Сравнительно проницаемый, как использовано в данном документе, относится к пластам или их частям, которые имеют среднюю проницаемость 10 миллидарси или более. Сравнительно низкая проницаемость, как использовано в данном документе, относится к пластам или их частям, которые имеют среднюю проницаемость менее 10 миллидарси. Один дарси равен 0,99 квадратного микрометра. Непроницаемая часть пласта обычно имеет проницаемость менее 0,1 миллидарси. В некоторых случаях, углеводородная часть сравнительно проницаемого пласта полностью или частично может включать преимущественно тяжелые углеводороды и/или битум без поддерживающего остова из минеральных зерен и лишь плавающее (или без него) минеральное вещество (например, битумные озера).

Текучие среды (например, газ, вода, углеводороды или их комбинации) разных плотностей могут находиться в углеводородсодержащем пласте. Смесь текучих сред в углеводородсодержащем пласте может образовывать слои между слоем подстилающей породы и слоем покрывающей породы в соответствии с плотностью текучей среды. Г аз может образовывать верхний слой, углеводороды могут образовывать средний слой, и вода может образовывать нижний слой в углеводородсодержащем пласте. Текучие среды могут присутствовать в углеводородсодержащем пласте в разных количествах.

Взаимодействия между текучими средами в пласте могут возникать на поверхностях раздела или

- 3 021223 границах между текучими средами. Поверхности раздела или границы между текучими средами и пластом могут быть образованы посредством взаимодействий между текучими средами и пластом. Как правило, газы не образуют границ с другими текучими средами в углеводородсодержащем пласте. В варианте осуществления первая граница может быть образована между слоем воды и слоем подстилающей породы. Вторая граница может быть образована между слоем воды и углеводородным слоем. Третья граница может быть образована между углеводородами разных плотностей в углеводородсодержащем пласте. Множество текучих сред с множеством границ может присутствовать в углеводородсодержащем пласте в некоторых вариантах осуществления. Следует понимать, что несколько комбинаций границ между текучими средами и между текучими средами и слоем покрывающей породы/слоем подстилающей породы может присутствовать в углеводородсодержащем пласте.

Добыча текучих сред может нарушать взаимодействие между текучими средами и между текучими средами и слоем покрывающей породы/слоем подстилающей породы. Когда текучие среды удаляются из углеводородсодержащего пласта, то слои разных текучих сред могут смешиваться и образовывать слои смешанных текучих сред. Смешанные текучие среды могут иметь отличающиеся взаимодействия на границах текучих сред. В зависимости от взаимодействий на границах смешанных текучих сред, добыча углеводородов может становиться затрудненной. Количественное представление взаимодействий (например, уровень энергии) на поверхности раздела текучих сред и/или текучих сред и слоя покрывающей породы/слоя подстилающей породы может быть применимо для прогнозирования перемещения углеводородов по углеводородсодержащему пласту.

Количественное представление энергии, требующейся для взаимодействий (например, смешивания) между текучими средами внутри пласта, на поверхности раздела может быть затруднено для измерения. Количественное представление уровней энергии на поверхности раздела между текучими средами может быть определено общеизвестными методами (например, тензиометром с вращающейся каплей (δρίηηίη§ бгор)). На энергию взаимодействия на поверхности раздела может даваться ссылка как на поверхностное натяжение на границе раздела. Поверхностное натяжение на границе раздела, как использовано в данном документе, относится к свободной поверхностной энергии, которая существует между двумя или более текучими средами, которые создают границу. Высокая величина поверхностного натяжения на границе раздела (например, больше 10 дин/см) может указывать на неспособность одной текучей среды смешиваться со второй текучей средой с образованием эмульсии текучей среды. Как использовано в данном документе, эмульсия относится к дисперсии одной несмешивающейся текучей среды во второй текучей среде посредством добавления композиции, которая уменьшает поверхностное натяжение на границе раздела между текучими средами, чтобы обеспечить стабильность. Неспособность текучих сред к смешиванию может быть обусловлена высокой энергией поверхностного взаимодействия между двумя текучими средами. Низкие величины поверхностного натяжения на границе раздела (например, менее 1 дин/см) могут указывать на меньшее поверхностное взаимодействие между двумя несмешивающимися текучими средами. Меньшая энергия поверхностного взаимодействия между двумя несмешивающимися текучими средами может приводить к смешиванию двух текучих сред с образованием эмульсии. Текучие среды с низкими величинами поверхностного натяжения на границе раздела могут быть перемещены к стволу скважины вследствие уменьшенных капиллярных сил и затем извлечены из углеводородсодержащего пласта.

Текучие среды в углеводородсодержащем пласте могут смачивать (например, приставать к слою покрывающей породы/слою подстилающей породы или распределяться на слое покрывающей породы/слое подстилающей породы в углеводородсодержащем пласте). Как использовано в данном документе, смачиваемость относится к предпочтению текучей среды к распределению на поверхности твердого вещества или к приставанию к ней в пласте в присутствии других текучих сред. Способы определения смачиваемости углеводородного пласта описаны (см. Сгащ. 1г. в Тйе Кекегуош Епдтееппд Лкрес® οί ХУЩсгПообшд. 1971 МоподгарЬ, νοί. 3, 8ос1е1у οί Ре1го1еит Епдшеещ, которая включена в данный документ посредством ссылки). В варианте осуществления углеводороды могут приставать к песчанику в присутствии газа или воды. На слой покрывающей породы/слой подстилающей породы, который в основном покрыт углеводородами, может быть дана ссылка как на смоченный нефтью. Слой покрывающей породы/слой подстилающей породы может быть смочен нефтью вследствие присутствия полярных и/или тяжелых углеводородов (например, асфальтенов) в углеводородсодержащем пласте. Состав пласта (например, кремнезем, карбонат или глина) может определять степень адсорбции углеводородов на поверхности слоя покрывающей породы/слоя подстилающей породы. В некоторых вариантах осуществления пористый и/или проницаемый пласт может облегчить возможность смачивания углеводородами слоя покрывающей породы/слоя подстилающей породы. В основном смоченный нефтью слой покрывающей породы/слой подстилающей породы может сдерживать добычу углеводородов из углеводородсодержащего пласта. В определенных вариантах осуществления часть углеводородсодержащего пласта, смоченная нефтью, может быть расположена на глубине менее или более 1000 футов (304,8 м) ниже земной поверхности.

