EA021454B1 - Способ и композиция для повышения добычи углеводородов из пласта, содержащего сырую нефть с особыми группами растворимости и семействами химических соединений - Google Patents

Abstract

Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть с особыми группами растворимости и семействами химических соединений. Способ включает (а) введение повышающей добычу углеводородов композиции по меньшей мере в часть пласта, содержащего сырую нефть с особыми группами растворимости и семействами химических соединений, причем данная композиция включает олефинсульфонат Cс внутренней двойной связью; и (b) оставление композиции для взаимодействия с углеводородами в содержащем сырую нефть пласте.

Description

Настоящее изобретение в целом относится к способам добычи углеводородов из содержащих углеводороды пластов. Более конкретно, варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к способам повышения добычи углеводородов и к применяемым в данных способах композициям, которые особо предназначены для использования в содержащих углеводороды пластах, где добываемые углеводороды представляют собой сырую нефть, которая содержит значительное количество особых групп растворимости и семейств химических соединений.

Уровень техники, к которой относится изобретение

Углеводороды можно добывать из содержащих углеводороды пластов путем бурения в пласте одной или более скважин, через которые углеводороды могут вытекать на поверхность. Условия (например, проницаемость, концентрация углеводородов, пористость, температура, давление, темпы отбора воды и другие параметры) пласта могут влиять на экономическую целесообразность производства углеводородов из содержащего углеводороды пласта. Содержащий углеводороды пласт может иметь естественный энергоноситель (например, газ, воду), чтобы способствовать движению углеводородов к поверхности содержащего углеводороды пласта. Естественный энергоноситель может существовать в виде воды. Вода может создавать давление, которое способствует движению углеводородов к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Газ может присутствовать в содержащем углеводороды пласте (пластовом резервуаре) при достаточных давлениях, чтобы способствовать движению углеводородов к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Источник естественного энергоносителя может истощаться с течением времени.

Можно использовать способствующие добыче процессы, чтобы продолжать добычу углеводородов из содержащего углеводороды пласта. Примеры таких вспомогательных процессов включают заводнение, нагнетание в пласт растворов полимеров, нагнетание в пласт щелочных растворов, термические процессы, нагнетание в пласт газа под высоким давлением с предшествующим нагнетанием жидкого пропана или их сочетания.

В химических способах добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти (ЕОК) движение остаточной насыщающей пласт нефти достигается введением поверхностно-активных веществ, которые создают достаточно (ультра)низкое натяжение на поверхности раздела (ΙΡΤ) сырой нефти и воды, чтобы в достаточной степени увеличивать капиллярное число, обеспечивая течение нефти (I. ΟιαΙζίδ и N. К. Мотго№8, Корреляция соотношения числа капиллярности для песчаника, 8РЕ 1оитиа1 (Журнал общества инженеров-нефтяников), 1989 г., т. 29, с. 555-562). Однако пластовые резервуары имеют различные характеристики (тип и состав сырой нефти, температура и состав воды, в том числе соленость, распределение катионов, жесткость), и желательно, чтобы структуры добавляемых поверхностно-активных веществ (вещества) соответствовали данным условиям для достижения низкого натяжения на поверхности раздела. Кроме того, перспективное поверхностно-активное вещество должно соответствовать другим важным критериям, к которым относятся низкое удерживание в породе, совместимость с полимером, устойчивость к нагреванию и гидролизу и приемлемая стоимость.

Известны композиции и способы для повышения добычи углеводородов с использованием содержащего α-олефинсульфат поверхностно-активного компонента. Патенты США № 4488976 и № 4537253 описывают содержащие такие химические вещества композиции для добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти. Также известны композиции и способы, повышающие добычу углеводородов с использованием олефинсульфонатов с внутренней двойной связью. Такая поверхностно-активная композиция описана в патенте США № 4597879. Недостатки композиций, описанных в перечисленных выше патентах, заключаются в том, что растворимость концентрированного соляного раствора и допустимое содержание двухвалентных ионов являются недостаточными при некоторых пластовых условиях, что делает данные продукты непригодными для указанных содержащих углеводороды пластов.

Патент США 4979564 описывает использование олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в способе добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти, в котором применяется нагнетание вязкого водного раствора с низким поверхностным натяжением. Пример описанного имеющегося в продаже материала, который оказался полезным, представляет собой олефинсульфонат с внутренней двойной связью ΕΝΟΡΌΕΤ (ΙΟ8 1720), продукт фирмы 8Нс11 Ой Сотрапу, определенный как натриевая соль сульфированного олефина С_17-20 с внутренней двойной связью. Данный материал имеет низкую степень разветвления углеродной цепи. Патент США 5068043 описывает содержащую нафтеновое мыло поверхностно-активную систему для нагнетания в пласты, в которой использовано вспомогательное поверхностно-активное вещество, включающее олефинсульфонат С_17-20 или С_20-24 с внутренней двойной связью. Авторы (РаЙ8 и др.) статьи Полевое испытание нагнетания щелочного раствора, содержащего вспомогательное поверхностно-активное вещество (8ос1с1у о! Рс1го1сит Епдтссге Рс^сгуой Епдшссгтд, (Технология пластовых исследований Общества инженеров-нефтяников США), 1994 г.) описывают использование олефинсульфоната С_17-20 или С_20-24 с внутренней двойной связью в композиции для нагнетания в пласт, содержащей поверхностно-активный алкоксилат спирта для сохранения однофазной композиции при температуре окружающей среды без значительного ухудшения производи- 1 021454 тельности при температуре пласта. В приведенной выше ссылке соленость пластовой воды составляла приблизительно 0,4 мас.% хлорида натрия. Существует также промышленный опыт использования определенных поверхностно-активных алкоксисульфатов спиртов. Эти материалы, когда их используют отдельно, также имеют недостатки при очень тяжелых условиях солености, жесткости и температуры, отчасти вследствие того, что определенные поверхностно-активные алкоксисульфаты спиртов являются неустойчивыми при высокой температуре, т.е. превышающей приблизительно 70°С.

Сырая нефть (включая любые виды тяжелой сырой нефти с высокими значениями по шкале Американского нефтяного института (ΑΡΙ) и/или легкой сырой нефти с высокими значениями по шкале ΑΡΙ) может содержать значительные количества особых групп растворимости и семейств химических соединений. Общее распределение групп растворимости и семейств химических соединений определяется непосредственно геохимическими процессами. Добыча сырой нефти, содержащей такие компоненты, с использованием нагнетаемых поверхностно-активных веществ представляет собой некоторые своеобразные проблемы. Такие особые группы растворимости включают насыщенные соединения, ароматические соединения, асфальтены и смолы. Некоторые из данных групп растворимости представляют собой природные поверхностно-активные вещества, присутствующие в сырой нефти. Они образуют полярные фракции, которые при определенных условиях могут проявлять поверхностную активность и могут неблагоприятным образом влиять на фазовое поведение сырой нефти в процессе производственных операций. Кроме того, особые группы растворимости могут также содержать парафины, нафтеновые кислоты и основные компоненты. Известно, что некоторые из данных особых семейств химических соединений способствуют стабилизации эмульсии в условиях производства текучих сред на нефтяных месторождениях. Для нафтеновых кислот поверхностная активность также является функцией значения рН. Нафтеновые кислоты и их особое фазовое поведение может, таким образом, влиять на желательную эффективность поверхностно-активного вещества, используемого в химических способах добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти. Виды сырой нефти обычно классифицируют по шкале плотности ΑΡΙ, но ее значение может скрывать многие более подробные характеристики фазового поведения текучей среды. Понимание фазового поведения и, следовательно, более подробное прогнозирование химических способов ΕΘΚ может быть достигнуто в результате более подробного исследования состава сырой нефти (например, групп растворимости, а также особых семейств химических соединений). Оказывается, что традиционные поверхностно-активные вещества не обеспечивают желательные преимущества для определенных видов сырой нефти. Например, даже олефинсульфонаты с внутренней двойной связью, содержащие до 20-24 атомов углерода, не являются достаточно эффективными для данного промышленного применения. Это может быть обусловлено конкурирующими эффектами солюбилизации множества компонентов сырой нефти в содержащих углеводороды пластах.

Сущность изобретения

В варианте осуществления углеводороды можно производить из содержащего углеводороды пласта, содержащего сырую нефть, в которой содержатся значительные количества особых групп растворимости и семейств химических соединений, используя способ, который включает обработку, по меньшей мере, части содержащего углеводороды пласта повышающей добычу углеводородов композицией, которая состоит из определенных высокомолекулярных олефинсульфонатов с внутренней двойной связью. Данный материал является эффективным в интервале солености от приблизительно 1 мас.% или меньшего уровня до приблизительно 10 мас.% или более высокого уровня и в интервале температур, составляющем приблизительно от 40 до 140°С.

Настоящее изобретение предусматривает способ обработки данных содержащих сырую нефть пластов, которые содержат значительные количества особых групп растворимости и семейств химических соединений, причем данный способ включает (а) введение повышающей добычу углеводородов композиции, по меньшей мере, в часть содержащего сырую нефть пласта, где композиция включает олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью (Ю8); и (Ь) оставление композиции для взаимодействия с углеводородами и другими компонентами в содержащем углеводороды пласте. Олефинсульфонаты С_15-18 с внутренней двойной связью, олефинсульфонаты С_19-23 с внутренней двойной связью, олефинсульфонаты С_20-24 с внутренней двойной связью и их смеси можно смешивать с олефинсульфонатом С_24-28 с внутренней двойной связью, чтобы улучшить его поведение в микроэмульсии. Массовое соотношение олефинсульфоната С_24-28 с внутренней двойной связью и других олефинсульфонатов с внутренней двойной связью может составлять от приблизительно 10:90 до приблизительно 90:10. Предпочтительно олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью составляет, по меньшей мере, приблизительно 50% смеси олефинсульфонатов с внутренней двойной связью.

