EA021925B1

EA021925B1 - Способ и композиция для интенсифицированной добычи углеводородов

Info

Publication number: EA021925B1
Application number: EA201070936A
Authority: EA
Inventors: Кирк Герберт Рейни; Томас Карл Семпл
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2008-02-07
Filing date: 2009-02-06
Publication date: 2015-09-30
Also published as: MX2010008646A; CN101970602A; US8664167B2; WO2009100301A1; US20110021389A1; CN101970602B; MY155567A; EP2250233A1; EA201070936A1; CA2714106A1

Abstract

Изобретение относится к способу обработки углеводородсодержащего пласта, включающему (а) предоставление композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере в части углеводородсодержащего пласта, при этом композиция для извлечения углеводородов содержит пропоксилированную композицию, содержащую (1) глицеролсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24, среднее число ответвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5 и по меньшей мере 0,5, предпочтительно от 3 до 12 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта; и (2) полипропиленгликоль, при условии, что первичный спирт пропоксилирован взаимодействием спирта с пропиленоксидом в присутствии каталитически эффективного количества одного или нескольких фосфатных солей редкоземельных элементов, с образованием пропоксилированного спирта и от 1 до 30 мас.% полипропиленгликоля; и (b) предоставление возможности взаимодействия композиции для извлечения углеводородов с углеводородами в углеводородсодержащем пласте.

Description

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.

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 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 (ЕОК) перемещение остаточной нефтенасыщенности достигается посредством поверхностно-активных веществ, которые создают достаточно (ультра)низкое поверхностное натяжение на границе раздела (1РТ) неочищенная нефть/вода, чтобы получить достаточно большое отношение вязкостных сил к капиллярным силам, чтобы преодолеть капиллярные силы и сделать возможным протекание нефти (I. СйаШк апб Ν.Κ. Могго\У5, Согге1а(юп оГ сарШагу питЬег ге1а(юпкЫр Гог 8апЙ8(опе. 8РЕ 1оигпа1, уо1. 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 (1РТ). 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.

Композиции и способы для интенсифицированной добычи углеводородов описаны в патенте США № 3943160, Раттег е( а1., озаглавленном Неа(-8(аЬ1е Са1сшт-СотрайЬ1е \7а1егПооб §шГас(ап(; патенте США № 3946812, Са1е е( а1., озаглавленном Ике ОГ Ма(епа1к Ак \Уа1егГ1ооб АббШуек; патенте США № 4077471, §йире е( а1., озаглавленном §шГас(ап( Ой Кесоуегу Ргосекк ИкаЫе 1п Нфй ТетрегаШге, Нфй 8а1шйу Рогтайопк; патенте США № 4216079, №\усотЬе, озаглавленном ЕтиПюп Вгеакшд ^йй 8иг£'ас(ап( Кесоуегу; патенте США № 5318709, ^иек( е( а1., озаглавленном Ргосекк Гог (йе Ргобисйоп оГ 8игГас1ап1 МШигек Вакеб Оп Е(йег §и1Гопа(еб Апб Тйеи Ике; патенте США № 5723423, Уап §1уке, озаглавленном §о1уеп( §оарк апб Ме(йобк Етр1оушд §ате; патенте США № 6022834, Нки е( а1., озаглавленном А1ка1ше 8шГас(ап( Ро1утег Р1ообш§ Сотрокйюп апб Ргосекк; патенте США № 6269881, Сйои е( а1., озаглавленном Ой Кесоуегу Ме(йоб Рог \7а\у Сгибе Ой Икшд А1ку1агу1 §и1Гопа(е 8шГас(ап(8 Эепуеб Ргот А1рйа-О1еГш8 апб (йе А1рйа-О1ейп Сотрокйюпк и ХУеШпЦоп е( а1. в Ьоте 8шГас(ап( Сопсеп(га(юп Епйапсеб ХУаЮгПообйщ, §оше(у оГ Ре(го1еит Епдшеегк, 1995, которые все включены посредством ссылки в данный документ.

Патент США № 7055602 описывает композиции для интенсифицированной добычи углеводородов, содержащие алифатические неионогенные добавки и/или алифатические анионогенные поверхностноактивные вещества, которые имеют разветвленные структуры. Этими добавками и поверхностноактивными веществами могут быть первичные спирты или их сульфаты, имеющие разветвленные алифатические группы, которые могут иметь среднее число атомов углерода от 10 до 24, менее примерно 0,5% четвертичных атомов углерода, среднее число ответвлений на алифатическую группу алифатического анионогенного поверхностно-активного вещества может находиться в интервале между примерно 0,7 и примерно 2,5, и метильные ответвления могут присутствовать в интервале от примерно 20 до примерно 99% от общего числа ответвлений, имеющихся в группе. Такие композиции, представленные в таблице этого патента, предоставляют возможность достижения величин поверхностного натяжения на границе раздела от 0,0022 (нижний предел) до 1,9040 (верхний предел) дин/см при применении по отдельности или в комбинации с другими материалами.