Углеводородный пласт может включать воду. Вода может взаимодействовать с поверхностью слоя

- 4 021223 подстилающей породы. Как использовано в данном документе, смачивание водой относится к образованию слоя воды на поверхности слоя покрывающей породы/слоя подстилающей породы.

Вода, смачивающая слой покрывающей породы/слой подстилающей породы, может улучшать добычу углеводородов из пласта посредством предотвращения смачивания углеводородами слоя покрывающей породы/слоя подстилающей породы.

В некоторых вариантах осуществления часть углеводородсодержащего пласта, увлажненного водой, может включать небольшие количества полярных и/или тяжелых углеводородов.

Вода в углеводородсодержащем пласте может содержать минералы (например, минералы, содержащие барий, кальций или магний) и минеральные соли (например, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния). Минерализация воды и/или жесткость воды в пласте может влиять на извлечение углеводородов из углеводородсодержащего пласта. Как использовано в данном документе, минерализация относится к количеству твердотельных веществ, растворенных в воде. Жесткость воды, как использовано в данном документе, относится к концентрации двухвалентных ионов (например, кальция, магния) в воде. Минерализация и жесткость воды могут быть определены общеизвестными методами (например, измерением электропроводности, титрованием). Когда минерализация воды увеличивается в углеводородсодержащем пласте, то поверхностное натяжение на границах раздела между углеводородами и водой может возрастать, и может затрудняться извлечение текучих сред.

Углеводородсодержащий пласт может быть выбран для добычи на основании таких факторов, как толщина углеводородсодержащих слоев внутри пласта, оцененное содержание жидкости для добычи, расположение пласта, содержание солей в пласте, температура пласта и глубина углеводородсодержащих слоев, однако не ограничиваясь ими. Первоначально давление и температура в пласте могут быть достаточными для протекания углеводородов к стволам скважин и наружу на поверхность. Температуры в углеводородсодержащем пласте могут находиться в интервале от 0 до 300°С. При добыче углеводородов из углеводородсодержащего пласта давления и/или температуры внутри пласта могут снижаться. Различные формы искусственного подъема (например, насосы, нагнетание газа) и/или нагревание могут быть использованы для продолжения извлечения углеводородов из углеводородсодержащего пласта. Добыча желательных углеводородов из углеводородсодержащего пласта может стать неэкономичной, когда пласт обедняется углеводородами.

Перемещение остаточных углеводородов, остающихся в углеводородсодержащем пласте, может быть затруднено вследствие вязкости углеводородов и капиллярных эффектов текучих сред в порах углеводородсодержащего пласта. Как использовано в данном документе, капиллярные силы относятся к силам притяжения между текучими средами и по меньшей мере частью углеводородсодержащего пласта. В варианте осуществления капиллярные силы могут быть преодолены увеличением давления в углеводородсодержащем пласте. В других вариантах осуществления капиллярные силы могут быть преодолены уменьшением поверхностного натяжения на границе раздела между текучими средами в углеводородсодержащем пласте. Возможность уменьшения капиллярных сил в углеводородсодержащем пласте может зависеть от ряда факторов, включающих, однако не ограничивающихся ими, температуру углеводородсодержащего пласта, минерализацию воды в углеводородсодержащем пласте и состав углеводородов в углеводородсодержащем пласте.

Когда дебит уменьшается, то могут быть использованы дополнительные способы, чтобы сделать углеводородсодержащий пласт экономически более выгодным. Способы могут включать добавление источников воды (например, рассола, пара), газов, полимеров, мономеров или любых их комбинаций в углеводородный пласт, чтобы увеличить перемещение углеводородов.

В варианте осуществления углеводородсодержащий пласт может быть обработан заводнением. Заводнение может включать нагнетание воды в часть углеводородсодержащего пласта через нагнетательные скважины. Заводнение по меньшей мере части пласта может смочить часть углеводородсодержащего пласта. Давление в части углеводородсодержащего пласта, смоченной водой, может быть увеличено известными способами, и смесь вода/углеводород может быть отобрана с применением одной или нескольких эксплуатационных скважин. Слой воды, однако, может не смешиваться с углеводородным слоем эффективным образом. Низкая эффективность смешивания может быть обусловлена высоким поверхностным натяжением на границе раздела между водой и углеводородами.

Добыча из углеводородсодержащего пласта может быть улучшена обработкой углеводородсодержащего пласта полимером и/или мономером, который может обеспечить перемещение углеводородов к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Полимер и/или мономер может уменьшать подвижность водной фазы в порах углеводородсодержащего пласта. Уменьшение подвижности воды может предоставить возможность более легкого перемещения углеводородов по углеводородсодержащему пласту. Полимеры включают, однако без ограничения ими, полиакриламиды, частично гидролизованный полиакриламид, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловый спирт, полистиролсульфонаты, поливинилпирролидон, ΛΜΡ8 (2-акриламид-2-метилпропансульфонат) или их комбинации. Примеры этиленовых сополимеров включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу и

- 5 021223 гуаровую смолу. В некоторых вариантах осуществления полимеры могут быть сшиты на месте в углеводородсодержащем пласте. В других вариантах осуществления полимеры могут быть образованы на месте в углеводородсодержащем пласте. Полимеры и способы приготовления полимеров для применения при добыче нефти описаны (см. патент США № 6427268, Ζΐιαηβ с1 а1., озаглавленный Мебюб Рот Макшд НубторбоЪюабу Аккошабуе Ро1утегк, Мебюбк оГ Ике апб Сотроббоп; патент США № 6439308, \Уапд. озаглавленный Роат Эпуе Мебюб; патент США № 5654261, §тбб, озаглавленный РегшеаЪбйу Моб1Гунщ СотрокШоп Рог Ике 1п Об Кесоуегу; патент США № 5284206, §ит1ек е1 а1., озаглавленный Роттабоп Ттеабпд; патент США № 5199490, §ит1ек е1 а1., озаглавленный Роттабоп Ттеабпд, и патент США № 5103909, Мот§еп1ба1ег е1 а1., озаглавленный РтоГбе Сопбо1 1п Епбапсеб Об Кесоуегу, которые все включены посредством ссылки в данный документ).