В варианте осуществления повышающая добычу углеводородов композиция может включать олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью или содержащую его смеси в количестве, составляющем от приблизительно 1 до приблизительно 75 мас.%, предпочтительно от приблизительно 10 до приблизительно 40 мас.% и предпочтительнее от приблизительно 20 до приблизительно 30 мас.%. В варианте осуществления углеводородную композицию можно производить из содержащего углеводороды пласта. Углеводородная композиция может включать любое сочетание углеводородов, описанный выше олефинсульфонат с внутренней двойной связью, солюбилизатор, нефтяной попутный газ, воду, особые

- 2 021454 группы растворимости (асфальтены, смолы, насыщенные соединения, ароматические соединения), особые семейства химических соединений (нафтеновые кислоты).

В варианте осуществления повышающую добычу углеводородов композицию вводят в содержащий углеводороды пласт, смешивая ее с водой и/или солевым раствором из пласта. Предпочтительно, повышающая добычу углеводородов композиция включает от приблизительно 0,01 до приблизительно 2,0 мас.% полного количества воды и/или смеси солевого раствора и повышающей добычу углеводородов композиции (нагнетаемой текучей среды). Более важным является фактическое количество активного вещества, которое присутствует в нагнетаемой текучей среде (активное вещество представляет собой поверхностно-активное вещество, в данном случае это олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью или содержащая его смесь). Таким образом, количество олефинсульфоната с внутренней двойной связью в нагнетаемой текучей среде может составлять от приблизительно 0,05 до приблизительно 1,0 мас.%, предпочтительно от приблизительно 0,1 до приблизительно 0,8 мас.%. Нагнетаемую текучую среду затем вводят в содержащий углеводороды пласт.

В варианте осуществления углеводородную композицию можно производить из содержащего углеводороды пласта. Содержащая углеводороды композиция может включать любое сочетание углеводородов, олефинсульфонат с внутренней двойной связью, нефтяной попутный газ, воду, особые группы растворимости (асфальтены, смолы, насыщенные соединения, ароматические соединения), особые семейства химических соединений (нафтеновые кислоты, основные азотистые соединения).

Настоящее изобретение также предусматривает способ нагнетания повышающей добычу углеводородов композиции, включающей олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью, в содержащий углеводороды пласт, который включает:

(a) приготовление содержащей солюбилизированный олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью (Ю8) повышающей добычу углеводородов композиции текучей среды смешиванием основной части олефинсульфоната С24-28 с внутренней двойной связью с пресной водой или водой, в которой содержание минеральных солей составляет менее чем приблизительно 2 мас.%, при температуре 50°С или ниже и добавление в смесь небольшой части солюбилизатора, который включает олефинсульфонат С_15-18 с внутренней двойной связью или олефинсульфонат С_19-23 с внутренней двойной связью или их смеси, в которой массовое соотношение солюбилизатора и олефинсульфоната С24-28 с внутренней двойной связью может составлять от приблизительно 10:90 до приблизительно 90:10; и (b) введение содержащей солюбилизированный олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью повышающей добычу углеводородов композиции в содержащий углеводороды пласт.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 представляет вариант осуществления обработки содержащего углеводороды пласта.

Фиг. 2 представляет вариант осуществления обработки содержащего углеводороды пласта.

Фиг. 3 представляет влияние растворимых фракций сырой нефти на эффективность олефинсульфоната с внутренней двойной связью.

Хотя настоящее изобретение допускает разнообразные изменения и альтернативные формы, особые варианты его осуществления представлены посредством примеров на чертежах и подробно описаны в настоящем документе. Следует понимать, что данные чертежи и подробные описания не предназначены для ограничения настоящего изобретения конкретными описанными формами, но, напротив, предназначены для распространения на все модификации, эквиваленты и альтернативы, соответствующие идее и объему настоящего изобретения, которые определены в его прилагаемой формуле.

Подробное описание вариантов изобретения

Среднее число атомов углерода при использовании в настоящем документе вычисляют путем умножения числа атомов углерода каждого олефинсульфоната с внутренней двойной связью в смеси олефинсульфонатов с внутренней двойной связью на молярную процентную долю данного олефинсульфоната с внутренней двойной связью с последующим суммированием данных произведений.

Олефинсульфонат С_15-18 с внутренней двойной связью при использовании в настоящем документе означает смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от приблизительно 16 до приблизительно 17 и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 75 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 90 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода.

Олефинсульфонат С_39-23 с внутренней двойной связью при использовании в настоящем документе означает смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от приблизительно 21 до приблизительно 23 и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 60 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 19 до 23 атомов углерода.

Олефинсульфонат С_20-24 с внутренней двойной связью при использовании в настоящем документе означает смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от приблизительно 20,5 до приблизительно 23 и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 65 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 75 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода.

- 3 021454

Олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью при использовании в настоящем документе означает смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 24,5 до 27 и по меньшей мере 40 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 50 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 60 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода.

Термин сырая нефть с особыми группами растворимости и семействами химических соединений при использовании в настоящем документе означает сырую нефть, в которой массовое соотношение асфальтенов и смолы составляет не более чем приблизительно 0,5, массовое соотношение насыщенных соединений и ароматических соединений составляет не более чем приблизительно 0,7, и концентрация нафтеновых кислот составляет не более чем приблизительно 1900 м.д. В сырой нефти массовое соотношение асфальтенов и смол может составлять от 0,1 до 0,5. В сырой нефти массовое соотношение насыщенных соединений и ароматических соединений может составлять от 0,1 до 0,7. В сырой нефти концентрация нафтеновых кислот может составлять от 100 мас.м.д. до 1900 мас.м.д. Сырая нефть может иметь значение ΑΡΙ в интервале от низкого (<20) до высокого (> 40). Сырая нефть обычно содержит измеримые количества групп растворимости, к которым относятся асфальтены, смолы, насыщенные соединения, ароматические соединения. Их количества можно легко измерять, используя традиционные способы нефтепромысловой химии. Сырая нефть также может содержать особые семейства химических соединений, в том числе нафтеновые кислоты и основные азотистые соединения. Их количества можно измерять, используя традиционные и специализированные способы нефтепромысловой химии.

Асфальтены при использовании в настоящем документе означают фракцию или группу растворимости сырой нефти, которая а) не растворяется в легких алканах, включая н-пентан или н-гексан и Ь) растворяется в ароматических растворителях, включая толуол и бензол. Асфальтены не представляют собой особое семейство химических соединений с общими функциональными группами и различной молекулярной массой. Они представляют собой непрерывный ряд материалов, обычно имеющих высокую молекулярную массу, полярность и ароматичность, причем некоторые из них могут выделяться в виде дополнительной твердой фазы в ответ на изменения давления, состава и/или температуры. Асфальтены могут включать полициклические ароматические фрагменты, содержащие различные заместители в виде боковых цепей с атомами металлов, и их молекулярная масса может составлять от 500 до 2000 г/моль.

Смолы при использовании в настоящем документе означают фракцию или группу растворимости сырой нефти, которая растворяется в высокомолекулярных нормальных алканах, включая н-гептан, и не растворяется в низкомолекулярных алканах, включая пропан.

Ароматические соединения при использовании в настоящем документе означают фракцию или группу растворимости бензола и его структурных производных, большинство из которых может содержать алкильные цепи и циклоалкановые кольца наряду с дополнительными ароматическими кольцами.

Насыщенные соединения при использовании в настоящем документе означают фракцию или группу растворимости, в которой каждый атом углерода соединен с двумя атомами водорода, за исключением атомов углерода на концах цепи, которые соединены с тремя атомами водорода, например алканы.

Нафтеновые кислоты при использовании в настоящем документе означают все содержащие карбоновые кислоты компоненты сырой нефти, в том числе, например, жирные кислоты. Они представляют собой особое семейство химических веществ.

Сырую нефть часто характеризует традиционное разделение по группам растворимости 8ΑΚΑ (насыщенные соединения, ароматические соединения, смолы, асфальтены). Сначала асфальтены отделяют осаждением алканами. Оставшиеся растворимые компоненты затем разделяют методами высокоэффективной жидкостной хроматографии или колоночной хроматографии. Особые семейства химических соединений, в том числе нафтеновые кислоты и основные азотистые соединения, определяют, используя традиционные и специализированные аналитические методы, в том числе потенциометрическое титрование, инфракрасную спектроскопию и масс-спектрометрию.

Углеводороды можно добывать из содержащих углеводороды пластов через скважины, пронизывающие содержащий углеводороды пласт. Углеводороды обычно определяют как молекулы, образованные, главным образом, атомами углерода и водорода, в том числе нефть и природный газ. Углеводороды могут также включать другие элементы, в том числе, но не ограничиваясь этим, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводороды, полученные из углеводородного пласта, могут включать, но не ограничиваются этим, асфальтены, смолы, насыщенные соединения, ароматические соединения или их сочетания. Углеводороды могут находиться внутри или вблизи минеральных материнских пород в недрах земли. Материнские породы могут включать, но не ограничиваются этим, осадочные горные породы, пески, силикаты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды.

Пласт включает один или более содержащих углеводороды слоев, один или более неуглеводородных слоев, перекрывающие породы и/или подстилающие породы. Перекрывающие породы и/или подстилающие породы включают один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, перекрывающие породы/подстилающие породы могут включать скальные породы, глинистый сланец,

- 4 021454 аргиллит или влажный/плотный карбонат (т.е. непроницаемый карбонат без углеводородов). Например, подстилающие породы могут содержать глинистый сланец или аргиллит. В некоторых случаях перекрывающие породы/подстилающие породы могут быть в некоторой степени проницаемыми. Например, подстилающие породы могут состоять из проницаемого минерала, в том числе песчаника или известняка. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, часть содержащего углеводороды пласта может находиться на глубине, составляющей менее чем или более чем 1000 футов (304,8 м) ниже земной поверхности.

Свойства содержащего углеводороды пласта могут повлиять на поток углеводородов через подстилающие породы/перекрывающие породы к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Свойства включают, но не ограничиваются этим, минералогические характеристики, пористость, проницаемость, распределение пор по размерам, площадь поверхности, соленость и температуру пласта. Перекрывающие породы/подстилающие породы свойства в сочетании со свойствами углеводородов, включая статические характеристики (капиллярное давление) и динамические характеристики (относительная проницаемость), могут повлиять на движение углеводородов через содержащий углеводороды пласт.