- 1 021925

Сущность изобретения

Данное изобретение предоставляет способ обработки углеводородсодержащего пласта, содержащий (а) предоставление композиция для извлечения углеводородов по меньшей мере в части углеводородсодержащего пласта, при этом композиция для извлечения углеводородов содержит пропоксилированную композицию, которая содержит (1) глицеролсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24, и имеющего среднее число ответвлений на алифатическую группу от примерно 0,7 до примерно 2,5, и имеющего по меньшей мере примерно 0,5, предпочтительно от примерно 3 до примерно 12 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта, и (2) полипропиленгликоль (который действует таким образом, что увеличивает способность глицеролсульфоната к снижению поверхностного натяжения на границе раздела); при условии, что первичный спирт пропоксилирован приведением спирта в соприкосновение с пропиленоксидом в присутствии каталитически эффективного количества одного или нескольких фосфатных солей элементов ряда лантана или редкоземельных элементов, с образованием пропоксилированного спирта и от 1 до 30 мас.% полипропиленгликоля; и (Ь) предоставление возможности взаимодействия композиции для извлечения углеводородов с углеводородами в углеводородсодержащем пласте. В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать глицеролсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24 и имеющего среднее число ответвлений на алифатическую группу от примерно 0,7 до примерно 2,5. Глицеролсульфонат может иметь среднее число атомов углерода по меньшей мере 14 или оно может находиться в интервале от 14 до 20. Как использовано в данном документе, выражение число атомов углерода относится к общему числу атомов углерода в молекуле. Среднее число атомов углерода может быть определено анализом ЯМР. Среднее число ответвлений на молекулу разветвленного глицеролсульфоната может составлять по меньшей мере примерно 2 в некоторых вариантах осуществления. Ответвления на разветвленном глицеролсульфонате могут включать, однако без ограничения ими, метильные и/или этильные ответвления. В некоторых вариантах осуществления среднее число ответвлений на молекулу может составлять по меньшей мере примерно 1 и/или вплоть до примерно 3, или вплоть до примерно 6, или вплоть до примерно 10. Среднее число ответвлений на молекулу также может быть определено анализом ЯМР.

В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать глицеролсульфонат пропоксилированного разветвленного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 16 до 19, предпочтительно от 16 до 17 и имеющего среднее число ответвлений на алифатическую группу от примерно 0,7 до примерно 2,5, предпочтительно примерно от 1,4 до примерно 2. В одном из вариантов осуществления метильные группы могут составлять от примерно 20 до примерно 99% от общего числа ответвлений, имеющихся в разветвленной алифатической группе.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов может содержать от примерно 10 до примерно 80 мас.% пропоксилированной композиции, предпочтительно от примерно 10 до примерно 40 мас.% и более предпочтительно от примерно 20 до примерно 30 мас.%. В варианте осуществления композиция, содержащая углеводород, может быть получена из углеводородсодержащего пласта. Композиция, содержащая углеводород, может включать любую комбинацию углеводородов, производные, описанные выше, солюбилизирующий агент, метан, воду, асфальтены, монооксид углерода и аммиак.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов доставляется в углеводородсодержащий пласт посредством ее смешивания с водой и/или рассолом, которые могут быть от пласта, из которого должны быть извлечены углеводороды. Предпочтительно композиция для извлечения углеводородов содержится в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 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 пропоксилированной композицией). Соответственно, количество пропоксилированной композиции в инжектируемой текучей среде может составлять от примерно 0,1 до примерно 1 мас.%, предпочтительно от примерно 0,2 до примерно 0,5 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, глицеролсульфонат, описанный выше, агент, улучшающий свойства, метан, воду, асфальтены, монооксид углерода и аммиак.

- 2 021925

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, на которых:

фиг. 1 изображает вариант осуществления обработки углеводородсодержащего пласта; фиг. 2 изображает вариант осуществления обработки углеводородсодержащего пласта; фиг. 3 изображает графическое представление величин поверхностного натяжения на границе раздела углеводородной композиции, содержащей глицеролсульфонаты в соответствии с данным изобретением.

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

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, минерализацию или температуру 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 мД или более. Сравнительно низкая проницаемость, как использовано в данном документе, относится к пластам или их частям, которые имеют среднюю проницаемость менее примерно 10 мД; 1 Д равен примерно 0,99 мкм². Непроницаемая часть пласта обычно имеет проницаемость менее примерно 0,1 мД. 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 границах между текучими средами. Поверхности раздела или границы между текучими средами и пластом могут быть обра- 3 021925 зованы 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 Срииипд άτορ)). 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 примерно 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 примерно 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 преимуществу 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 Снид, 1т. в ТЬе Κβδβτνοίτ Епдшеегшд Л8рес18 οί \Уа1сгПообтд. 1971, МоподгарЬ, νοί. 3, 8ос1е1у οί Ре1то1еит Епдшеетк, 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 подстилающей породы. Как использовано в данном документе, смачивание водой относится к образованию слоя воды на поверхности слоя покрывающей породы/слоя подстилающей породы. Вода, смачи- 4 021925 вающая 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). Как использовано в данном документе, высокая минерализация воды относится к воде, которая содержит суммарно более чем примерно 30000 млн^-1 растворенных твердотельных веществ в расчете на хлорид натрия. 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.