Композиция для извлечения углеводородов

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов может быть подана в углеводородсодержащий пласт. В этом изобретении композиция содержит смесь внутренних олефинсульфонатов. Внутренние олефинсульфонаты химически применимы для интенсифицированной добычи нефти (ЕОК), потому что они обладают низкой склонностью к образованию упорядоченных структур/жидких кристаллов (которое может быть значительной проблемой, поскольку упорядоченные структуры склонны вызывать засорение структуры породы в углеводородсодержащих пластах) в результате того, что они являются комплексной смесью поверхностно-активных веществ с молекулярными цепями разной длины. Внутренние олефинсульфонаты проявляют низкую склонность к адсорбции на поверхностях породы продуктивного пласта, что является следствием взаимного отталкивания отрицательных-отрицательных зарядов между поверхностью и поверхностно-активным веществом. Применение щелочи дополнительно уменьшает склонность поверхностно-активных веществ к адсорбции, и пониженные потери означают, что может быть использована более низкая концентрация поверхностно-активного вещества, делая процесс более экономичным.

Композиции может содержать один или несколько внутренних олефинсульфонатов, имеющих 17 или более атомов углерода. В одном из вариантов осуществления, когда минерализация составляет от 2 до 4 мас.%, композиция может содержать смесь С_20-24 внутренних олефинсульфонатов и С_24-28 внутренних олефинсульфонатов или, когда минерализация составляет более 4 мас.%, смесь С_20-24 внутренних олефинсульфонатов и С_15-18 внутренних олефинсульфонатов. Эта вторая смесь может быть эффективной для минерализации вплоть до соленасыщения, которое составляет 13 мас.% при 90°С. Обычно нефтяные месторождения имеют минерализацию не более 25 мас.%. Массовое соотношение С_20-24 внутренних олефинсульфонатов и С_24-28 внутренних олефинсульфонатов в смеси может составлять от 90:10 до 70:30, предпочтительно 78:22; и массовое соотношение С_20-24 внутренних олефинсульфонатов и С₁₅.₁₈ внутренних олефинсульфонатов в смеси может составлять от 90:10 до 70:30.

Внутренний олефин является олефином, двойная связь которого расположена где-либо вдоль углеродной цепи, за исключением концевого атома углерода. Линейный внутренний олефин не имеет какоголибо алкильного, арильного или алициклического ответвления на любом из атомов углерода двойной связи или атомов углерода, смежных с двойной связью. Типичные коммерческие продукты, произведенные изомеризацией альфа-олефинов, являются преимущественно линейными и содержат малое среднее число ответвлений на молекулу.

Остаток композиции может включать, однако без ограничения ими, воду, низкомолекулярные спирты, органические растворители, алкилсульфонаты, арилсульфонаты, рассол или их комбинации. Низкомолекулярные спирты включают, однако без ограничения ими, метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, трет-бутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый спирт или их комбинации. Органические растворители включают, однако без ограничения ими, метилэтилкетон, ацетон, низшие алкилцеллозольвы, низшие алкилкарбитолы или их комбинации.

Изготовление композиции для извлечения углеводородов

Внутренние олефины, которые используются для получения внутренних олефинсульфонатов в соответствии с данным изобретением, могут быть получены скелетной изомеризацией. Подходящие способы получения внутренних олефинов включают те, что описаны в патентах США 5510306, 5633422, 5648584, 5648585, 5849960 и европейском патенте ЕР 0830315 В1, которые все включены в данный документ посредством ссылки во всей их полноте. Углеводородный поток, содержащий по меньшей мере один линейный олефин, приводится в соприкосновение с подходящим катализатором, таким как каталитические цеолиты, описанные в вышеуказанных патентах, в паровой фазе при подходящих реакционной температуре, давлении и объемной скорости. Обычно подходящие реакционные условия включают тем- 6 021223 пературу от 200 до 650°С, парциальное давление олефина выше 0,5 атмосферы, и общее давление от 0,5 до 10,0 атмосфер или выше. Предпочтительно внутренние олефины в соответствии с данным изобретением получены при температуре в интервале от 200 до 500°С при парциальном давлении олефина от 0,5 до 2 атмосфер.

Общеизвестно, что внутренние олефины труднее сульфонировать, чем альфа-олефины (см. ТепзМе ОЩсгдсгЩ 22 (1985) 4, р. 193-195). В статье, озаглавленной \νΐιγ 1п1егпа1 О1ейп8 аге ΟίΓΓίοιιΙΙ ίο 8и1Гопа1е, авторы сообщают, что посредством сульфонирования различных продажных и полученных в лабораторных условиях внутренних олефинов с применением реакторов с падающей пленкой жидкости внутренние олефины давали степени конверсии ниже 90%, и также они сообщают, что было найдено то, что необходимо увеличивать мольное соотношение 8О₃:внутренний олефин выше 1,6:1, чтобы достичь степеней конверсии более 95%. Кроме того, полученные при этом продукты были темного цвета и имели высокие уровни содержания ди- и полисульфонированных продуктов.