Проницаемость содержащего углеводороды пласта может изменяться в зависимости от состава пласта. Относительно проницаемый пласт может включать тяжелые углеводороды, захваченные, например, в песке или карбонате. Термин относительно проницаемый при использовании в настоящем документе означает пласты или их части, средняя проницаемость которых составляет 10 миллидарси или более. Термин относительно низкая проницаемость при использовании в настоящем документе относится к пластам или их частям, средняя проницаемость которых составляет менее чем приблизительно 10 миллидарси. Один дарси равен приблизительно 0,99 квадратным микрометрам. Непроницаемая часть пласта обычно имеет проницаемость, составляющую менее чем приблизительно 0,1 миллидарси. В некоторых случаях часть или вся масса углеводородов относительно проницаемого пласта может включать преимущественно тяжелые углеводороды и/или гудрон без армирующей сетки зернистого минерала и только плавающее (или нет) минеральное вещество (например, асфальтовые озера).

Текучие среды (например, газ, вода, углеводороды или их сочетания), имеющие различные плотности, могут существовать в содержащем углеводороды пласте. Смесь текучих сред в содержащем углеводороды пласте может образовывать слои между подстилающими породами и перекрывающими породами согласно плотности текучей среды. Г аз может образовывать верхний слой, углеводороды могут образовывать средний слой, и вода может образовывать нижний слой в содержащем углеводороды пласте. Текучие среды могут присутствовать в содержащем углеводороды пласте в различных количествах.

Взаимодействия между текучими средами в пласте могут создавать поверхности раздела или границы между текучими средами. Поверхности раздела или границы между текучими средами и пластом могут создаваться посредством взаимодействий между текучими средами и пластом. Как правило, газы не образуют границы с другими текучими средами в содержащем углеводороды пласте. В варианте осуществления первая граница может образовываться между водным слоем и подстилающими породами. Вторая граница может образовываться между водным слоем и углеводородным слоем. Третья граница может образовываться между углеводородами, имеющими различные плотности, в содержащем углеводороды пласте. Множество текучих сред с множеством границ могут присутствовать в содержащем углеводороды пласте в некоторых вариантах осуществления. Следует понимать, что многие сочетания границ между текучими средами и между текучими средами и перекрывающими породами/подстилающими породами могут присутствовать в содержащем углеводороды пласте.

Добыча текучих сред может нарушать взаимодействие между текучими средами и между текучими средами и перекрывающими породами/подстилающими породами. По мере удаления текучих сред из содержащего углеводороды пласта, различные слои текучих сред могут перемешиваться и образовывать смешанные слои текучих сред. Смешанные текучие среды могут вступать в различные взаимодействия на границах текучих сред. В зависимости от взаимодействий на границах смешанных текучих сред, добыча углеводородов может оказаться затруднительной. Количественное определение взаимодействий (например, уровень энергии) на границе раздела текучих сред и/или текучих сред и перекрывающих пород/подстилающих пород может оказаться полезным, чтобы прогнозировать движение углеводородов через содержащий углеводороды пласт.

Может оказаться затруднительным количественное определение энергии, требуемой для взаимодействий (например, перемешивания) между текучими средами внутри пласта на границе раздела. Количественное определение уровней энергии на поверхности раздела между текучими средами можно осуществлять общеизвестными способами (например, тензиометр на основе метода вращающейся капли, ленгмюровская (Ьаидшшг) ванна). Требуемая энергия взаимодействия на поверхности раздела может называться натяжением на поверхности раздела. Термин натяжение на поверхности раздела при использовании в настоящем документе означает свободную энергию поверхности, которая существует между двумя или несколькими текучими средами, которые разделены границей. Высокое значение натяжения на поверхности раздела (например, составляющее более чем приблизительно 10 дин/см (10 мН/м)) может указывать на неспособность одной текучей среды смешиваться с другой текучей средой с образованием эмульсии текучих сред. При использовании в настоящем документе эмульсия означает диспер- 5 021454 гирование одной несмешивающейся текучей среды в другой текучей среде при добавлении композиции, которая уменьшает натяжение на поверхности раздела между текучими средами для достижения некоторой степени устойчивости. Неспособность текучих сред к смешиванию может быть обусловлена высокой энергией поверхностного взаимодействия между двумя текучими средами или вызвано присутствием групп растворимости или особых семейств химических соединений. Низкие значения натяжения на поверхности раздела (например, составляющие менее чем приблизительно 1 дин/см (1 мН/м)) могут свидетельствовать о меньшем поверхностном взаимодействии между двумя несмешивающимися текучими средами. Уменьшение энергии поверхностного взаимодействия между двумя несмешивающимися текучими средами может привести к смешиванию двух текучих сред с образованием эмульсии. Текучие среды с низкими значениями натяжения на поверхности раздела можно приводить в движение к буровой скважине вследствие уменьшения капиллярных сил и затем добывать из содержащего углеводороды пласта. Натяжение на поверхности раздела является также функцией свойств водного раствора, в том числе значения рН и содержания катионов.

Текучие среды в содержащем углеводороды пласте могут смачивать (например, приставать к перекрывающим породам/подстилающим породам или распространяться по перекрывающим породам/подстилающим породам в содержащем углеводороды пласте). При использовании в настоящем документе смачиваемость означает склонность текучей среды к распространению или сцеплению с твердой поверхностью пласта в присутствии других текучих сред.

Способы определения смачиваемости углеводородного пласта описал Крейг-младший (Ста1д) в книге Перспективы разработки пластов заводнением, 1971 г., т. 3 монографий Общества инженеровнефтяников, которая включена в настоящий документ посредством ссылки. В варианте осуществления углеводороды могут приставать к песчанику в присутствии газа или воды. Перекрывающие породы/подстилающие породы, которые в существенной степени покрыты углеводородами, можно называть термином гидрофобный. Перекрывающие породы/подстилающие породы могут быть гидрофобными вследствие присутствия полярных и/или поверхностно-активных компонентов (например, асфальтенов) в содержащем углеводороды пласте. Состав пласта (например, диоксид кремния, карбонат или глина) может определять величину адсорбции углеводородов на поверхности перекрывающих пород/подстилающих пород. В некоторых вариантах осуществления пористый и/или проницаемый пласт может позволить углеводородам легче смачивать перекрывающие породы/подстилающие породы. Существенно гидрофобные перекрывающие породы/подстилающие породы могут препятствовать добыче углеводородов из содержащего углеводороды пласта. В определенных вариантах осуществления гидрофобная часть содержащего углеводороды пласта может быть расположена на глубине, составляющей менее чем или более чем 1000 футов (304,8 м) под земной поверхностью.

Углеводородный пласт может включать воду. Вода может взаимодействовать с поверхностью подстилающих пород. При использовании в настоящем документе термин гидрофильный означает пласт, в котором вода покрывает поверхность перекрывающих пород/подстилающих пород. Гидрофильные перекрывающие породы/подстилающие породы могут способствовать добыче углеводородов из пласта, препятствуя углеводородам смачивать перекрывающие породы/подстилающие породы. В определенных вариантах осуществления гидрофильная часть содержащего углеводороды пласта может включать небольшие количества полярных и/или поверхностно-активных компонентов.

Вода в содержащем углеводороды пласте может содержать минералы (например, минералы, содержащие барий, кальций или магний) и минеральные соли (например, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния). Соленость воды, содержание катионов, значение рН и/или жесткость воды в пласте могут влиять на добычу углеводородов в содержащем углеводороды пласте. При использовании в настоящем документе термин соленость означает количество твердых веществ, растворенных в воде. Жесткость воды при использовании в настоящем документе означает концентрацию двухвалентных ионов (например, кальция и магния) в воде. Соленость и жесткость воды можно определять общеизвестными методами (например, методами проводимости и титрования). По мере увеличения солености воды в содержащем углеводороды пласте натяжение на поверхностях раздела между углеводородами и водой может увеличиваться, и может оказаться затруднительной добыча текучих сред. Натяжение на поверхности раздела также в значительной степени зависит от преобладающего катиона, присутствующего в водной фазе, рН и температуры.

Содержащий углеводороды пласт можно выбирать для обработки на основании ряда факторов, включая, но не ограничиваясь этим, толщину содержащих углеводороды слоев в пласте, оцениваемое содержание добываемой жидкости, расположения пласта, соленость содержимого пласта, температуру пласта, минералогические характеристики и глубину содержащих углеводороды слоев. Первоначальные значения естественного давления и температуры пласта могут быть достаточными, чтобы вызывать течение углеводородов к буровым скважинам и на поверхность. Значения температуры в содержащем углеводороды пласте могут составлять от приблизительно 0°С до приблизительно 300°С. Композиция согласно настоящему изобретению имеет особые преимущества, когда ее используют при высокой температуре, потому что олефинсульфонаты с внутренней двойной связью являются устойчивыми при таких температурах. По мере добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта значения давления

- 6 021454 и/или температуры пласта могут уменьшаться. Можно использовать различные формы механизированной добычи (например, насосы, нагнетание газа) и/или нагревание, чтобы продолжать добычу углеводородов из содержащего углеводороды пласта. Добыча желательных углеводородов из содержащего углеводороды пласта может становиться неэкономичной по мере истощения содержания углеводородов в пласте.

Движение остаточных углеводородов, удерживаемых в содержащем углеводороды пласте, может быть затруднено вследствие вязкости углеводородов и капиллярных эффектов текучих сред в порах содержащего углеводороды пласта. При использовании в настоящем документе капиллярные силы означают силы притяжения между текучими средами и, по меньшей мере, частью содержимого содержащего углеводороды пласта. В варианте осуществления капиллярные силы можно преодолевать увеличением давления в содержащем углеводороды пласте. В других вариантах осуществления капиллярные силы можно преодолевать уменьшением натяжения на поверхности раздела между текучими средами в содержащем углеводороды пласте. Способность уменьшения капиллярных сил в содержащем углеводороды пласте может зависеть от ряда факторов, включая, но не ограничиваясь этим, температуру содержащего углеводороды пласта, соленость и катионный состав воды, находящейся в содержащем углеводороды пласте, и точный состав содержащего углеводороды пласта.

По мере уменьшения темпов добычи можно использовать дополнительные способы, чтобы сделать содержащий углеводороды пласт более целесообразным с экономической точки зрения. Эти способы могут содержать введение источников воды (например, солевого раствора, паров), газов (например, диоксида углерода, азота), щелочных текучих среды, полимеров, мономеров или любых их сочетаний в углеводородный пласт, чтобы увеличить подвижность углеводородов.