Низкая минерализация воды в углеводородсодержащем пласте может улучшать добычу углеводородов из углеводородсодержащего пласта. Углеводороды и вода с низкой минерализацией могут образовывать хорошо диспергированную эмульсию вследствие низкого поверхностного натяжения на границе раздела между водой с низкой минерализацией и углеводородами. Добыча текучей эмульсии (например, смеси углеводороды/вода) из углеводородсодержащего пласта может быть экономически более выгодна для производителя. Как использовано в данном документе, вода с низкой минерализацией относится к минерализации воды в углеводородсодержащем пласте, которая составляет менее чем примерно 20000 частей на миллион (млн^-1) растворенных твердотельных веществ в расчете на хлорид натрия. В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащие пласты могут включать воду с минерализацией менее чем примерно 13000 млн^-1. В некоторых вариантах осуществления углеводородсодержащие пласты могут включать воду с минерализацией в интервале от примерно 3000 до примерно 10000 млн^-1. В других вариантах осуществления минерализация воды в углеводородсодержащих пластах может находиться в интервале от примерно 5000 до примерно 8000 млн^-1.

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 примерно 0 до примерно 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 по- 5 021925 верхностным 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, ΆΜΡδ (2-акриламид-2метилпропансульфонат) 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 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 в патенте США № 6427268, Ζΐιαηβ с1 а1., озаглавленном Ме!йоб Рот Макшд НубторйоЪ1са11у Аккос1а1|уе Ро1утегк, Ме1йобк оГ Ике аиб Сотрокбюпк; патенте США № 6439308, \Уапд. озаглавленном Роат Опте Ме!йоб; патенте США № 5654261, 5>тбк озаглавленном РеттеаЪббу Моббушд Сотрокбюп Рог Ике Ιη Об Кесоуегу; патенте США № 5284206, §ит1ек е! а1., озаглавленном Роттайоп Ттеайпд; патенте США № 5199490, §ит1ек е! а1., озаглавленном Роттайоп Тгеайпд; и патенте США № 5103909, Мотдеп!Ьа1ег е! а1., озаглавленном Ртой1е Соп!го1 1п Епйапсеб Об Кесоуегу, которые все включены посредством ссылки в данный документ.

Композиция для извлечения углеводородов.

Это семейство анионогенных поверхностно-активных веществ на базе этих спиртов, разветвленных неупорядоченным образом, применимо при условиях повышенной минерализации продуктивного пласта. В этом семействе соединительная группа пропиленоксида (РО) связывает гидрофобный спирт с анионогенным сульфонатом и применяется для изменения гидрофильно-липофильного баланса (НЬВ) молекулы и согласования ее с пластовыми условиями, в расчете на минерализацию и неочищенную нефть. Присутствие цепей пропиленоксида в соединительной группе способствует предоставлению устойчивости к ионам Са, Мд в жесткой воде.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов может быть подана в углеводородсодержащий пласт. В варианте осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать глицеролсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24 и имеющего среднее число ответвлений на алифатическую группу от примерно 0,7 до примерно 2,5. Глицеролсульфонат может иметь среднее число атомов углерода по меньшей мере 14 или оно может находиться в интервале от 14 до 20. В некоторых вариантах осуществления среднее число ответвлений на молекулу может составлять вплоть до примерно 3, или вплоть до примерно 6, или вплоть до примерно 10.

В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать глицеролсульфонат пропоксилированного разветвленного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 16 до 19, предпочтительно от 16 до 17 и имеющего среднее число ответвлений на алифатическую группу от примерно 0,7 до примерно 2,5, предпочтительно примерно от 1,4 до примерно 2.

Разветвленные первичные спирты в соответствии с данным изобретением могут быть получены гидроформилированием разветвленного олефина. Способы получения разветвленных олефинов описаны в патенте США № 5510306, Миттау, озаглавленном Ргосекк Рог Еотеп/ищ Ьтеаг О1ейпк !о 1коо1ейпк; патенте США № 5648584, Миттау, озаглавленном Ргосекк Рог Еотеп/ищ Ьтеаг О1ейпк !о 1коо1ейпк; и патенте США № 5648585, Миттау, озаглавленном Ргосекк Рог 1котеп/1пд Ьтеаг О1ейпк !о 1коо1ейпк, которые все включены посредством ссылки в данный документ. Способы получения разветвленных алифатических спиртов с длинной молекулярной цепью описаны в патенте США № 5849960, §щд1е!оп е! а1., озаглавленном ШдЬ1у Втапсйеб Рйтату А1сойо1 Сотрокбюпк, апб ВюбедтабаЪ1е Пе!етдеп!к Мабе Тйегейот; патенте США № 6150222, §шд1е!оп е! а1., озаглавленном ШдЫу Втапсйеб Рйтату А1сойо1 Сотрокбюпк, апб ВюбедтабаЪ1е Пе!етдеп!к Мабе ТйегеГгот; патенте США № 6222077, §щд1е!оп е! а1., озаглавленном Шдй1у Втапсйеб Рйтату А1сойо1 Сотрокбюпк, апб ВюбедтабаЪ1е Пе!етдеп!к Мабе ТйегеГгот, которые все включены посредством ссылки в данный документ.