Патенты США 4183867 и 4248793, которые включены в данный документ посредством ссылки, раскрывают способы, которые могут быть применены для получения разветвленных внутренних олефинсульфонатов в соответствии с данным изобретением. Они выполнялись в реакторе с падающей пленкой жидкости для получения слабоокрашенных внутренних олефинсульфонатов. Количества не прореагировавших внутренних олефинов находятся между 10 и 20% и по меньшей мере 20%, соответственно, в данных способах, и специальные меры должны быть приняты для удаления не прореагировавших внутренних олефинов. Внутренние олефинсульфонаты, содержащие между 10 и 20% и по меньшей мере 20%, соответственно, не прореагировавших внутренних олефинов, должны быть очищены перед применением. Следовательно, получение внутренних олефинсульфонатов, имеющих желательную слабую окраску и желательное низкое содержание свободного свободной нефти, вызывает значительные затруднения.

Таких затруднений можно избежать, следуя способу, раскрытому в европейском патенте ЕР 0351928 В1, который включен в данный документ посредством ссылки.

Способ, который может быть использован, чтобы получить внутренние олефинсульфонаты для применения в данном изобретении, содержит реакционное взаимодействие в пленочном химическом реакторе внутреннего олефина, как описано выше, с сульфирующим агентом при молярном отношении сульфирующего агента к внутреннему олефину от 1:1 до 1,25:1 наряду с охлаждением реактора, при этом охлаждение означает, что температура не превышает 35°С, непосредственную нейтрализацию реакционного продукта, полученного на стадии сульфирования, и, без извлечения не прореагировавшего внутреннего олефина, гидролизацию нейтрализованного реакционного продукта.

При получении сульфонатов, производных от внутренних олефинов, внутренние олефины реагируют с сульфирующим агентом, которым может быть триоксид серы, серная кислота или олеум, с образованием бета-сультона и некоторых алкановых сульфоновых кислот. Пленочный химический реактор предпочтительно является реактором с падающей пленкой жидкости.

Реакционные продукты нейтрализуют и гидролизуют. При определенных обстоятельствах, например, при выдерживании, бета-сультоны преобразуются в гамма-сультоны, которые могут быть преобразованы в дельта-сультоны. После нейтрализации и гидролиза получают гамма-гидроксисульфонаты и дельта-гидроксисульфонаты. Недостатком этих двух сультонов является то, что они труднее гидролизуются, чем бета-сультоны. Соответственно, в большинстве вариантов осуществления предпочтительной является обработка без выдерживания. Бета-сультоны после гидролиза дают бета-гидроксисульфонаты. Эти материалы не должны удаляться, поскольку они образуют пригодные структуры поверхностноактивных веществ.

Охлаждающее средство, которым предпочтительно является вода, имеет температуру, не превышающую 35°С, главным образом температуру в интервале от 0 до 25°С. В зависимости от обстоятельств, также могут быть использованы более низкие температуры.

Реакционная смесь затем подается в узел нейтрализации и гидролиза. Нейтрализация/гидролиз выполняется с помощью водорастворимого основания, такого как гидроксид натрия или карбонат натрия. Также применимы соответствующие основания, производные от калия или аммония. Нейтрализация реакционного продукта из реактора с падающей пленкой жидкости обычно выполняется при избытке основания, в расчете на кислотный компонент. Обычно нейтрализация выполняется при температуре в интервале от 0 до 80°С. Гидролиз может выполняться при температуре в интервале от 100 до 250°С, предпочтительно от 130 до 200°С. Время гидролиза, как правило, может составлять от 5 мин до 4 ч. Щелочной гидролиз может быть выполнен посредством гидроксидов, карбонатов, бикарбонатов щелочноземельных/щелочных металлов и аминовых соединений.

Этот процесс может быть выполнен партиями, полунепрерывно или непрерывно. Реакция обычно выполняется в реакторе с падающей пленкой жидкости, который охлаждается протеканием охлаждающей среды с внешней стороны стенок реактора. На внутренних стенках реактора внутренний олефин протекает в направлении вниз. Триоксид серы разбавляется потоком азота, воздуха или любого другого инертного газа в реактор. Концентрация триоксида серы обычно составляет между 2 и 4 процентами по объему, в расчете на объем газа-носителя. При получении внутренних олефинсульфонатов, производных

- 7 021223 от олефинов в соответствии с данным изобретением, необходимо, чтобы на стадии нейтрализации и гидролиза достигалось очень равномерное смешивание реакционного продукта и водного раствора основания. Это может быть сделано, например, посредством эффективного перемешивания или добавления полярного сорастворителя (такого как низший спирт) или посредством добавления агента для фазового преобразования.

Нагнетание композиции для извлечения углеводородов

Композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать с углеводородами по меньшей мере в части углеводородсодержащего пласта. Взаимодействие с углеводородами может уменьшать поверхностное натяжение на границе раздела углеводородов с одной или несколькими текучими средами в углеводородсодержащем пласте. В других вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может уменьшать поверхностное натяжение на границе раздела между углеводородами и слоем покрывающей породы/слоем подстилающей породы углеводородсодержащего пласта. Уменьшение поверхностного натяжения на границе раздела может предоставлять возможность перемещения по меньшей мере части углеводородов по углеводородсодержащему пласту.

Способность композиции для извлечения углеводородов к уменьшению поверхностного натяжения на границе раздела смеси углеводородов и текучих сред может быть оценена с применением известных методов. В варианте осуществления величина поверхностного натяжения на границе раздела для смеси углеводородов и воды может быть определена тензиометром с вращающейся каплей. Некоторое количество композиции для извлечения углеводородов может быть добавлено к смеси углеводород/вода смесь, и может быть определена величина поверхностного натяжения на границе раздела для результирующей текучей среды. Низкая величина поверхностного натяжения на границе раздела (например, менее 1 дин/см) может указывать, что для композиции уменьшена по меньшей мере часть поверхностной энергии между углеводородами и водой. Уменьшение поверхностной энергии может указывать, что по меньшей мере часть смеси углеводород/вода может перемещаться по меньшей мере через часть углеводородсодержащего пласта.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов может быть добавлена к смеси углеводород/вода, и может быть определена величина поверхностного натяжения на границе раздела. Ультранизкая величина поверхностного натяжения на границе раздела (например, менее 0,01 дин/см) может указывать, что композиция для извлечения углеводородов уменьшила по меньшей мере часть поверхностной энергии между углеводородами и водой таким образом, что по меньшей мере часть углеводородов может перемещаться по меньшей мере через часть углеводородсодержащего пласта. По меньшей мере часть углеводородов может легче перемещаться по меньшей мере через часть углеводородсодержащего пласта при ультранизком поверхностном натяжении на границе раздела по сравнению с углеводородами, которые обработаны композицией с результирующей величиной поверхностного натяжения на границе раздела больше 0,01 дин/см для текучих сред в пласте. Добавление композиции для извлечения углеводородов к текучим средам в углеводородсодержащем пласте, приводящее к ультранизкой величине поверхностного натяжения на границе раздела, может увеличивать эффективность добычи углеводородов. Концентрация композиции для извлечения углеводородов в углеводородсодержащем пласте может быть минимизирована, чтобы минимизировать затраты на ее применение при добыче.