В варианте осуществления содержащий углеводороды пласт можно обрабатывать заводнением. Заводнение может включать нагнетание воды в часть содержащего углеводороды пласта через нагнетательные скважины. Заводнение, по меньшей мере, части пласта может сделать гидрофильной часть содержащего углеводороды пласта. Гидрофильную часть содержащего углеводороды пласта можно уплотнять известными способами и смесь воды и углеводородов можно собирать, используя одну или более эксплуатационных скважин. Водный слой, однако, не может эффективно смешиваться с углеводородным слоем. Недостаточная эффективность смешивания может быть обусловлена высоким натяжением на поверхности раздела между водой и углеводородами.

Добычу из содержащего углеводороды пласта можно повысить путем обработки содержащего углеводороды пласта полимером и/или мономером, который может привести углеводороды в движение к одной или более эксплуатационным скважинам. Полимер и/или мономер может уменьшать подвижность водной фазы в порах содержащего углеводороды пласта. Уменьшение подвижности воды может позволить углеводородам легче двигаться через содержащий углеводороды пласт. Полимеры включают, но не ограничиваются этим, полиакриламиды, частично гидролизованный полиакриламид, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловый спирт, полистиролсульфонаты, поливинилпирролидон, ΑΜΡδ (2-акриламид-2-метилпропансульфонат) или их сочетания и/или модификации. Примеры этиленовых сополимеров включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу и гуаровую смолу. В некоторых вариантах осуществления полимеры можно сшивать на месте использования в содержащем углеводороды пласте. В других вариантах осуществления полимеры можно получать на месте использования в содержащем углеводороды пласте. Полимеры и полимерные препараты для использования в нефтедобыче описывают патент США № 6427268 (получатели Ζ1ι;·ιη§ и др., название Способ получения гидрофобно взаимодействующих полимеров, способы использования и составы, патент США № 6439308 (получатель \Уапд. название Способ вытеснения нефти пеной, патент США № 5654261 (получатель διηΠίτ название Изменяющая проницаемость композиция для использования в нефтедобыче, патент США № 5284206 (получатели §ит1е8 и др., название Обработка пласта, патент США № 5199490 (получатели §ит1е8 и др., название Обработка пласта и патент США № 5103909 (получатели Мот§еп1Ьа1ет и др., название Контроль профиля в добыче с искусственным изменением физико-химических свойств нефти, все из которых включены в настоящий документ посредством ссылки.

Повышающая добычу углеводородов композиция

В варианте осуществления повышающую добычу углеводородов композицию можно подавать в содержащий углеводороды пласт. В настоящем изобретении композиция включает определенный олефинсульфонат с внутренней двойной связью или смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью. Олефинсульфонаты с внутренней двойной связью являются химически подходящими для добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти, потому что они проявляют низкую склонность к образованию упорядоченных структур/жидких кристаллов (что может представлять значительную проблему, потому что упорядоченные структуры склонны к закупориванию структуры пород в углеводородных пластах и возможно образование эмульсии), так как они представляют собой сложную смесь поверхностно-активных веществ с различной длиной цепи. Олефинсульфонаты с внутренней двойной связью проявляют низкую склонность к адсорбции на поверхности пород пласта вследствие

- 7 021454 взаимного отталкивания отрицательно заряженной поверхности и одноименно заряженного поверхностно-активного вещества. Использование щелочи дополнительно уменьшает склонность поверхностноактивных веществ к адсорбции и сокращает потери, что означает возможность использования менее высокой концентрации поверхностно-активного вещества и делает процесс более экономичным. Однако это может также приводить к стабилизации эмульсии вследствие присутствия природных поверхностноактивных веществ, которые содержатся в сырой нефти (например, нафтеновые кислоты). Следовательно, выбор видов сырой нефти для данного химического способа БОК необходимо осуществлять с осторожностью. Кроме того, введение щелочи может привести к повреждению пласта, в частности, к ухудшению его минералогических характеристик.

Как подробно описано выше, настоящее изобретение является особенно полезным для содержащих углеводороды пластов, которые содержат сырую нефть определенного состава (например, по группам растворимости и особым семействам химических соединений). Повышающая добычу углеводородов композиция согласно настоящему изобретению предназначена для получения наилучшей содержащей олефинсульфонат с внутренней двойной связью композиции, повышающей добычу из данных содержащих углеводороды пластов и для солевого раствора, находящегося в данных пластах. Предпочтительная композиция включает олефинсульфонат С₂4_28 с внутренней двойной связью.

Олефин с внутренней двойной связью представляет собой олефин, двойная связь которого расположена в любом месте углеродной цепи, но не у концевого атома углерода. Линейный олефин с внутренней двойной связью не содержит каких-либо алкильных, арильных или алициклических разветвлений у какого-либо из образующих двойную связь атомов углерода или у какого-либо из атомов углерода, соединенных с образующими двойную связь атомами углерода. Типичные товарные продукты, получаемые изомеризацией α-олефинов, являются преимущественно линейными и содержат низкое среднее число разветвлений на молекулу.

В варианте осуществления повышающая добычу углеводородов композиция может включать от приблизительно 1 до приблизительно 75 мас.% олефинсульфоната С_24-28 с внутренней двойной связью или содержащего его смеси, предпочтительно от приблизительно 10 до приблизительно 40 мас.% и предпочтительнее от приблизительно 20 до приблизительно 30 мас.%. В варианте осуществления содержащую углеводороды композицию можно производить из содержащего углеводороды пласта. Содержащая углеводороды композиция может включать любое сочетание углеводородов, описанный выше олефинсульфонат с внутренней двойной связью, солюбилизатор, газ, воду, содержащиеся в сырой нефти группы растворимости (например, асфальтены, смолы), особые семейства химических соединений (например, нафтеновые кислоты, основные азотистые соединения).

Остальная часть композиции может включать, но не ограничивается этим, воду, низкомолекулярные спирты, органические растворители, алкилсульфонаты, арилсульфонаты, солевой раствор или их сочетания. Низкомолекулярные спирты включают, но не ограничиваются этим, метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, трет-бутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, третамиловый спирт или их сочетания. Органические растворители включают, но не ограничиваются этим, метилэтилкетон, ацетон, низшие алкилцеллозольвы, низшие алкилкарбитолы или их сочетания.

Производство повышающей добычу углеводородов композиции

Олефины с внутренней двойной связью, которые используют для получения олефинсульфонатов с внутренней двойной связью согласно настоящему изобретению, можно получать скелетной изомеризацией. Подходящие способы получения олефинов с внутренней двойной связью включают те, которые описывают патенты США №№ 5510306, 5633422, 5648584, 5648585, 5849960 и европейский патент № ЕР 0830315 В1, все из которых во всей своей полноте включены в настоящий документ посредством ссылки. Поток углеводородов, включающий, по меньшей мере, один линейный олефин, вступает в контакт с подходящим катализатором, включая цеолитные катализаторы, описанные в перечисленных выше патентах, в паровой фазе при подходящих условиях реакции, включая температуру, давление и объемную скорость. Как правило, подходящие условия реакции включают температуру, составляющую от приблизительно 200 до приблизительно 650°С, парциальное давление олефина, составляющее выше чем приблизительно 0,5 атм. (50,5 кПа), и полное давление, составляющее от приблизительно 0,5 атм. (50,5кПа) до приблизительно 10,0 атм. (1,01 МПа) или выше.

Предпочтительно олефины с внутренней двойной связью настоящего изобретения получают при температуре, составляющей от приблизительно 200 до приблизительно 500°С и парциальном давлении олефина, составляющем от приблизительно 0,5 атм. (50,5 кПа) до 2 атм. (202 кПа).

Общеизвестно, что олефины с внутренней двойной связью труднее сульфировать, чем α-олефины (см. ТспДбс ОсЮгдсШ (Поверхностно-активные моющие средства), 1985 г., т. 22, № 4, с. 193-195). В статье под названием Почему олефины с внутренней двойной связью в меньшей степени подвержены сульфированию авторы заявляют, что при сульфировании различных производимых в промышленных и лабораторных условиях олефинов с внутренней двойной связью с использованием реактора, работающего в режиме нисходящей пленки, олефины с внутренней двойной связью давали степень превращения ниже 90 %, и они также заявляли, что оказалось необходимым увеличивать молярное соотношение §О₃ и

- 8 021454 олефина с внутренней двойной связью выше 1,6:1, чтобы получать степень превращения выше 95 %. Кроме того, полученные продукты имели очень темный цвет и высокое содержание побочных продуктов ди- и полисульфирования.

Патенты США № 4183867 и № 4248793, которые включены в настоящий документ посредством ссылки, описывают способы, которые можно использовать для получения разветвленных олефинсульфонатов с внутренней двойной связью согласно настоящему изобретению. Их осуществляют в реакторе, работающем в режиме нисходящей пленки для получения светлых олефинсульфонатов с внутренней двойной связью. Количество непрореагировавших олефинов с внутренней двойной связью в данных способах составляет от 10 до 20% и по меньшей мере 20%, соответственно, и необходимо предпринимать особые меры для отделения непрореагировавших олефинов с внутренней двойной связью. Олефинсульфонаты с внутренней двойной связью, которые содержат от 10 и 20% и по меньшей мере 20%, соответственно, непрореагировавших олефинов с внутренней двойной связью, необходимо очищать перед использованием. Следовательно, получение олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, имеющих желательный светлый цвет и желательное низкое содержание свободных углеводородов, связано с существенными трудностями.

Эти трудности можно избежать, используя способ, описанный в европейском патенте № ЕР 0351928 В1, который включен в настоящий документ посредством ссылки.

Способ, который можно использовать для получения олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, применяемых в настоящем изобретении, включает реакцию, которую проводят в пленочном реакторе олефина с внутренней двойной связью, как описано выше, с сульфирующим агентом при молярном соотношении сульфирующего агента и олефина с внутренней двойной связью от 1:1 до 1,25:1 при охлаждении реактора охлаждающим агентом, температура которого не превышает 35°С, непосредственно нейтрализуя полученный продукт реакции на стадии сульфирования и без выделения непрореагировавшего олефина с внутренней двойной связью, гидролизуя нейтрализованный продукт реакции.