В некоторых вариантах осуществления ответвления разветвленной алифатической группы первичного спирта с длинной молекулярной цепью могут иметь менее чем примерно 0,5% алифатических четвертичных атомов углерода. В варианте осуществления среднее число ответвлений на алифатический спирт с длинной молекулярной цепью находится в интервале от примерно 0,1 до примерно 2,5. В других вариантах осуществления среднее число ответвлений на спирт находится в интервале от примерно 0,7 до примерно 2,5.

- 6 021925

Метильные ответвления могут составлять от примерно 20 до примерно 99% от общего числа ответвлений, имеющихся в разветвленном первичном спирте с длинной молекулярной цепью. В некоторых вариантах осуществления метильные ответвления могут составлять более чем примерно 50% от общего числа ответвлений в разветвленном первичном спирте с длинной молекулярной цепью. Число этильных ответвлений в спирте может составлять в некоторых вариантах осуществления менее чем примерно 30% от общего числа ответвлений. В других вариантах осуществления число этильных ответвлений, если они присутствуют, может составлять от примерно 0,1 до примерно 2% от общего числа ответвлений. Ответвления, иные, чем метильные или этильные, если они присутствуют, могут составлять менее чем примерно 10% от общего числа ответвлений. В некоторых вариантах осуществления менее чем примерно 0,5% от общего числа ответвлений не являются ни этильными, ни метильными группами.

Количество пропиленоксида, добавленного к первичному спирту, может составлять по меньшей мере примерно 0,5, предпочтительно от примерно 3 до примерно 12, наиболее предпочтительно от примерно 5 до примерно 9 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта. Предпочтительным является применение по меньшей мере примерно 3 моль, чтобы минимизировать количество неалкоксилированного вторичного спирта. Предпочтительным является применение не более чем примерно 12 моль, поскольку молекула теряет свою способность к функционированию в качестве поверхностно-активного вещества, если цепь атомов углерода в спиртовой части слишком короткая по сравнению с количеством пропиленоксида в молекуле. Для того чтобы молекула успешно функционировала в качестве поверхностно-активного вещества в углеводородсодержащем пласте, должен иметь место надлежащий баланс между длиной нефтерастворимой части углеродной цепи молекулы, растворимой в нефти, и водорастворимой пропиленоксидной части молекулы. Поверхностно-активное вещество, полученное в соответствии с этим изобретением, представляет собой произведенную пропоксилированную композицию, которая содержит пропоксилированный спирт и от примерно 1 до примерно 30 мас.%, предпочтительно от примерно 10 до примерно 20 мас.%, наиболее предпочтительно от примерно 13 до примерно 17 мас.% полипропиленгликоля.

В одном из вариантов осуществления композиция для извлечения углеводородов может включать пропоксилированную композицию, как описано выше. В некоторых вариантах осуществления количество пропоксилированной композиции в композиции для извлечения углеводородов может быть больше чем примерно 10 мас.% от общей массы композиции для извлечения углеводородов. В варианте осуществления количество пропоксилированной композиции в композиции для извлечения углеводородов может находиться в интервале от примерно 10 до примерно 80 мас.% от общей массы композиции. Количество пропоксилированной композиции в композиции для извлечения углеводородов может находиться в интервале от примерно 10 до примерно 40 мас.% от общей массы композиции для извлечения углеводородов, предпочтительно от примерно 20 до примерно 30 мас.%. Остаток композиции для извлечения углеводородов 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, третбутиловый 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.

Первичные спирты могут быть пропоксилированы посредством их реакционного взаимодействия с пропиленоксидом в присутствии соответствующего катализатора алкоксилирования. Катализатор алкоксилирования может быть катализатором алкоксилирования на базе лантана или редкоземельного металла, как описано в патентах США № 5059719 и 5057627, которые оба включены в данный документ посредством ссылки во всей их полноте.

Ограниченный выбор пропоксилатов первичных спиртов может быть получен с применением растворимого основного соединения элементов ряда лантана или редкоземельных элементов в качестве катализатора алкоксилирования. Фосфат лантана является особенно применимым. Пропоксилирование выполняется с применением обычных реакционных условий, таких как те, что описаны выше. Пропоксилированная композиция, которая содержит пропоксилированный спирт и от примерно 1 до примерно 30 мас.%, предпочтительно от примерно 10 до примерно 20 мас.%, наиболее предпочтительно от примерно 13 до примерно 17 мас.% полипропиленгликоля, изготовлена в соответствии с этим процессом.