В варианте осуществления способа обработки углеводородсодержащего пласта композиция для извлечения углеводородов, включающая разветвленный олефинсульфонат, может быть предоставлена (например, закачена) в углеводородсодержащий пласт 100 через нагнетательную скважину 110, как изображено на фиг. 1. Углеводородный пласт 100 может включать слой покрывающей породы 120, углеводородный слой 130 и слой подстилающей породы 140. Нагнетательная скважина 110 может включать отверстия 112, которые делают возможным протекание текучих сред по углеводородсодержащему пласту 100 на различных уровнях по глубине. В некоторых вариантах осуществления углеводородный слой 130 может находиться на глубине менее чем 1000 футов (304,8 м) ниже земной поверхности. В некоторых вариантах осуществления слой подстилающей породы 140 углеводородсодержащего пласта 100 может быть смочен нефтью. Вода с низкой минерализацией может присутствовать в углеводородсодержащем пласте 100 в других вариантах осуществления.

Композиция для извлечения углеводородов может быть подана в пласт в количестве, основанном на углеводородах, присутствующих в углеводородсодержащем пласте. Количество композиции для извлечения углеводородов, однако, может быть слишком малым, чтобы надежным образом доставляться в углеводородсодержащий пласт при применении известных методов доставки (например, насосами). Чтобы способствовать доставке небольших количеств композиции для извлечения углеводородов в углеводородсодержащий пласт, композиция для извлечения углеводородов может быть объединена с водой и/или рассолом, чтобы получить нагнетаемую текучую среду.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов доставляется в североморский углеводородсодержащий пласт посредством ее смешивания с рассолом от пласта, из которого должны быть извлечены углеводороды. Смесь затем нагнетается в углеводородсодержащий пласт.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов предоставляется в углеводородсодержащий пласт посредством ее смешивания с водой и/или рассолом из пласта. Предпочтительно

- 8 021223 композиция для извлечения углеводородов содержится в количестве от 0,01 до 0,75 мас.% от общей массы смеси вода и/или рассол/композиция для извлечения углеводородов (нагнетаемой текучей среды). Более важным является количество фактически активного материала, которое присутствует в нагнетаемой текучей среде (активный материал является поверхностно-активным веществом, здесь внутренним^) олефинсульфонатом(ами)). Соответственно, количество внутреннего(их) олефинсульфоната(ов) в нагнетаемой текучей среде может составлять от 0,01 до 0,1 мас.%, предпочтительно от 0,01 до 0,05 мас.%, наиболее предпочтительно от 0,04 до 0,05 мас.%. Нагнетаемая текучая среда затем нагнетается в углеводородсодержащий пласт.

Другая стадия способа по данному изобретению включает добавление к нагнетаемой текучей среде менее 0,1 мас.%, предпочтительно от 0,02 до 0,05 мас.% от нагнетаемой текучей среды, солюбилизатора, который содержит этоксилированный спирт, при этом спирт перед этоксилированием имел среднюю молекулярную массу 220 или более. Солюбилизатор может иметь от 5 до 9 моль этиленоксида (ЕО) на моль спирта, предпочтительно от 6 до 8 моль ЕО на моль спирта. Другие сорастворители/совместные поверхностно-активные вещества (солюбилизаторы), такие как бутанол, изопропиловый спирт или полиэтиленгликоль, должны быть использованы в количествах по меньшей мере 1 мас.%, чтобы выполнять свою функцию. Одним из основных преимуществ данного изобретения является то, что гораздо меньше химикатов может быть использовано, чтобы выполнить задачу солюбилизации. Основная роль солюбилизатора заключается в способствовании солюбилизации поверхностно-активного вещества вплоть до точки нагнетания. Солюбилизатор важен для поддержания рассола/композиции для извлечения углеводородов в смесь в виде единственной фазы, по меньшей мере, до нагнетания, поскольку единственная фаза более надежна для подачи насосом по той причине, что раствор должен проходить по меньшей мере через один фильтр, и при наличии двух фаз проявляется склонность к засорению фильтров, и при подаче насосом двух фаз невозможно точно измерить расход каждого материала.

Как подробно рассмотрено выше, это изобретение особенно применимо в углеводородсодержащих пластах, которые имеют высокую минерализацию и высокую жесткость, такие как пласты в Северном море.

Композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать по меньшей мере с частью углеводородов в углеводородном слое 130. Взаимодействие композиции для извлечения углеводородов с углеводородным слоем 130 может уменьшать по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела между разными углеводородами. Композиция для извлечения углеводородов может также уменьшать по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела между одной или несколькими текучими средами (например, водой, углеводородами) в пласте и слое подстилающей породы 140, одной или несколькими текучими средами в пласте и слое покрывающей породы 120 или их комбинациями.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать по меньшей мере с частью углеводородов и по меньшей мере с частью одной или нескольких других текучих сред в пласте, чтобы уменьшить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела между углеводородами и одной или несколькими текучими средами. Уменьшение поверхностного натяжения на границе раздела может позволить по меньшей мере части углеводородов образовывать эмульсию по меньшей мере с частью одной или нескольких текучих сред в пласте. Величина поверхностного натяжения на границе раздела между углеводородами и одной или несколькими текучими средами может быть изменена композицией для извлечения углеводородов до величины менее 0,1 дин/см. В некоторых вариантах осуществления величина поверхностного натяжения на границе раздела между углеводородами и другими текучими средами в пласте может быть уменьшена композицией для извлечения углеводородов до менее 0,05 дин/см. В других вариантах осуществления величина поверхностного натяжения на границе раздела между углеводородами и другими текучими средами в пласте может быть понижена композицией для извлечения углеводородов до менее 0,001 дин/см.