При получении сульфонатных производных из олефинов с внутренней двойной связью олефины с внутренней двойной связью реагируют с сульфирующим агентом, который может представлять собой триоксид серы, серную кислоту или олеум, с образованием β-сультона и нескольких алкансульфокислот. Пленочный реактор предпочтительно представляет собой реактор с падающей пленкой.

Продукты реакции нейтрализуют и гидролизуют. При определенных обстоятельствах, например, при выдерживании, β-сультоны превращаются в γ-сультоны, которые можно превратить в δ-сультоны. После нейтрализации и гидролиза получают γ-гидроксисульфонаты и δ-гидроксисульфонаты. Недостаток этих двух сультонов заключается в том, что их труднее гидролизовать, чем β-сультоны. Таким образом, в большинстве вариантов осуществления предпочтительна обработка без выдерживания. После гидролиза β-сультоны превращаются в β-гидроксисульфонаты. Эти материалы не требуется отделять, потому что они образуют полезные поверхностно-активные структуры.

Охлаждающий агент, который предпочтительно представляет собой воду, имеет температуру, не превышающую 35°С, в частности температуру от 0 до 25°С. В зависимости от обстоятельств можно также использовать меньшие температуры.

Реакционная смесь затем поступает в блок нейтрализации и гидролиза. Нейтрализация/гидролиз происходит в присутствии водорастворимого основания, в том числе гидроксида натрия или карбоната натрия. Также являются подходящими соответствующие основные соединения калия или аммония. Нейтрализацию продукта реакции из реактора с падающей пленкой обычно осуществляют при избытке основания в расчете на кислый компонент. Как правило, нейтрализацию осуществляют при температуре в интервале от 0 до 80°С. Гидролиз можно осуществлять при температуре в интервале от 100 до 250°С, предпочтительно от 130 до 200°С. Время гидролиза обычно может составлять от 5 мин до 4 ч. Щелочной гидролиз можно осуществлять, используя гидроксиды, карбонаты, бикарбонаты щелочных и щелочноземельных металлов и аминные соединения.

Данный способ можно осуществлять в периодическом, полунепрерывном или непрерывном режиме. Реакцию обычно проводят в реакторе с падающей пленкой, который охлаждают потоком охлаждающего агента по внешним стенкам реактора. Поток олефина с внутренней двойной связью по внутренним стенкам реактора направлен вниз. Триоксид серы разбавляют потоком азота, воздуха или какого-либо другого инертного газа, поступающего в реактор. Концентрация триоксида серы обычно составляет от 2 до 5 об.% в расчете на объем газа-носителя. При получении олефинсульфонатов с внутренней двойной связью из олефинов согласно настоящему изобретению требуется, чтобы на стадии нейтрализации и гидролиза было обеспечено очень тщательное перемешивание продукта из реактора и водного раствора основания. Это можно осуществлять, например, интенсивным перемешиванием, добавлением полярного вспомогательного растворителя (например, низшего спирта) или добавлением агента, ускоряющего фазовый переход.

Введение повышающей добычу углеводородов композиции

Повышающая добычу углеводородов композиция может взаимодействовать с углеводородами, по меньшей мере, в части содержащего углеводороды пласта. Взаимодействие с углеводородами может

- 9 021454 уменьшать натяжение на поверхности раздела углеводородов с одной или несколькими текучими средами в содержащем углеводороды пласте. В других вариантах осуществления повышающая добычу углеводородов композиция может уменьшать натяжение на поверхности раздела между углеводородами и перекрывающими породами/подстилающими породами содержащего углеводороды пласта. Уменьшение натяжения на поверхности раздела может обеспечить движение, по меньшей мере, части углеводородов через содержащий углеводороды пласт.

Способность повышающей добычу углеводородов композиции уменьшать натяжение на поверхности раздела смеси углеводородов и текучих сред можно оценивать, используя известные в технике способы. В варианте осуществления величину натяжения на поверхности раздела для смеси углеводородов и воды можно определять, используя тензиометр с вращающейся каплей. Это осуществляют в контролируемых лабораторных условиях, которые представляют собой лишь приближение условий пластового резервуара. Можно добавлять некоторое количество повышающей добычу углеводородов композиции к смеси углеводородов и воды и определять величину натяжения на поверхности раздела для полученной текучей среды. Низкая величина натяжения на поверхности раздела (например, составляющая менее чем приблизительно 1 дин/см (1 мН/м) может указывать, что композиция уменьшает, по меньшей мере, частично поверхностную энергию между углеводородами и водой. Уменьшение поверхностной энергии может свидетельствовать, что по меньшей мере часть смеси углеводородов и воды способна двигаться, по меньшей мере, через часть содержащего углеводороды пласта.

В варианте осуществления повышающую добычу углеводородов композицию можно добавлять к смеси углеводородов и воды и можно определять величину натяжения на поверхности раздела.

Натяжение на поверхности раздела предпочтительно составляет менее чем приблизительно 0,1 дин/см (0,1 мН/м). Сверхнизкое значение натяжения на поверхности раздела (например, менее чем приблизительно 0,01 дин/см (0,01 мН/м)) может указывать, что повышающая добычу углеводородов композиция снижает, по меньшей мере, частично поверхностное натяжение между углеводородами и водой таким образом, что, по меньшей мере, часть углеводородов способна двигаться, по меньшей мере, через часть содержащего углеводороды пласта. По меньшей мере часть углеводородов может двигаться легче, по меньшей мере через часть содержащего углеводороды пласта при сверхнизком натяжении на поверхности раздела, чем углеводороды, которые были обработаны композицией, что приводит к величине натяжения на поверхности раздела, составляющей более чем 0,01 дин/см (0,01 мН/м) для текучих среды в пласте. Добавление повышающей добычу углеводородов композиции к текучим средам в содержащем углеводороды пласте, которое приводит к сверхнизкому значению натяжения на поверхности раздела, может повышать эффективность, с которой возможна добыча углеводородов. Концентрацию повышающей добычу углеводородов композиции в содержащем углеводороды пласте можно свести к минимуму, чтобы минимизировать расходы на ее использование в процессе добычи.

В варианте осуществления способа обработки содержащего углеводороды пласта повышающую добычу углеводородов композицию, включающую олефинсульфонат с внутренней двойной связью, можно вводить (например, нагнетать) в содержащий углеводороды пласт 100 через нагнетательную скважину 110, как представлено на фиг. 1. Углеводородный пласт 100 может включать перекрывающие породы 120, углеводородный слой 130 и подстилающие породы 140. Нагнетательная скважина 110 может включать отверстия 112, которые позволяют текучим средам протекать через содержащий углеводороды пласт 100 на различных уровнях глубины. В определенных вариантах осуществления углеводородный слой 130 может находиться на глубине, составляющей менее чем 1000 футов (304,8 м) ниже земной поверхности. В некоторых вариантах осуществления подстилающие породы 140 содержащего углеводороды пласта 100 могут быть гидрофобными. В других вариантах осуществления низкосоленая вода может присутствовать в содержащем углеводороды пласте 100.

Повышающую добычу углеводородов композицию можно вводить в пласт в количестве, определенном на основании углеводородов, которые присутствуют в содержащем углеводороды пласте. Количество повышающей добычу углеводородов композиции, однако, может быть слишком малым, чтобы его точно вводить в содержащий углеводороды пласт, используя известные способы введения (например, насосы). Чтобы облегчить введение малого количества повышающей добычу углеводородов композиции в содержащий углеводороды пласт, повышающую добычу углеводородов композицию можно объединять с водой и/или солевым раствором для получения нагнетаемой текучей среды.

В варианте осуществления повышающую добычу углеводородов композицию вводят в пласт, содержащий сырую нефть с тяжелыми компонентами, смешивая ее с солевым раствором из пласта, из которого добывают углеводороды, или с пресной водой. Смесь затем нагнетают в содержащий углеводороды пласт.

В варианте осуществления повышающую добычу углеводородов композицию вводят в содержащий углеводороды пласт 100, смешивая ее с солевым раствором из пласта. Повышающая добычу углеводородов композиция предпочтительно составляет от приблизительно 0,01 до приблизительно 2,00 мас.% всей массы воды и/или смеси солевого раствора и повышающей добычу углеводородов композиции (нагнетаемой текучей среды). Более важным является фактическое количество активного вещества, которое присутствует в нагнетаемой текучей среде (активное вещество представляет собой поверхностно- 10 021454 активное вещество, здесь это олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью или содержащая его смесь). Таким образом, количество олефинсульфоната с внутренней двойной связью в нагнетаемой текучей среде может составлять от приблизительно 0,05 до приблизительно 1,0 мас.%, предпочтительно от приблизительно 0,1 до приблизительно 0,8 мас.%. Можно было бы использовать более чем 1,0 мас.%, но это, вероятно, увеличило бы стоимость без увеличения эффективности. Затем нагнетаемую текучую среду вводят в содержащий углеводороды пласт.

Олефинсульфонаты С_15-18 с внутренней двойной связью, олефинсульфонаты С_19-23 с внутренней двойной связью, олефинсульфонаты С_20-24 с внутренней двойной связью и их смеси можно смешивать с олефинсульфонатом С_24-28 с внутренней двойной связью, чтобы улучшать поведение его микроэмульсии. Массовое соотношение олефинсульфоната С24-28 с внутренней двойной связью и других олефинсульфонатов с внутренней двойной связью может составлять от приблизительно 10:90 до приблизительно 90:10. Предпочтительно олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью составляет, по меньшей мере, приблизительно 50 мас.% смеси олефинсульфонатов с внутренней двойной связью.

Олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью можно использовать без вспомогательного поверхностно-активного вещества и/или растворителя. Олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью сам по себе не может действовать оптимально в отношении определенных видов сырой нефти. Это обусловлено всем составом сырой нефти. Вспомогательные поверхностно-активные вещества и/или вспомогательные растворители можно добавлять в повышающую добычу углеводородов композицию для повышения активности. В одном варианте осуществления повышающая добычу углеводородов композиция включает олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью, олефинсульфонат С_15-18 с внутренней двойной связью и 2-бутанол.