Что касается терминологии, используемой в данном документе, редкоземельными элементами являются элементы с атомными номерами 39 и от 57 до 71, элементами ряда лантана являются элементы с атомными номерами от 57 до 71, лантаноидами являются элементы с атомными номерами от 58 до 71. Традиционно элементы ряда лантана дополнительно разделяются на элементы группы церия с атомными номерами от 57 до 62, элементы группы тербия с атомными номерами от 63 до 66 и элементы группы иттрия с атомными номерами от 67 до 71 (так названо не потому, что иттрий входит в эту группу, а потому что иттрий находится с этими элементами в природе).

В общих чертах, катализатор для способа по данному изобретению содержит одну или несколько фосфатных солей редкоземельных металлов. В одном из предпочтительных вариантов осуществления

- 7 021925 катализатор содержит одну или несколько фосфатных солей элементов ряда лантана. В другом варианте осуществления катализатор содержит одну или несколько фосфатных солей лантаноидов. В другом конкретном варианте осуществления катализатор содержит одну или несколько фосфатных солей элементов группы церия. В еще одном конкретном варианте осуществления катализатор содержит смесь фосфатных солей редкоземельных металлов, в которой распределение редкоземельных элементов в основном соответствует распределению в природной руде редкоземельных элементов, например моназите, бастнезите, ксенотиме, гадолините или эвксините.

Соли редкоземельных элементов, применимые для получения катализаторов текучей среды на базе фосфата редкоземельного элемента, предпочтительно являются растворимыми в разветвленном первичном одноатомном алканоле при температуре менее 120°С. Такими солями редкоземельных элементов могут быть, например, галогениды, нитраты, карбонаты или карбоксилаты редкоземельных элементов. Карбонаты являются особенно предпочтительными, как описано в патенте США № 6953766. Некоторые примеры других солей включают бромиды, хлориды, нитраты, ацетаты и октоаты.

Соль редкоземельного элемента может быть растворена в разветвленном первичном спирте при температурах в интервале от температуры окружающей среды вплоть до 120°С, чтобы предоставить раствор соль редкоземельного элемента/органическое вещество. Соль редкоземельного элемента опционально может быть растворена в воде перед добавлением к органическому соединению или предпочтительно в алканоле, чтобы быстрее растворить соль редкоземельного элемента. Однако это не является необходимым, и желательно иметь как можно меньше воды в растворе соль редкоземельного элемента/алканол.

К этому раствору может быть медленно добавлена фосфорная кислота при молярном отношении редкоземельного элемента к фосфорной кислоте в интервале от 0,7:1, более предпочтительно от 0,9:1 до 1,3:1, более предпочтительно от 1,1:1, чтобы получить текучую композицию катализатора на базе фосфата редкоземельного элемента. Фосфорная кислота может быть в любой форме, включая концентрированную форму или водный раствор. Концентрация предпочтительно находится в интервале от 50 до 80 мас.% в водном растворе.

Текучая композиция катализатора на базе фосфата редкоземельного элемента может быть опционально обработана основанием в количестве, требующемся для приведения рН композиции катализатора к величине в интервале 5-8, при условии, что основание не мешает реакции алкоксилирования. Такие основания обычно не содержат элементы группы 1 или группы 2 Периодической таблицы, такие как Να'. К'. С§⁺, Ва+, Мд', Са+ и т.п. Особенно предпочтительным является гидроксид аммония.

Одна или несколько фосфатных солей редкоземельных элементов может присутствовать в реакционных смесях в каталитически эффективном количестве, т.е. количества достаточно, чтобы промотировать реакцию пропоксилирования или влиять на распределение продукта присоединения пропиленоксида. Хотя конкретное количество катализатора не является критичным для изобретения, предпочтительным может быть применение катализатора в количестве по меньшей мере примерно 0,01 мас.%, наряду с тем, что количество между примерно 0,02 и 5 мас.% рассматривается более предпочтительным, и количество между примерно 0,1 и 2 мас.% рассматривается наиболее предпочтительным для типичных вариантов осуществления. Эти величины процентного содержания относятся к массе ионов редкоземельного металла в технологической смеси по отношению к массе соединений, содержащих активный водород, в этой смеси. Существенно большие количества катализатора, например вплоть до примерно 10 мас.% или более, также хорошо подходят. Как правило, чем выше желательное среднее число присоединений пропиленоксида алкоксилатного продукта и чем выше желательная скорость реакции, тем больше требующееся количество катализатора.

В процессе приготовления катализатора в соответствии с данным изобретением разветвленный первичный спирт может быть реагентом в реакции алкоксилирования. Соответственно, активный катализатор на базе редкоземельного элемента может быть получен в естественном залегании одного из реагентов.

Следует понимать, что процедура пропоксилирования служит для введения желательного среднего числа звеньев пропиленоксида на 1 моль пропоксилата первичного спирта. Например, обработка смеси первичного спирта 1,5 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта служит для воздействия на пропоксилирование каждой молекулы спирта в среднем 1,5 составляющих пропиленоксида на 1 моль составляющей первичного спирта, хотя основная доля составляющих первичного спирта будет объединяться с более чем 1,5 составляющими пропиленоксида, и примерно равная доля будет объединяться с менее чем 1,5. В типичной смеси продукта пропоксилирования имеется также незначительная доля непрореагировавшего первичного спирта.