По меньшей мере часть смеси композиции для извлечения углеводородов/углеводород/текучие среды может быть перемещена к эксплуатационной скважине 150. Продукты, полученные из эксплуатационной скважины 150, могут включать, однако без ограничения ими, компоненты композиции для извлечения углеводородов (например, алифатический спирт с длинной молекулярной цепью и/или соль алифатической кислоты с длинной молекулярной цепью), метан, монооксид углерода, воду, углеводороды, аммиак, асфальтены или их комбинации. Добыча углеводородов из углеводородсодержащего пласта 100 может быть увеличена на более чем 50% после того, как композиция для извлечения углеводородов добавлена в углеводородсодержащий пласт.

В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащий пласт 100 может быть предварительно обработан текучей средой для удаления углеводорода. Текучая среда для удаления углеводорода может быть образована из воды, пара, рассола, газа, жидких полимеров, вспененных полимеров, мономеров или их смесей. Текучая среда для удаления углеводорода может быть использована для обработки пласта перед подачей в пласт композиции для извлечения углеводородов. В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащий пласт 100 может находиться на глубине менее чем 1000 футов (304,8 м) ниже земной поверхности. В некоторых вариантах осуществления текучая среда для удаления углево- 9 021223 дорода может быть нагрета перед нагнетанием в углеводородсодержащий пласт 100. Текучая среда для удаления углеводорода может уменьшать вязкость по меньшей мере части углеводородов внутри пласта. Уменьшение вязкости по меньшей мере части углеводородов в пласте может улучшить перемещение по меньшей мере части углеводородов к эксплуатационной скважине 150. После перемещения по меньшей мере части углеводородов в углеводородсодержащем пласте 100 повторное нагнетание таких же самых или других текучих сред для удаления углеводорода может стать менее эффективным для перемещения углеводородов по углеводородсодержащему пласту. Низкая эффективность перемещения может быть обусловлена образованием текучими средами для удаления углеводорода более проницаемых зон в углеводородсодержащем пласте 100. Текучие среды для удаления углеводорода могут проходить через проницаемые зоны в углеводородсодержащем пласте 100 и не взаимодействовать с оставшимися углеводородами для придания им подвижности. Соответственно, смещение более тяжелых углеводородов, адсорбированных слоем подстилающей породы 140, может уменьшаться со временем. В конечном счете, пласт может рассматриваться как низкопродуктивный или экономически невыгодный для добычи углеводородов.

В некоторых вариантах осуществления нагнетание композиции для извлечения углеводородов после обработки углеводородсодержащего пласта текучей средой для удаления углеводорода может улучшить перемещение более тяжелых углеводородов, абсорбированных слоем подстилающей породы 140. Композиция для извлечения углеводородов может взаимодействовать с углеводородами, чтобы уменьшить поверхностное натяжение на границе раздела между углеводородами и слоем подстилающей породы 140. Уменьшение поверхностного натяжения на границе раздела может быть таким, что углеводороды перемещаются к эксплуатационной скважине 150 и извлекаются из нее. Углеводороды, извлеченные из эксплуатационной скважины 150, могут включать в некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть компонентов композиции для извлечения углеводородов, текучую среду для удаления углеводорода, инжектированную в скважину для предварительной обработки, метан, диоксид углерода, аммиак или их комбинации. Добавление композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере к части низкопродуктивного углеводородсодержащего пласта может увеличить период эксплуатации углеводородсодержащего пласта. Добыча углеводородов из углеводородсодержащего пласта 100 может быть увеличена на более чем 50% после того, как композиция для извлечения углеводородов добавлена в углеводородсодержащий пласт. Увеличенная добыча углеводородов может повысить экономическую эффективность углеводородсодержащего пласта.

Взаимодействие композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере с частью углеводородов в пласте может уменьшать по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела между углеводородами и слоем подстилающей породы 140. Уменьшение по меньшей мере части поверхностного натяжения на границе раздела может перемещать по меньшей мере часть углеводородов по углеводородсодержащему пласту 100. Перемещение по меньшей мере части углеводородов, однако, может не происходить при экономически выгодной скорости. В одном из вариантов осуществления полимеры могут быть инжектированы в углеводородный пласт 100 через нагнетательную скважину 110 после обработки пласта композицией для извлечения углеводорода, чтобы увеличить перемещение по меньшей мере части углеводородов по пласту. Подходящие полимеры включают, однако без ограничения ими, С1ВА® ЛЬСОРЬООН® производства компании СаЬа ЗрешаИу-АббШуек (Татгу1о№И, штат Нью-Йорк), Ттатйос® производства компании Тташйос 1пс. (Тетр1е, Аризона) и НЕ® полимеры производства компании Сйеутои РЫШрк Сйетюа1 Со. (Тйе ^ооШаибк, Техас). Взаимодействие между углеводородами, композицией для извлечения углеводородов и полимером может увеличивать перемещение по меньшей мере части углеводородов, остающихся в пласте, к эксплуатационной скважине 150.

Компонент внутреннего олефинсульфоната в композиции является термически стабильным и может быть использован в широком температурном интервале. В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может быть добавлена к части углеводородсодержащего пласта 100, который имеет среднюю температуру от 0 до 150°С, вследствие высокой термостабильности внутреннего олефинсульфоната.