Повышающая добычу углеводородов композиция может взаимодействовать по меньшей мере с частью углеводородов в углеводородном слое 130. Взаимодействие повышающей добычу углеводородов композиции с углеводородным слоем 130 может уменьшать, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между различными углеводородами. Повышающая добычу углеводородов композиция может также уменьшать, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между одной или несколькими текучими средами (например, вода, углеводороды) в пласте и подстилающими породами 140, одной или несколькими текучими средами в пласте и перекрывающими породами 120 или их сочетаниями.

В варианте осуществления повышающая добычу углеводородов композиция может взаимодействовать по меньшей мере с частью углеводородов и по меньшей мере частью одной или нескольких других текучих сред в пласте, чтобы уменьшать, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между углеводородами и одной или несколькими текучими средами. Уменьшение натяжения на поверхности раздела может позволить по меньшей мере части углеводородов образовывать эмульсию, по меньшей мере с частью одной или нескольких текучих сред в пласте. Величину натяжения на поверхности раздела между углеводородами и одной или несколькими текучими средами можно изменять с помощью повышающей добычу углеводородов композиции до величины, составляющей менее чем приблизительно 0,1 дин/см (0,1 мН/м). В некоторых вариантах осуществления величину натяжения на поверхности раздела между углеводородами и другими текучими средами в пласте можно уменьшать с помощью повышающей добычу углеводородов композиции до менее чем приблизительно 0,05 дин/см (0,05 мН/м). В других вариантах осуществления величину натяжения на поверхности раздела между углеводородами и другими текучими средами в пласте можно уменьшать с помощью повышающей добычу углеводородов композиции до менее чем 0,001 дин/см (0,001 мН/м).

По меньшей мере часть смеси повышающей добычу углеводородов композиции, углеводородов и текучих сред можно заставить двигаться к эксплуатационной скважине 150. Продукты, полученные из эксплуатационной скважины 150, могут включать, но не ограничиваются этим, компоненты повышающей добычу углеводородов композиции (например, длинноцепочечный алифатический спирт и/или соль длинноцепочечной алифатической кислоты), газ, воду, углеводороды, группы растворимости (например, асфальтены, смолы) и/или семейства химических соединений (нафтеновые кислоты, основные азотистые) или их сочетания. Добычу углеводородов из содержащего углеводороды пласта 100 можно увеличивать на более чем приблизительно 50% после введения повышающей добычу углеводородов композиции в содержащий углеводороды пласт.

В определенных вариантах осуществления содержащий углеводороды пласт 100 можно предварительно обрабатывать выделяющей углеводороды текучей средой. Выделяющая углеводороды текучая среда может состоять из воды, пара, солевого раствора, газа, жидких полимеров, пенополимеров, мономеров или их смесей. Выделяющую углеводороды текучую среду можно использовать для обработки пласта перед введением повышающей добычу углеводородов композиции в пласт. В некоторых вариантах осуществления содержащий углеводороды пласт 100 может находиться на глубине, составляющей менее чем 1000 футов (304,8 м) под земной поверхностью. В определенных вариантах осуществления выделяющую углеводороды текучую среду можно нагревать перед введением в содержащий углеводороды пласт 100. Выделяющая углеводороды текучая среда может уменьшать вязкость, по меньшей мере, части углеводородов в пласте. Уменьшение вязкости, по меньшей мере, части углеводородов в пласте

- 11 021454 может усиливать движение по меньшей мере части углеводородов к эксплуатационной скважине 150. После приведения в движение по меньшей мере части углеводородов в содержащем углеводороды пласте 100, повторное введение той же или другой выделяющей углеводороды текучей среды может становиться менее эффективным для движения углеводородов через содержащий углеводороды пласт. Низкая эффективность движения может быть обусловлена тем, что выделяющая углеводороды текучая среда создает больше проницаемых зон в содержащем углеводороды пласте 100. Выделяющая углеводороды текучая среда может проходить через проницаемые зоны в содержащем углеводороды пласте 100 и не взаимодействовать с оставшимися углеводородами и не приводить их в движение. Следовательно, вытеснение более тяжелых углеводородов, адсорбированных на подстилающие породы 140, может уменьшаться с течением времени. В конце концов, пласт может быть признан малопроизводительным или экономически нецелесообразным для добычи углеводородов.

В определенных вариантах осуществления введение повышающей добычу углеводородов композиции после обработки содержащего углеводороды пласта выделяющей углеводороды текучей средой может способствовать движению более тяжелых углеводородов, абсорбированных на подстилающих породах 140. Повышающая добычу углеводородов композиция может взаимодействовать с углеводородами, уменьшая натяжение на поверхности раздела между углеводородами и подстилающими породами 140. Уменьшение натяжения на поверхности раздела может быть таким, что становится возможным движение углеводородов и их добыча из эксплуатационной скважины 150. Углеводороды, полученные из эксплуатационной скважины 150, могут включать в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, часть компонентов повышающей добычу углеводородов композиции, выделяющей углеводороды текучей среды, введенной в скважину для предварительной обработки, диоксид углерода, аммиак или их сочетания. Введение повышающей добычу углеводородов композиции по меньшей мере в часть низкопроизводительного содержащего углеводороды пласта может продлевать срок эксплуатации содержащего углеводороды пласта.

Добычу углеводородов из содержащего углеводороды пласта 100 можно увеличивать на более чем приблизительно 50% после введения повышающей добычу углеводородов композиции в содержащий углеводороды пласт. Повышение добычи углеводородов может увеличить экономическую целесообразность содержащего углеводороды пласта.

Взаимодействие повышающей добычу углеводородов композиции, по меньшей мере, с частью углеводородов в пласте может уменьшать, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между углеводородами и подстилающими породами 140. Уменьшение, по меньшей мере, частично натяжения на поверхности раздела может способствовать движению по меньшей мере части углеводородов через содержащий углеводороды пласт 100. Однако движение по меньшей мере части углеводородов может происходить не с экономически целесообразной скоростью. В одном варианте осуществления полимеры и/или мономеры можно вводить в углеводородный пласт 100 через нагнетательную скважину 110 после обработки пласта повышающей добычу углеводородов композицией, чтобы увеличивать движение по меньшей мере части углеводородов через пласт. Подходящие полимеры включают, но не ограничиваются этим, полимеры С1ВА® АЬСОРЬООП® (производитель СзЬа §решайу Αάάίίίνβδ, Территаун, штат Нью-Йорк), Тгатйос® (производитель Тгатйос 1пс., Темпе, штат Аризона) и НЕ® (производитель СНе\топ РЫШрк Сйет1са1 Со., Вудлендз, штат Техас). Взаимодействие между углеводородами, повышающей добычу углеводородов композицией и полимером может способствовать движению, по меньшей мере, части оставшихся в пласте углеводородов к эксплуатационной скважине 150.

Олефинсульфонат с внутренней двойной связью в данной композиции является термически устойчивым, и его можно использовать в широком интервале температур. Повышающую добычу углеводородов композицию можно добавлять в часть содержащего углеводороды пласта 100, которая имеет среднюю температуру, составляющую выше чем приблизительно 70°С, вследствие высокой термической устойчивости олефинсульфоната с внутренней двойной связью.

В некоторых вариантах осуществления повышающую добычу углеводородов композицию можно объединять по меньшей мере с частью выделяющей углеводороды текучей среды (например, воды, растворов полимеров) для получения нагнетаемой текучей среды. Повышающую добычу углеводородов композицию можно вводить в содержащий углеводороды пласт 100 через нагнетательную скважину 110, как представлено на фиг. 2. Взаимодействие повышающей добычу углеводородов композиции с углеводородами в пласте может уменьшать, по меньшей мере, частично натяжение на поверхности раздела между углеводородами и подстилающими породами 140. Уменьшение, по меньшей мере, частичное натяжения на поверхности раздела может приводить в движение по меньшей мере часть углеводородов к выбранному разрезу 160 в содержащем углеводороды пласте 100, образуя углеводородный коллектор 170. По меньшей мере часть углеводородов можно добывать из углеводородного коллектора 170 в выбранном разрезе содержащего углеводороды пласта 100.

В других вариантах осуществления движение по меньшей мере части углеводородов к выбранному разрезу 160 не может осуществляться с экономически целесообразной скоростью. Полимеры можно вводить в углеводородный пласт 100, чтобы способствовать движению, по меньшей мере, части углеводо- 12 021454 родов через пласт. Взаимодействие между по меньшей мере частью углеводородов, повышающей добычу углеводородов композицией и полимерами может усиливать движение по меньшей мере части углеводородов к эксплуатационной скважине 150.

В некоторых вариантах осуществления повышающая добычу углеводородов композиция может включать неорганическую соль (например, карбонат натрия (Ыа₂СО₃), гидроксид натрия, хлорид натрия (ЧаС1) или хлорид кальция (СаС1)). Добавление неорганической соли может способствовать распространению повышающей добычу углеводородов композиции в объеме смеси углеводородов и воды. Усиленное распространение повышающей добычу углеводородов композиции может уменьшать взаимодействия на границе раздела углеводородов и воды. Добавление других солей повлияет на конечное натяжение на поверхности раздела системы. Использование щелочи (например, карбоната натрия, гидроксида натрия) может препятствовать адсорбции олефинсульфонатов с внутренней двойной связью на поверхности породы и может создавать природные поверхностно-активные вещества с компонентами сырой нефти. Ослабление взаимодействия может снижать натяжение на поверхности раздела смеси и создавать текучую среду, которая является более подвижной. Щелочь можно добавлять в количестве, составляющем приблизительно от 0,1 до 2,0 мас.%.

В условиях температуры и давления пластового резервуара олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью является растворимым и эффективно снижает натяжение на поверхности раздела. Однако условия выше уровня приготовления композиции нагнетаемой текучей среды отличаются меньшими значениями температуры и давления. В таких условиях и при низкой солености солевого раствора или в пресной воде (нулевая соленость) олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью может не быть полностью растворимым. Прежде чем можно будет вводить нагнетаемую текучую среду, по меньшей мере, значительная часть олефинсульфоната С_24-28 с внутренней двойной связью выпадет из смеси. Любая часть поверхностно-активного вещества, которая не находится в растворе, т. е. которая остается нерастворимой и образует воскообразный осадок, будет, в конце концов, закупоривать пористый пласт вокруг буровой скважины. В результате этого нагнетательная скважина будет закупорена с последующей потерей возможности нагнетания текучей среды. Потребуется проведение восстановительной обработки, чтобы возвратить скважину в действующее состояние, что, соответственно, приведет к затратам времени и средств. Было бы выгодно найти способ сохранения олефинсульфоната С_24-28 с внутренней двойной связью в растворе нагнетаемой текучей среды во время ее введения.

Настоящее изобретение предусматривает способ нагнетания повышающей добычу углеводородов композиции, включающей олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью, в содержащий углеводороды пласт, который включает: (а) получение содержащей солюбилизированный олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью повышающей добычу углеводородов композиции текучей среды смешиванием основной части олефинсульфоната С24-28 с внутренней двойной связью с пресной водой или водой, в которой содержание минеральных солей составляет менее чем приблизительно 2 мас.%, при температуре на уровне 50°С или ниже и добавление в смесь небольшого количества солюбилизатора, который включает олефинсульфонат С_15-18 с внутренней двойной связью или олефинсульфонат С_19-23 с внутренней двойной связью или их смеси; и (Ь) введение содержащей солюбилизированный олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью повышающей добычу углеводородов композиции в содержащий углеводороды пласт. Массовое соотношение солюбилизатора и олефинсульфоната С_24-28 с внутренней двойной связью может составлять от приблизительно 10:90 до приблизительно 90:10.

Примеры

Пример 1.

Приготовляли повышающую добычу углеводородов композицию, включающую олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью (1О8) и испытания микроэмульсии с сырой нефтью сравнивали для двух видов сырой нефти с высоким содержанием особых групп растворимости и семейств химических соединений и двух видов сырой нефти с низким содержанием особых групп растворимости и семейств химических соединений. Олефинсульфонат с внутренней двойной связью испытывали, как описано ниже.

Олефины С_24-28 с внутренней двойной связью представляли собой смесь олефинов с нечетным и четным числом атомов углерода, в которых среднее число атомов углерода составляло 26. Олефин С₂₃ составлял 7% общей массы, С₂₄ составлял 9%, С₂₅ составлял 10%, С₂₆ составлял 11%, С₂₇ составлял 10%, С₂₈ составлял 10%, и С₂₉ составлял 8%. У 50% олефинов с внутренней двойной связью число атомов углерода составляло от 24 до 28.

Олефины С_15-1₈ с внутренней двойной связью представляли собой смесь олефинов с нечетным и четным числом атомов углерода, в которых среднее число атомов углерода составляло 16,3. Олефин С₁₄ составлял 1% общей массы, С₁₅ составлял 25%, С₁₆ составлял 27%, С₁₇ составлял 27%, С₁₈ составлял 20%, и С19 составлял менее 1%. У 96% олефинов с внутренней двойной связью число атомов углерода составляло от 15 до 18.

Солюбилизацию нефти при оптимальной солености поверхностно-активного вещества измеряют посредством испытаний микроэмульсии, не содержащей следов нежелательных вязких фаз, и она представляет собой важный критерий эффективности поверхностно-активного вещества для добычи с искус- 13 021454 ственным изменением физико-химических свойств нефти. Солюбилизацию нефти определяют как соотношение солюбилизации или параметр солюбилизации, что представляет собой соотношение нефти и поверхностно-активного вещества (а также воды и поверхностно-активного вещества) в средней фазе микроэмульсии типа III по Винзору (^ίηκοτ). Кроме того, судя по испытаниям с видами сырой нефти, в которых образуются светло-коричневые кремовые микроэмульсии для смесей нефти и воды, такие микроэмульсии связаны с высокой активностью, которая обычно приводит к низкому натяжению на поверхности раздела.

Олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью (108) проявлял высокую активность в испытаниях микроэмульсий, не показывая нежелательных вязких фаз для видов сырой нефти с высокими соотношениями асфальтенов и смол, а также низкими соотношениями насыщенных и ароматических соединений. Виды сырой нефти, которые показали неудовлетворительные результаты в данных испытаниях, также содержат высокие концентрации нафтеновых кислот. Согласно теории эти семейства химических соединений несут ответственность за появление фаз макроэмульсий. Несмотря на название 108 С₂₄28, данный продукт содержит молекулы, в которых число атомов углерода изменяется в широком интервале, вплоть до С₃₆ включительно. Согласно теории более тяжелые компоненты 108 С_24-28 способны к совместимости с компонентами особых групп растворимости и семейств химических соединений в сырой нефти. Другие олефинсульфонаты с внутренней двойной связью с меньшим числом атомов углерода не проявляют такого поведения.

Испытания микроэмульсий с составами олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, содержащих только 108 С_24-28 в качестве основного поверхностно-активного компонента, проводили с несколькими видами сырой нефти и при различных условиях температуры и солености. Стеклянные пробирки, содержащие нефть, водный раствор 108 и воздух, приводили в равновесие при температуре испытания с помощью периодического встряхивания. Температура испытаний составляла 54-90°С, и эффективная концентрация соли составляла 1-4 мас.% (термин эффективная концентрация соли означает сумму концентрации Ναί'Ί [или КС1] и концентрации Ыа₂С0₃). На основании других испытаний, эффективный температурный интервал семейства 108 определен от 40 до 140°С, потому что олефинсульфонаты с внутренней двойной связью являются термически устойчивыми до максимальной температуры, практически применяемой при добыче с искусственным изменением физико-химических свойств нефти.

Кроме того, оптимальная соленость (соленость, при которой равные объемы солевого раствора и нефти солюбилизированы в средней фазе микроэмульсии, а также соленость, при которой измеряют наиболее высокую активность) составов олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, содержащих 108 С_24-28, проявляет относительно небольшие изменения в зависимости от температуры. Это представляет собой потенциальное преимущество для пластовых резервуаров с различными температурными областями, где требуются лишь небольшие изменения.

Испытания микроэмульсий с составом 108 С_24-28 и сырой нефтью с высоким соотношением асфальтенов и смол проводили для определения оптимальной солености. Данные испытания проводили при 60°С. Первоначальные объемы составляли 30 об.% нефти и 70 об.% водного раствора (солевой раствор + поверхностно-активный олефинсульфонат с внутренней двойной связью + полимер).

При 0,5 мас.% КС1 система была двухфазной и находилась ниже оптимального уровня. Почти все поверхностно-активное вещество находилось в фазе солевого раствора. При 0,75 мас.% КС1 больше нефти было солюбилизировано в фазе солевого раствора, и третья фаза микроэмульсии начинала появляться на границе раздела нефти и солевого раствора. При 1,25 мас.% КС1 объем микроэмульсии становился максимальным, и система оказывалась в оптимальных условиях. Это состояние определяет оптимальную соленость для данной системы. Эмульсия имела бледно-коричневый цвет, который является хорошим показателем очень активной системы со сверхнизким натяжением на поверхности раздела. Фаза солевого раствора была почти прозрачной, потому что большая часть поверхностно-активного вещества в это время присутствовала в фазе микроэмульсии. При этой концентрации соли натяжение на поверхности раздела должно достигать минимума. При 1,5 мас.% КС1 система оказывалась выше оптимального уровня. Все поверхностно-активное вещество находилось в нефтяной фазе.

Другие испытания с модельными образцами нефти показали, что олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью обеспечивал очень высокую солюбилизацию нефти на основе додекана по сравнению с октаном, показывая, что обладающее более длинной углеродной цепью поверхностно-активное вещество более эффективно сольватируется более тяжелым модельным образцом нефти, что согласуется с результатами для парафиновой сырой нефти.

Пять образцов сырой нефти с различными концентрациями особых групп растворимости и семейств химических соединений исследовали на активность поверхностно-активного вещества в испытаниях фазового поведения. Данные испытания проводили, как описано выше. Результаты приведены ниже в табл. 1. фиг. 3 представляет влияние фракций растворимости сырой нефти на эффективность 108.

Все виды сырой нефти представляли собой легкую нефть согласно классификации плотности по шкале ΑΡΙ. Виды сырой нефти А и В отличались низким соотношением асфальтенов и смол, высоким соотношением насыщенных и ароматических соединений и высокой концентрацией нафтеновых кислот, в то время как виды сырой нефти С и Ό отличались высоким соотношением асфальтенов и смол, низким

- 14 021454 соотношением насыщенных и ароматических соединений и низкой концентрацией нафтеновых кислот. Поверхностно-активная система представляла собой смесь 0,5 мас.% ΙΘ8 С₂4-28 + 0,2 мас.% ΙΘ8 С₁₅_₁₈ + 1 мас.% 2-бутанола.

Таблица 1

Сырая нефть	Плотность (АРТ)	Общее кислотное число (ΤΑΝ)	Состав нефти (мас.%)	Оптималь- ная соленость (% КС1)	Активность поверхностно- активного ΙΟ8 С24-23
Насыщенные соединения (3)	Аромати- ческие соединения (А)	Смолы СН)	Асфаль- тены (Аз)	Природный битум (м. д.)
А	38,1	0,14	59, 2	33,0	7, 6	0,2	3230	0,5	Активность
В	33, 1	0,19	44,4	44, 8	10, 5	0,2	3360	0,8	наблюдается, но присутствуют вязкие фазы. ΙΟ5 С24-23 плохо совместим с нефтью
с	31, 3	0,04	28, 6	53, 9	12,2	5, 3	1500	1,3	Превосходная
0	37,3	0, 03	34,1	49, 3	14,9	1,7	1856	1,2	активность
Е	26, 5	0, 07	27, 5	52,3	13, 6	6, 6	н.и. = нет измерений	1,3

Из данных результатов очевидно, что поверхностно-активный ΙΟ8 С_24-28 менее совместим с видами сырой нефти с низким соотношением асфальтенов и смол, высоким соотношением насыщенных и ароматических соединений и высокой концентрацией нафтеновых кислот и более совместим с высоким соотношением асфальтенов и смол, низким соотношением насыщенных и ароматических соединений и низкой концентрацией нафтеновых кислот.

Пример 2.

Испытания по растворимости в воде олефинов С_24-28 с внутренней двойной связью при температуре окружающей среды (действующая концентрация 0,7 мас.% поверхностно-активного вещества в деионизированной воде) показали, что раствор был мутным от нерастворенных твердых веществ. Выше 50°С все твердые вещества растворялись, хотя мицеллярный раствор оставался мутным. Такое же испытание олефинов С_24-28 с внутренней двойной связью в смеси с олефинами С_15-18 с внутренней двойной связью в массовом соотношении 0,5/0,2 дало почти прозрачный и однородный раствор без нерастворившихся твердых веществ при температуре 60°С и выше. Обнаружено, что присутствие вспомогательного растворителя, например, втор-бутилового спирта, дополнительно улучшало растворимость в воде и поведение микроэмульсии.

Микроэмульсионную активность олефинов С_24-28 с внутренней двойной связью без добавок и в смеси с олефинами С_15-18 с внутренней двойной связью в массовом соотношении 0,7/0,1 определяли при 85°С. Смеси, содержащие 1 мас.% 2-бутанола, добавляли к смесям солевого раствора и нефти с массовым соотношением 70/30. Олефины С_24-28 с внутренней двойной связью без добавок показывали умеренную активность, образуя микроэмульсию на поверхности раздела нефти и солевого раствора. Параметр солюбилизации при оптимальной солености (0,75 мас.% ИаС1 и 1 мас.% Иа₂СО₃) был равен 4. Смесь ΙΟ8 ^С24-28 с ΙΟ8 С15-18 показывала превосходную активность, образуя относительно большой объем микроэмульсии. Параметр солюбилизации при оптимальной солености (2 мас.% ИаС1 и 1 мас.% Иа₂СО₃) был равен 15. Таким образом, активность поверхностно-активного вещества также повышалась при добавлении ΙΟ8 С₁₅.₁₈.

Приготовляли повышающие добычу углеводородов композиции, включающие олефинсульфонат С_20-24 с внутренней двойной связью и ΙΟ8 с меньшим числом атомов углерода, и сравнивали результаты испытаний микроэмульсий для различных композиций.

Олефины С_20-24 с внутренней двойной связью (полученные из α-олефинов) представляли собой смесь олефинов, содержащих только четное число атомов углерода, причем среднее число атомов углерода составляло 20,7. Из полной массы олефинов 4-5% представляли собой олефины С₁₈ с внутренней двойной связью (18 атомов углерода), 59-61% представляли собой С₂₀, 29-31% представляли собой С₂₂, и 3-8% представляли собой С₂₄. У 92% олефинов с внутренней двойной связью число атомов углерода составляло от 20 до 24. При их получении использовали высокое соотношение δΟз/олефин.

Олефины С1_9-23 с внутренней двойной связью (полученные из α-олефинов) представляли собой смесь олефинов, у которых среднее число атомов углерода составляло 22. Из полной массы олефинов 3%

- 15 021454 представляли собой олефины С₁₈ или низшие олефины с внутренней двойной связью (18 или меньше атомов углерода), 13% представляли собой С₁₉, 15% представляли собой С₂₀, 14% представляли собой С₂₁, 13% представляли собой С₂₂, 11% представляли собой С₂₃, и 31% представляли собой олефины С₂₄ с внутренней двойной связью или высшие олефины. У 66% олефинов с внутренней двойной связью число атомов углерода составляло от 19 до 23.

Олефины С_24-28 с внутренней двойной связью без добавок проявляли меньшую активность при образовании микроэмульсии, чем смесь олефины С_24-28 с внутренней двойной связью и олефинов С_15-18 с внутренней двойной связью. Например, в испытании с 0,7% Ю8 С_24-28, параметр солюбилизации нефти и воды при оптимальной солености был равен 4. Такое же испытание поверхностно-активной смеси Ю8 С_24-28 и С_15-18 в количестве 0,7/0,1 мас.% привело к параметру солюбилизации, равному 15.

Обнаружено, что использование олефинов С₁₅.₁₈ с внутренней двойной связью в качестве вспомогательного компонента смеси с 108 С_24-28 обеспечивает улучшенное поведение микроэмульсии, но не повышает растворимость в воде. Использование 108 С_39-23 также улучшает поведение микроэмульсии (растворимость в воде не определяли). Однако предположено, что 108 С_39-23, вследствие разветвления цепи и более широкого распределения по числу атомов углерода, также улучшает растворимость в воде.

Пример 3.

Олефинсульфонаты С_24-28 с внутренней двойной связью испытывали с алканами и сырой нефтью без вспомогательных поверхностно-активных веществ в целях дальнейшего исследования их поведения. Олефинсульфонаты с внутренней двойной связью испытывали при 90°С с н-октаном и н-додеканом и при 54°С с сырой нефтью. Результаты данных испытаний приведены в табл. 2.

Таблица 2

Поверхностноактивное вещество	Масло	Активность	Примечания
ЮЗ С24-2В	н-октан	Высокая	2% активного ПАВ без растворителя
103 С24-28	н-додекан	Высокая	2% активного ПАВ без растворителя
103 С24-28	Сырая нефть Г	Низкая	2% активного ПАВ, 1% 03 ВЕ

Результаты показывают, что длинноцепочечный олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью проявляет превосходную эффективность по отношению к алканам при отсутствии вспомогательного поверхностно-активного вещества/растворителя. С другой стороны, испытания сырой нефти Р показывают, что олефинсульфонаты С24-28 с внутренней двойной связью являются боле эффективными при использовании вместе с растворителем и/или вспомогательным поверхностно-активным веществом.

Claims (8)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ обработки пласта, содержащего сырую нефть с особыми группами растворимости и семействами химических соединений, в которой массовое соотношение асфальтенов и смолы составляет не более чем 0,5, массовое соотношение насыщенных соединений и ароматических соединений составляет не более чем 0,7 и концентрация нафтеновых кислот составляет не более чем приблизительно 1900 м.д., указанный способ включает:

   (a) введение повышающей добычу углеводородов композиции по меньшей мере в часть содержащего сырую нефть пласта, где композиция включает олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью, который представляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 24,5 до 27 и по меньшей мере 40 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода; и (b) оставление композиции для взаимодействия с углеводородами в содержащем сырую нефть пласте.
2. 2. Способ по п.1, в котором повышающую добычу углеводородов композицию вводят в содержащий сырую нефть пласт, предварительно смешивая ее с водой и/или солевым раствором из пласта, содержащего подлежащую добыче сырую нефть, чтобы получить нагнетаемую текучую среду, причем содержание олефинсульфоната с внутренней двойной связью в нагнетаемой текучей среде составляет от 0,05 до 1,0 мас.%, и затем вводя нагнетаемую текучую среду в пласт.
3. 3. Способ по п.2, в котором содержание олефинсульфоната с внутренней двойной связью составляет от 0,1 до 0,8 мас.% нагнетаемой текучей среды.
4. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором композиция также включает другой олефинсульфонат с внутренней двойной связью, выбранный из группы, включающей олефинсульфонаты С₁₅.₁₈ с внутренней двойной связью, олефинсульфонаты С19-23 с внутренней двойной связью, олефинсульфонаты С20-24 с

   - 16 021454 внутренней двойной связью и их смеси, которые смешивают с олефинсульфонатом С24-28 с внутренней двойной связью, где олефинсульфонат С_15-18 с внутренней двойной связью представляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 16 до 17 и по меньшей мере 50 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода;

   олефинсульфонат С1_9-23 с внутренней двойной связью предоставляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 21 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 19 до 23 атомов углерода;

   олефинсульфонат С_20-24 с внутренней двойной связью представляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода.
5. 5. Способ по пп.1-4, в котором олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью составляет по меньшей мере 50 мас.% смеси олефинсульфонатов с внутренней двойной связью.
6. 6. Способ нагнетания повышающей добычу углеводородов композиции, включающей олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью, в содержащий углеводороды пласт, который включает:

   (a) приготовление повышающей добычу углеводородов композиции текучей среды, содержащей солюбилизированный олефинсульфонат С_24-28 с внутренней двойной связью, смешиванием основной части олефинсульфоната С24-28 с внутренней двойной связью с пресной водой или водой, в которой содержание минеральных солей составляет менее чем приблизительно 2 мас.%, при температуре 50°С или ниже и добавление в смесь небольшой части солюбилизатора, который включает олефинсульфонат С_15-1₈ с внутренней двойной связью или олефинсульфонат С1_9-23 с внутренней двойной связью или их смеси, где олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью представляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 24,5 до 27 и по меньшей мере 40 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода;

   олефинсульфонат С_15-18 с внутренней двойной связью представляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 16 до 17 и по меньшей мере 50 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода;

   олефинсульфонат С_№23 с внутренней двойной связью предоставляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 21 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 19 до 23 атомов углерода; и (b) введение повышающей добычу углеводородов композиции, содержащей солюбилизированный олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью, в содержащий углеводороды пласт.
7. 7. Повышающая добычу углеводородов композиция, которая включает олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью и другой олефинсульфонат с внутренней двойной связью, выбранный из группы, включающей олефинсульфонаты С_15-18 с внутренней двойной связью, олефинсульфонаты С_!9-23 с внутренней двойной связью, олефинсульфонаты С_20-24 с внутренней двойной связью и их смеси, которые смешивают с олефинсульфонатом С24-28 с внутренней двойной связью, причем олефинсульфонаты С24-28 с внутренней двойной связью составляют по меньшей мере 50 мас.% смеси олефинсульфонатов с внутренней двойной связью и при этом олефинсульфонат С24-28 с внутренней двойной связью представляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 24,5 до 27 и по меньшей мере 40 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода, олефинсульфонат С15-18 с внутренней двойной связью представляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 16 до 17 и по меньшей мере 50 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода;

   олефинсульфонат С_!9-23 с внутренней двойной связью представляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 21 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 19 до 23 атомов углерода;

   олефинсульфонат С20-24 с внутренней двойной связью представляет собой смесь олефинсульфонатов с внутренней двойной связью, причем в данной смеси среднее число атомов углерода составляет от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% олефинсульфонатов с внутренней двойной связью в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода.
8. 8. Композиция по п.7, которая дополнительно включает щелочь в количестве, составляющем от 0,1 до 2 мас.%.