Количество полипропиленгликоля (РРО), которое образуется во время процесса пропоксилирования, может быть отрегулировано количеством других соединений, присутствующих в реакционной среде. Например, увеличенное количество воды будет увеличивать количество получаемого полипропиленгликоля. На количество получаемого полипропиленгликоля может также влиять обработка катализатора на базе фосфата лантана (ЬАРО) перед добавлением. Например, нагревание катализатора перед применением будет уменьшать количество получаемого полипропиленгликоля.

- 8 021925

При получении глицеролсульфонатов, производных от алкоксилированных первичных спиртов по данному изобретению, алкоксилаты приводят в реакционное взаимодействие с эпихлоргидрином, предпочтительно в присутствии катализатора, такого как тетрахлорид олова, при температуре от примерно 110 до примерно 120°С в течение от примерно 3 до примерно 5 ч при давлении от примерно 14,7 до примерно 15,7 фунтов/кв.дюйм абс. давл. (от примерно 100 до примерно 110 кПа) в толуоле. Затем реакционный продукт приводят в реакционное взаимодействие с основанием, таким как гидроксид натрия или гидроксид калия, при температуре от примерно 85 до примерно 95°С в течение от примерно 2 до примерно 4 ч при давлении от примерно 14,7 до примерно 15,7 фунтов/кв.дюйм абс. давл. (от примерно 100 до примерно 110 кПа). Реакционную смесь охлаждают и разделяют на два слоя. Органический слой отделяют и продукт изолируют. Затем его приводят в реакционное взаимодействие с бисульфитом натрия и сульфитом натрия при температуре от примерно 140 до примерно 160°С в течение от примерно 3 до примерно 5 ч при давлении от примерно 60 до примерно 80 фунтов/кв.дюйм абс. давл. (от примерно 400 до примерно 550 кПа). Реакционную среду охлаждают и глицеролсульфонат в качестве продукта извлекают в виде раствора примерно 25 мас.% активного материала в воде. Реактор предпочтительно является реактором 21рретС1ауе на 500 мл.

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 примерно 1 дин/см) может указывать, что композиция уменьшила 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 примерно 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 глицеролсульфонат пропоксилированного разветвленного первичного спирта в соответствии с этим изобретением, может быть предоставлена (например, закачана) 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.

- 9 021925

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. Количество композиции для извлечения углеводородов, инжектированной в углеводородсодержащий пласт 100, может составлять от примерно 0,1 до примерно 4 мас.% от общей массы нагнетаемой текучей среды. В некоторых вариантах осуществления количество пропоксилированной композиции (активного материала), которая является частью композиции для извлечения углеводородов, подаваемой в углеводородсодержащий пласт, может составлять от примерно 0,1 до примерно 1 мас.% от общей массы нагнетаемой текучей среды. В некоторых вариантах осуществления количество композиции для извлечения углеводородов, подаваемой в углеводородсодержащий пласт, может составлять от примерно 0,2 до примерно 0,5 мас.% от общей массы нагнетаемой текучей среды.

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 примерно 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 примерно 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 композиция 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 примерно 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 углеводорода 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, адсор- 10 021925 бированных 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 примерно 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® ЛЬСОРЬООО® производства компании СаЬа ЗреиаИу Αάάίίίνβδ (ТаггуЮ\\п, штат Нью-Йорк), Тгатйос® производства компании Тгатйос 1пс. (Тетр1е, Аризона) и НЕ® полимеры производства компании СНеАгоп РЫШрк СЬешюа1 Со. (ТЬе \Уооб1апб5, 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 глицеролсульфоната пропоксилированного разветвленного первичного спирта 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 глицеролсульфоната.

В некоторых вариантах осуществления 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 выбранной 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 (Ыа₂СО₃), 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 взаимодействия между углеводородом и водой на поверхности раздела. Уменьшенное взаимодействие может снижать поверхностное натяжение на границе раздела смеси и обеспечивать более высокую подвижность текучей среды.

- 11 021925

Примеры

Пример 1.

Разветвленный первичный спирт №ойо1 67 (число атомов углерода 16-17, среднее число ответвлений на алифатическую группу 1,5) сушили на молекулярных ситах 4А. Спирт затем продували азотом при 120°С при перемешивании в течение 1 ч в круглодонной колбе, снабженной верхней мешалкой, дефлегматором, термопарой и ловушкой Дина-Старка.