В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может быть объединена по меньшей мере с частью текучей среды для удаления углеводорода (например, вода, растворов полимеров), чтобы получить текучую среду для нагнетания. Композиция для извлечения углеводородов может быть инжектирована в углеводородсодержащий пласт 100 через нагнетательную скважину 110, как изображено на фиг. 2. Взаимодействие композиции для извлечения углеводородов с углеводородами в пласте может уменьшать по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела между углеводородами и слоем подстилающей породы 140. Уменьшение по меньшей мере части поверхностного натяжения на границе раздела может перемещать по меньшей мере часть углеводородов к выбранной секции 160 в углеводородсодержащем пласте 100 с образованием углеводородного бассейна 170. По меньшей мере часть углеводородов может быть извлечена из углеводородного бассейна 170 в выбранной секции углеводородсодержащего пласта 100.

В других вариантах осуществления перемещение по меньшей мере части углеводородов к выбран- 10 021223 ной секции 160 может не происходить при экономически выгодной скорости. Полимеры могут быть инжектированы в углеводородный пласт 100, чтобы увеличить перемещение по меньшей мере части углеводородов по пласту. Взаимодействие между по меньшей мере частью углеводородов, композицией для извлечения углеводородов и полимерами может увеличивать перемещение по меньшей мере части углеводородов к эксплуатационной скважине 150.

В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать неорганическую соль (например, карбонат натрия (Ыа₂СОз), хлорид натрия (ЫаС1) или хлорид кальция (СаС1₂)). Добавление неорганической соли может способствовать диспергированию композиции для извлечения углеводородов во всей смеси углеводород/вода. Улучшенная дисперсность композиции для извлечения углеводородов может уменьшать взаимодействие между углеводородом и водой на поверхности раздела. Уменьшенное взаимодействие может снижать поверхностное натяжение на границе раздела смеси и обеспечивать более высокую подвижность текучей среды.

Пример

Приготавливали композиции для извлечения углеводородов, включающие смеси внутренних олефинсульфонатов и сравнивали измерения поверхностного натяжения на границе раздела для ряда разных композиций. Были изготовлены С_20-24 и С_24-28 внутренние олефины. Эти внутренние олефины сульфировали и испытывали, как описано ниже.

С_20-24 Внутренние олефины (Ю8 2024, изготовленные из альфа-олефинов) являлись смесью олефинов лишь с четным числом атомов углерода и имели среднее число атомов углерода 20,7. 4-5% Общего количества олефинов были С₁₈ внутренними олефинами (с 18 атомами углерода), 59-61% были С₂₀, 2931% были С₂₂ и 3-8% были С₂₄. 92% Внутренних олефинов имели от 20 до 24 атомов углерода.

С_24-28 Внутренние олефины (Ю8 2428) являлись смесью олефинов с нечетным и четным числом атомов углерода и имели среднее число атомов углерода 26. С₂₃ олефина было 3% от общего количества, С₂₄ было 16%, С₂₅ было 23%, С₂₆ было 22%, С₂₇ было 20%, С₂₈ было 13% и С₂₉ было 3%. 94% Внутренних олефинов имели от 24 до 28 атомов углерода.

Первой попыткой улучшения растворимости этих смесей в воде было применение небольших количеств растворителей, добавляемых к смеси 1О8 и рассолу морской воды. 1% Растворителя добавляли к 3,2 %-м растворам рассола (см. таблицу в отношении состава рассола), содержащим 0,2% смеси из 78% 1О8 2024 и 22% 1О8 2428. Эту конкретную смесь поверхностно-активного вещества идентифицировали в отношении минимизации поверхностного натяжения на границе раздела нефть-вода между неочищенной нефтью и рассолом, представляющими продуктивный пласт Северного моря. Исследовали случаи добавления 1% гексиленгликоля, 1-гексанола, полиэтиленгликоля (мол. масса = 400) и ксиленсульфоната натрия.

Лучше всего проявившими себя растворителями были полиэтиленгликоль и ксиленсульфонат натрия, которые оба солюбилизировали основную часть, однако не все твердотельное вещество в смесях. Небольшое количество этоксилированного спирта (8% по отношению к 1О8) добавляли ко второму образцу ксиленсульфоната натрия. Это добавление неионогенного вещества устраняло остаток преципитата.

Этот последний результат стимулировал другое исследование с применением ряда неионогенных поверхностно-активных веществ, добавляемых к смеси 1О8. Этот результат соответствовал предшествующим испытаниям в эксплуатационных условиях химически интенсифицированной добычи нефти (ЕОК), проведенных компанией 8Нс11 в \У1н1е СакИе, Луизиана, в которых добавляли ИЕОИОЬ® 23-12, чтобы способствовать растворению 1О8 1720 в рассоле на месте промысла.

Состав рассола на месте промысла

соль	ФОРМУЛА	Граммов/литр
Хлорид кальция	СаС12 2 Η2Ο	1,2
Хлорид магния	МдС12 6 Н2О	3,16
Хлорид натрия	ЫаС1	26, 94
Хлорид калия	КС1	0,72

Добавления неионогенного поверхностно-активного вещества (этоксилированных спиртов) в количествах, сравнимых с количеством присутствующего поверхностно-активного вещества на базе 1О8, были сделаны при применении различных неионогенных поверхностно-активных веществ ИЕОИОЬ® (этоксилированных спиртов). Применяемые при этом поверхностно-активные вещества были следующие:

N1-5 (спирт с 11 атомами углерода и 5 моль этиленоксида (ЕО)).

N91-6 (смесь спирта с 9 атомами углерода и спирта с 11 атомами углерода и 6 моль ЕО).

N23-6,5 (смесь спирта с 12 атомами углерода и спирта с 13 атомами углерода и 6,5 моль ЕО).

N25-7 (смесь спирта с 12 атомами углерода и спирта с 15 атомами углерода и 7 моль ЕО).

N25-9 (смесь спирта с 12 атомами углерода и спирта с 15 атомами углерода и 7 моль ЕО).

N45-7 (смесь спирта с 14 атомами углерода и спирта с 15 атомами углерода и 7 моль ЕО).