Спирт поддерживали под азотом до загрузки в чистый автоклав с фосфатом лантана (ЬАРО). Фосфат лантана (ЬАРО) загружали при расходе 0,5 г/150 г начального спирта. Реакцию проводили с 1073 г спирта №ойо1 67, 3,611 г фосфата лантана (ЬАРО) и 1333 г пропиленоксида (РО), чтобы имело место соотношение 7 моль РО на молекулу спирта №ойо1 67. Автоклав уплотняли и продували азотом, чтобы создать атмосферу азота. Начальное давление азота составляло 30 фунтов/кв.дюйм (200 кПа) при 160°С. Пропиленоксид загружали с применением регулятора давления в камере управляющего клапана, чтобы контролировать расход. Фактическая температура находилась между 159 и 172°С, и давление составляло от 30 фунтов/кв. дюйм (200 кПа) до 160 фунтов/кв.дюйм (1100 кПа). Пропиленоксид добавляли в течение 180 мин и предоставляли возможность протекания реакции в течение 30 мин после завершения добавления пропиленоксида (РО). Содержимое реактора затем выпускали и отбирали.

При применении биметаллического катализатора (ΏΜΟ) на базе Ζη/Со процедура была такой же, что и в случае катализатор на базе фосфата лантана (ЬАРО). Единственным отличием было то, что 1% суспензии биметаллического катализатора в РРС400 (РРС400 - среднечисленная молекулярная масса 400) была приобретена от Вауег и была использована в поставленном виде. Концентрация биметаллического катализатора в конечной смеси составляла примерно 50 млн^-1.

Величины поверхностного натяжения на границе раздела (ΙΡΤ) измеряли для североморской неочищенной нефти с 3,1% рассола морской воды при 72°С. Первым используемым образцом был глицеролсульфонат (Ы67-7РО-глицеролсульфонат) пропоксилированного (при 7 группах пропиленоксида (РО) на молекулу) спирта №ойо1 67 (N67), полученный с применением биметаллического катализатора (ОМС). Материал содержал примерно 1-2% полипропиленгликоля (РРС-РРС400 - среднечисленная молекулярная масса 400) и предоставлял низкие величины поверхностного натяжения на границе раздела (ΙΡΤ) между 0,1 и 0,3 дин/см кружки на фиг. 3). После замены биметаллического катализатора (ОМС) катализатором на базе фосфата лантана (ЬАРО) авторы нашли, что много больше пропиленоксида полимеризуется в полипропиленгликоль во время реакции. После вымывания полипропиленгликоля из этого образца получили Ж)7-5.7РО-глицеролсульфонат. Материал содержал 0% полипропиленгликоля предоставлял сходные низкие величины поверхностного натяжения на границе раздела (ΙΡΤ) (по отношению к величинам для вышеуказанного Ж7-7РО-глицеролсульфоната, полученного с биметаллическим катализатором (ОМС)) между 0,1 и 0,3 дин/см для времен более 40 мин (ромбы на фиг. 3). Результаты показаны на фиг. 3.

Каждый из этих двух образцов смешивали с солюбилизатором, чтобы улучшить их эксплуатационные качества. Когда примешивали этоксилированный спирт №ойо1 45 (N45-7) в качестве солюбилизатора, измеренные величины поверхностного натяжения на границе раздела (ΙΡΤ) для каждого образца были улучшены и уменьшались до значений между 0,05 и 0,08 дин/см (для биметаллического катализатора звездочки и для фосфата лантана (ЬАРО) - треугольники на фиг. 3). Образец Ж7-7РОглицеролсульфонат, полученный с биметаллическим катализатором (ОМС), смешивали с полипропиленгликолем (РРС400 - среднечисленная молекулярная масса 400) в качестве агента, улучшающего свойства. Результирующие измеренные величины поверхностного натяжения на границе раздела (ΙΡΤ) от 0,05 до 0,08 дин/см (квадраты на фиг. 3) были примерно такими же, что и те, что были получены при применении солюбилизирующего агента N45-7. Два образца были получены с образованием полипропиленгликоля на месте, один примерно с 24 мас.% полипропиленгликоля и один примерно с 15 мас.% полипропиленгликоля. Образец с 24 мас.% полипропиленгликоля предоставлял высокое поверхностное натяжение на границе раздела (ΙΡΤ), примерно 1 (крестики на фиг. 3), и образец с 15 мас.% полипропиленгликоля (РРС) предоставлял гораздо более низкое поверхностное натяжение на границе раздела (ΙΡΤ), менее 0,01 (квадраты на фиг. 3). Поэтому выводом являлось то, что образование на месте примерно 15 мас.% полипропиленгликоля представляет лучшее поверхностно-активное вещество для интенсифицированной добычи нефти (ЕОК) для данной нефти по сравнению с продуктом Ж7-7РОглицеролсульфонат, полученным посредством биметаллического катализатора, без полипропиленгликоля или с добавлением полипропиленгликоля в качестве усиливающего агента или солюбилизатора N45-7.

Величины поверхностного натяжения на границе раздела для смесей углеводород/композиция для извлечения углеводородов/вода определяли с применением тензиометра с вращающейся каплей модели Техасского университета (ЬшуегЩу о! Τеxа8). Каплю объемом в 4 мкл н-додеканового углеводорода размещали в стеклянную капиллярную трубку, которая содержала раствор композиция для извлечения углеводородов/рассол, чтобы обеспечить объемное соотношение рассола и углеводорода, равное 400. Трубку помещали в прибор с падающей каплей и затем закрывали. Двигатель приводили в быстрое вращение, чтобы вращать трубку для образования цилиндрической капли внутри трубы (например, от 6 до 12 мс/об). Длина капли может превышать в 4 раза или больше ширину капли. Капиллярную трубку и

- 12 021925 капли нагревали до различных температур (при и выше 25, 50, 75 и 98°С). Изображение капли записывали для последующего воспроизведения для измерения размеров капли и расчета поверхностного натяжения на границе раздела между каплей и композицией/рассолом с применением Орйта® 8у51ет. Временной интервал измерений составлял от примерно 0,1 до примерно 1,0 ч, чтобы достигнуть равновесия капли.

Другие модификации и альтернативные варианты осуществления различных особенностей данного изобретения могут быть очевидными для специалистов в данной области техники, принимая во внимание это описание. Соответственно, это описание должно истолковываться как лишь иллюстративное и предназначенное для разъяснения специалистам в данной области техники общих принципов осуществления данного изобретения. Следует понимать, что варианты изобретения, представленные и описанные в данном документе, следует принимать в качестве предпочтительных в настоящее время вариантов осуществления. Элементы и материалы могут быть иными, чем те, что проиллюстрированы и описаны в данном документе, части и процессы могут быть отменены, и определенные особенности данного изобретения могут быть использованы независимым образом, как это все будет очевидно специалистам в данной области техники после использования преимуществ, представленных в описании данного изобретения. В отношении элементов, описанных в данном документе, могут быть сделаны изменения без отклонения от сущности и объема данного изобретения, определяемых представленной ниже формулой изобретения. В дополнение к этому, следует понимать, что особенности, описанные в данном документе, могут быть независимым образом быть объединены в определенных вариантах осуществления.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки углеводородсодержащего пласта, включающий:

(a) введение композиции для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть углеводородсодержащего пласта, причем композиция для извлечения углеводородов содержит пропоксилированную композицию, содержащую (1) глицеролсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24, и имеющего среднее число ответвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5, и имеющего по меньшей мере 0,5 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта; и (2) полипропиленгликоль, при условии, что первичный спирт пропоксилирован взаимодействием спирта с пропиленоксидом в присутствии каталитически эффективного количества одного или более из фосфатных солей редкоземельных элементов с получением пропоксилированного спирта и от 1 до 30 мас.% полипропиленгликоля; и (b) предоставление возможности взаимодействия композиции для извлечения углеводородов с углеводородами в углеводородсодержащем пласте.
2. Способ по п.1, в котором разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число ответвлений на алифатическую группу от 1,4 до 2.
3. Способ по п.1, в котором количество полипропиленгликоля, образованного при пропоксилировании первичного спирта, составляет от 10 до 20 мас.%.
4. Способ по п.1, в котором пропоксилированный первичный спирт имеет в среднем от 5 до 9 пропиленоксидных групп на молекулу.
5. Способ по п.1, в котором разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число атомов углерода от 14 до 20.
6. Способ по п.1, в котором композиция для извлечения углеводородов смешивается с водой и/или рассолом с образованием нагнетаемой текучей среды, которую нагнетают в углеводородсодержащий пласт, причем пропоксилированная композиция составляет от 0,1 до 1 мас.% от нагнетаемой текучей среды.
7. Способ по п.6, в котором пропоксилированная композиция содержится в количестве от 0,2 до 0,5 мас.% от нагнетаемой текучей среды.
8. Способ по п.1, в котором пропоксилированная композиция содержится в количестве от 10 до 80 мас.% от композиции для извлечения углеводородов.
9. Способ по п.1, в котором разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число атомов углерода от 16 до 19.
10. Способ по п.9, в котором разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число атомов углерода от 16 до 17.
11. Композиция для извлечения углеводородов, содержащая пропоксилированную композицию, которая содержит (1) глицеролсульфонат пропоксилированного первичного спирта, имеющего разветвленную алифатическую группу со средним числом атомов углерода от 10 до 24, и имеющего среднее число ответвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5, и имеющего по меньшей мере 0,5 моль пропиленоксида на 1 моль первичного спирта; и (2) полипропиленгликоль, при условии, что первичный спирт пропоксилирован взаимодействием спирта с пропиленоксидом в присутствии каталитически эффективного количества одного или более из фосфатных солей редкоземельных элементов с получением пропоксилированного спирта и от 1 до 30 мас.% полипропиленгликоля.

- 13 021925
12. Композиция по п.11, в которой разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число ответвлений на алифатическую группу от 1,4 до 2.
13. Композиция по п.11, в которой пропоксилированный первичный спирт имеет в среднем от 5 до 9 пропиленоксидных групп на молекулу.
14. Композиция по п.11, в которой количество полипропиленгликоля, образованного при пропоксилировании первичного спирта, составляет от 10 до 20 мас.%.
15. Композиция по п.11, в которой разветвленная алифатическая группа пропоксилированного первичного спирта имеет среднее число атомов углерода от 14 до 20.