Растворы 3,2 %-го рассола на месте промысла и 0,2% смеси поверхностно-активных веществ на ба- 11 021223 зе 103 (такая же смесь, что была использована выше) применяли в этой процедуре испытаний. Неионогенные поверхностно-активные вещества добавляли при уровнях 5, 10, 15, 20 и 25% по отношению к количеству присутствующего поверхностно-активного вещества на базе Ю8. Неионогенные поверхностно-активные вещества добавляли при комнатной температуре с применением вихревой мешалки в течение от 1 до 2 мин.

Хотя испытывали и другие концентрации добавки, изображения на фиг. 3-5, которые показывают мутность первоначального образца Ю8 и образцов с добавлением неионогенного поверхностноактивного вещества, представлены здесь лишь для добавления 15, 20 и 25% неионогенного поверхностно-активного вещества по отношению к поверхностно-активному веществу на базе 103.

Хотя имеет место изменение в мутности при меньших величинах добавления, сравнения конечных трех добавлений, как полагают, достаточно для этого отчета.

Как показано на фиг. 3, представляющей добавление 15% неионогенного поверхностно-активного вещества по отношению к поверхностно-активному веществу на базе 103, позади сосудов размещен лист бумаги, который имеет два ряда букв А, напечатанных полужирным шрифтом Т1те8 Νσ№ Котап размером 20. Испытание, проводимое для определения мутности/прозрачности продукта, пройдено, если оператор может ясно видеть края буквы. В этом исследовании мы использовали букву А.

Первоначальный образец с 0,2% 103 в рассоле отображен как первый образец в линии слева. Видны твердотельные частицы, опустившиеся сверху на дно сосуда. Если этот образец встряхивали, то он становился очень мутным, как второй образец, однако присутствующие твердотельные частицы опускались на дно очень быстро. Последующие сосуды содержали неионогенного поверхностно-активного вещества в количестве 15% по отношению к поверхностно-активному веществу на базе 103 в образце и, как показано, были очень мутными. Букву А нельзя было видеть ни через один из них.

Затем добавляли неионогенные поверхностно-активные вещества N1-5, N91-6, N23-6,5, N25-7, N259 и N45-7 при 20% по отношению к уровню содержания смеси поверхностно-активных веществ на базе 103. Букву А нельзя было видеть через любой из образцов на фиг. 4, за исключением образца, который содержал неионогенное поверхностно-активное вещество N45-7. Можно частично прочитать букву А через образец с добавкой этого неионогенного поверхностно-активного вещества. Как показано, буква А может быть видна через первый образец первоначального 103, без встряхивания, и в конце линии образцов.

При уровне содержания неионогенного поверхностно-активного вещества 25% по отношению к присутствующему поверхностно-активному веществу на базе 103 неионогенное поверхностно-активное вещество N45-7 демонстрирует наилучший уровень прозрачности по сравнению со всеми другими образцами, как показано на фиг. 5. Буква А может быть видна через образец. Последний образец в линии, крайний справа, является образцом, применяемым в предшествующем исследовании, который содержит ксиленсульфонат натрия и компоненты N45-7. Буква А может быть отчетливо видна через этот образец. Это было понято как то, что добавление 25% N45-7 обеспечивает достаточную прозрачность для нагнетания в большинство продуктивных пластов. Эта добавка и уровень ее содержания рекомендуются использовать потенциальным клиентам, намеревающимся использовать высокомолекулярные 103 в их промысловых условиях.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки углеводородсодержащего пласта, включающий:

(a) подачу композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть углеводородсодержащего пласта, при этом композиция содержит один или несколько внутренних олефинсульфонатов, имеющих 17 или более атомов углерода, (b) добавление воды, рассола или воды и рассола из углеводородсодержащего пласта к композиции, (c) добавление солюбилизатора, который содержит этоксилированный спирт, при этом спирт перед этоксилированием имеет среднюю молекулярную массу по меньшей мере 220, и где этоксилированный спирт содержит от 5 до 9 моль этиленоксида на моль спирта, и (ά) предоставление возможности взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте.
2. Способ по п.1, в котором (а)-(с) образуют нагнетаемую текучую среду, которая нагнетается в углеводородсодержащий пласт, а солюбилизатор составляет менее 0,1 мас.% от нагнетаемой текучей среды.
3. Способ по п.2, в котором солюбилизатор составляет от 0,02 до 0,05 мас.% от нагнетаемой текучей среды.
4. Способ по п.2, в котором внутренний олефинсульфонат составляет от 0,01 до 0,1 мас.% от нагнетаемой текучей среды.
5. Способ по п.4, в котором внутренний олефинсульфонат составляет от 0,01 до 0,05 мас.% от нагнетаемой текучей среды.
6. Способ по п.1, в котором этоксилированный спирт содержит от 6 до 8 моль этиленоксида на моль

- 12 021223 спирта.
7. Способ по п.1, в котором этоксилированный спирт имеет 20 или более атомов углерода.
8. Способ по п.7, в котором этоксилированный спирт имеет от 20 до 28 атомов углерода.
9. Способ по п.1, в котором внутренний олефинсульфонат содержит общую смесь внутренних олефинсульфонатов, состоящую из 1) первой смеси внутренних олефинсульфонатов, имеющей среднее число атомов углерода от 20,5 до 23, при этом по меньшей мере 50 мас.% внутренних олефинсульфонатов в данной смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и 2) второй смеси внутренних олефинсульфонатов, имеющей среднее число атомов углерода от 25 до 27, при этом по меньшей мере 50 мас.% внутренних олефинсульфонатов в данной смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода, или общую смесь внутренних олефинсульфонатов, состоящую из 1) первой смеси внутренних олефинсульфонатов со средним числом атомов углерода от 20,5 до 23, где по меньшей мере 50 мас.% внутренних олефинсульфонатов данной смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и 2) второй смеси внутренних олефинсульфонатов со средним числом атомов углерода от 16 до 17, где по меньшей мере 50 мас.% внутренних олефинсульфонатов в данной смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода.