EA028803B1

EA028803B1 - Способ добычи нефти из нефтяных месторождений с высокой температурой месторождения

Info

Publication number: EA028803B1
Application number: EA201391050A
Authority: EA
Inventors: Себастиан Брихле; Тиллманн Фауст; Штефан Фрайер; Раян Холлманн; Тобиас Кэпплер; Бернд Леонхардт; Юлия Кристиане Шмидт; Беньямин Венцке; Фоппе Фиссер
Original assignee: Винтерсхол Хольдинг Гмбх
Priority date: 2011-02-16
Filing date: 2012-02-15
Publication date: 2018-01-31
Also published as: EP2675866B1; CN103384711A; EA028803B9; CN103384711B; EP2675866A1; BR112013019568A2; MX2013009364A; MY163350A; EA201391050A1; CA2825360C; WO2012110539A1; DK2675866T3; CA2825360A1

Abstract

Изобретение касается двухстадийного способа добычи нефти из месторождения с пластовой температурой месторождения по меньшей мере 70°С и соленостью 20000-350000 ч./млн, в котором нагнетают водную препаративную форму, содержащую по меньшей мере один глюкан с β-1,3-гликозидно связанной основной цепью, а также β-1,6-гликозидно связанными с ней боковыми группами со среднемассовой молекулярной массой M1,5∙10-25∙10г/моль по меньшей мере через одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение, и из месторождения по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины извлекают сырую нефть. Получение водной препаративной формы осуществляют в две стадии, сначала предоставляют водный концентрат глюкана, а затем концентрат непосредственно на месте разбавляют водой для получения нужной для использования концентрации, выбранной таким образом, что вязкость водной препаративной формы составляет по меньшей мере 3 мПа∙с, причем указанная вязкость по сравнению с вязкостью нефти выбирают таким образом, что вязкость водной препаративной формы меньше или равна вязкости нефти, и нагнетание водной препаративной формы в формацию нефти и добыча сырой нефти осуществляют по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину.

Description

Настоящее изобретение касается двухстадийного способа добычи нефти из месторождения с температурой месторождения более 70°С и соленостью воды 20000-350000 ч./млн., в котором нагнетают водную препаративную форму, содержащую по меньшей мере глюкан с в-1,3-гликозидно связанной основной цепью, а также в-1,6-гликозидно связанными с ней боковыми группами со среднемассовой молекулярной массой М_А 1,5х10⁶-25х10⁶ г/моль по меньшей мере через одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение, и из месторождения по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины извлекают сырую нефть. Получение водной препаративной формы осуществляют в две стадии, при этом сначала получают водный концентрат глюкана, и затем концентрат непосредственно на месте разбавляют водой для получения нужной для использования концентрации.

В природных месторождениях нефти нефть находится в пустотах пористых пород-коллекторов, которые изолированы от земной поверхности непроницаемыми поверхностными слоями. В случае пустот речь может идти об очень мелких пустотах, капиллярах, порах или им подобных. Мелкие поровые горловины могут, например, иметь диаметр лишь около 1 мкм. Наряду с нефтью, включая компоненты природного газа, месторождение содержит также более или менее солесодержащую воду.

Среди добычи нефти различают первичный, вторичный и третичный способы добычи.

При первичном способе добычи нефть после бурения месторождения по причине собственного давления месторождения сама устремляется на поверхность через буровую скважину. С помощью первичного способа добычи нефти в зависимости от типа месторождения можно добывать примерно только 5-10% количества нефти, имеющейся в месторождении, после этого собственного давления становится недостаточно для добычи нефти.

Поэтому после первичного способа добычи нефти применяют вторичный. При вторичном способе добыче дополнительно к буровым скважинам, которые служат для транспортировки нефти, так называемым эксплуатационным скважинам, бурят другие буровые скважины в нефтеносные формации. Через эти так называемые нагнетательные скважины в месторождение нагнетают воду и/или пар, чтобы поддержать или вновь повысить давление. Благодаря нагнетанию воды нефть медленно двигается через полости в формации от нагнетательной скважины в направлении эксплуатационной скважины. Однако это происходит в течение продолжительного периода времени, так как пустоты полностью заполняются нефтью и вода проталкивает перед собой вязкую нефть. Как только текучая вода пробьется через пустоты, с этого момента она течет по пути малого сопротивления, т.е. через образованный канал между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, и больше не проталкивает перед собой нефть. При помощи первичной и вторичной добычи, как правило, добывают только около от 30 до 35% количества нефти, имеющейся в наличии в месторождении.

Известно, что далее добычу нефти увеличивают с помощью третичного способа добычи. К третичному способу добычи нефти относят методы, при которых в качестве вспомогательных компонентов для добычи нефти применяют подходящие химические реактивы. К нему относят так называемое "заводнение полимерами". При заводнении полимерами через нагнетательную скважину в нефтяное месторождение вместо воды нагнетают водный раствор сгущающе действующих полимеров. При нагнетании раствора полимеров нефть через упомянутые пустоты в формации нагнетательной скважины вытесняется по направлению эксплуатационной скважины и затем двигается по эксплуатационной скважине. По причине повышенной вязкости полимерного раствора, которая схожа с вязкостью нефти, полимерный раствор больше не может или, по меньшей мере, не так легко пробивается через пустоты, как чистая вода. В места в месторождении, недоступные для попадания воды, может попасть раствор полимера.

Для заводнения полимерами предлагалось большое количество различных, водорастворимых полимеров сгущающего действия, а именно, как синтетических полимеров, как, например, полиакриламида или сополимеров из акриламида и других мономеров, в частности мономеров, обнаруживающих группы сульфокислот, так и полимеров природного происхождения, как, например, глюкозил-глюканов, ксантанов или диутанов.

В случае глюкозил-глюканов речь идет о разветвленных гомополисахаридах из глюкозных единиц. Гомополисахариды, состоящие из глюкозных единиц, называют глюканы. Названные разветвленные гомополисахариды обнаруживают основную цепь из в-1,3-связанных глюкозных единиц, из которых - согласно статистике - почти каждая третья единица связана с другой глюкозной единицей в-1,6-гликозидно. Глюкозил-глюканы выделяют из различных грибковых штаммов, например из базидиомицета δοϊιίχορίινίΐιιιη соттипе с филаментным ростом, который во время роста выделяет гомополисахарид названной структуры со среднемассовой молекулярной массой М„ примерно 5-25х10⁶ г/моль (тривиальное название: шизофилан). Далее следует назвать гомополисахариды названной структуры, выделяющие 8с1егойит тойзи (тривиальное название: склероглюкан).

Получение таких глюкозил-глюканов описано, например, в ЕР 271907 А2, ЕР 504673 А1, ΌΕ 4012238 А1, а также АО 03/016545, получение осуществляют с помощью ферментации подходящих грибковых штаммов при перемешивании и аэрации, а также отделении образующихся полисахаридов.

СА 832277 А раскрывает применение водных растворов глюкозил-глюканов для полимерного заводнения. Применяемые водные растворы при концентрации 1 мас.% при 24°С обнаруживают вязкость

- 1 028803

по меньшей мере 500 мПа-с, и концентрация глюкозил-глюкана составляет 0,005-1 мас.%, предпочтительно 0,01-0,3 мас.%. Кроме того, применяемые растворы могут содержать другие компоненты, как, например, ПАВы, биоциды или основания, как, например, гидроксиды щелочных металлов.

ЕР 271907 А1 раскрывает способ получения глюкозил-глюканов, особенно подходящих грибковых штаммов, а также применение таких глюкозил-глюканов для способа третичной добычи нефти. Также он раскрывает измерения вязкости водных растворов в соленой воде при температурах 25-60°С.

Удо Рау, Андреас Харштрик и Фриц Вагнер, изд. СЬет. 1пд. ТесЬ. 64(6) (1992), р. 576/577 предлагают применение растворов шизофилана для заводнения полимерами нефтяных месторождений с высокой температурой и соленостью, не описывая подробности способа.

Удо Рау "ВюзуйЬезе, РтобикИоп ипб ЕщепзсЬайеп νοη е\1га/е11и1агеп РП/-С1исапеп" в докладе по биотехнологии, изд. 8Ьакет Ахен, 1997, стр. 106 и последующие, говорит, что растворы шизофилана обнаруживают устойчивость температур до 135°С и поэтому должны подходить для способов третичной добычи нефти в глубоких месторождениях, например на Северном море. Далее упоминается, что шизофилан обнаруживает обратимое снижение вязкости до скорости сдвига 40000 с^-1. Также ссылаются на то, что на вязкость растворов шизофилана может оказывать влияние присутствие ионов щелочных и щелочноземельных металлов.

Задачей изобретения было получение улучшенного способа заводнения полимерами в месторождениях с температурами по меньшей мере 70°С с использованием глюкозил-глюканов.

В соответствии с этим был обнаружен способ добычи нефти из месторождений с пластовой температурой Т_ъ по меньшей мере 70°С, причем месторождение кроме нефти содержит пластовую воду месторождений с соленостью 20 000-350 000 ч./млн, и нефть имеет вязкость η₀ (определена Т_ъ) по меньшей мере 3 мПа-с, причем по меньшей мере через одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение нагнетают водную препаративную форму (Р), содержащую по меньшей мере один глюкан с в-1,3-гликозидно разветвленной основной цепью, а также в-1,6-гликозидно связанными с ней боковыми группами со среднемассовой молекулярной массой Μ_ν 1,5х10⁶-25х10⁶ г/моль, и из месторождения по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины извлекают сырую нефть, и причем способ включает по меньшей мере следующие стадии:

(1) предоставление концентрата (К) глюкана в воде с концентрацией более 3-30 г/л;

(2) получение водной препаративной формы (Р) путем разбавления на месте предоставленного на стадии (1) концентрата (К) водой до концентрации глюкана 0,05-3 г/л, при условии, что концентрацию выбирают таким образом, что вязкость η_Ρ (определена при 7 с^-1 и Т_ъ) водной препаративной формы (Р) составляет по меньшей мере 3 мПа-с, причем вязкость η_Ρ по сравнению с вязкостью п_неф_ть (определена при Т_ь) выбирают таким образом, что η_Ρ < п_неф_ть; а также

(3) нагнетание водной препаративной формы (Р) в формацию нефти и добыча сырой нефти по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину.

В изобретении, в частности, осуществляют следующее.

Для осуществления способа согласно изобретению в нефтяное месторождение пробуривают по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Как правило, месторождение снабжено несколькими нагнетательными скважинами и несколькими эксплуатационными скважинами.

Для осуществления способа согласно изобретению для добычи нефти применяют водную препаративную форму (Р), содержащую, по меньшей мере, глюкан с в-1,3-гликозидно разветвленной основной цепью, а также в-1,6-гликозидно связанными с ней боковыми группами и по меньшей мере через одну нагнетательную скважину нагнетают в нефтяное месторождение.

Разумеется, под понятием "нефть" в этом контексте подразумевают не только нефть без сдвига фаз, а понятие также включает обычные эмульсии "сырая нефть-вода месторождений". Благодаря давлению, возникшему вследствие нагнетаемой препаративной формы, так называемое "полимерное заводнение", нефть течет в направлении эксплуатационной скважины и продвигается по ней.

Пластовая температура в способе согласно изобретению составляет согласно изобретению по меньшей мере 70°С, особенно предпочтительно 70-150°С, весьма предпочтительно 80-145°С, очень предпочтительно 90-140°С, наиболее предпочтительно, например, 100-135°С и, например, 105-130°С.

Такие сравнительно высокие пластовые температуры встречаются, прежде всего, в глубоко расположенных нефтяных месторождениях.

Для специалиста очевидно, что месторождение также может иметь определенное распределение температур. Названная пластовая температура касается зоны месторождения между нагнетательной и эксплуатационной скважиной, которую охватывает полимерное заводнение. Способы определения распределения температур нефтяного месторождения принципиально известны специалисту. Температурное распределение, как правило, проводят на основании измерений температуры в определенных местах формации в комбинации с моделирующими расчетами, причем при моделирующих и других расчетах учитывают количество тепла, введенного в формацию, а также количество тепла, выведенного из формации.

- 2 028803

Способ согласно изобретению можно, в частности, применять в нефтяных месторождениях со средней проницаемостью 10 мД - 4 Д (в системе СИ соответствует 9,869233х10^-15-3,9476932х10^-12 м²), предпочтительно 100 мД - 2 Д (в системе СИ соответствует 9,869233х10^-14-1,9738466х10^-12 м²) и весьма предпочтительно 200 мД -1 Д (в системе СИ соответствует 1,9738466х10^-13-9,869233х10^-13 м²). Проницаемость нефтяной формации указывается специалистом в единицах "дарси" (сокращенно "Д") или "мД" ("миллидарси") и может определяться из скорости течения фазы в нефтяной формации в зависимости от разности давлений. Скорость течения можно определить во время испытаний по заводнению с применением стержней с помощью кернов, извлеченных из формации. Подробности этого содержатся, например, в К. Аеддеп, С. РиксЬ, Н. КФсНтиПсг в "Ой аий Сак", р. 37 и др. стр., Шшапп'к Епсус1ореФа οί Ιηύιΐ5ΐπ;·ι1 СНстЩгу. он-лайн-изд., издат. Айеу-УСН, Вайнхайм, 2010. Для специалиста очевидно, что проницаемость в нефтяном месторождении не должна быть неоднородной, а должна обнаруживать определенное распределение, и соответственно этому данные о проницаемости нефтяного месторождения означают среднюю проницаемость.

Нефть, находящаяся в месторождении, имеет вязкость ц_неф_ть по меньшей мере 3 мПа-с, особенно предпочтительно по меньшей мере 10мПа-с (определена при температуре месторождения Т_ъ). Вязкость зависит - наряду с температурой - прежде всего, от вида нефти. В зависимости от вида нефти она может также составлять 10000 мПа-с и более. Предпочтительно вязкость ц_неф_ть составляет до 30000 мПа-с, особенно предпочтительно 100-10000 мПа-с и весьма предпочтительно 20-1000 мПа-с (определена соответственно при Т_ъ).

Наряду с нефтью нефтяная формация содержит более или менее солесодержащей воды нефтяного месторождения. Соли в воде месторождения, в частности, особенно могут означать соли щелочных, а также щелочноземельных металлов. Примеры типичных катионов содержат Ν;ί, К⁴, Мд²⁴ и Са²⁴, и примеры типичных анионов содержат хлорид, бромид, гидрокарбонат, сульфат или борат. Согласно изобретению содержание солей воды нефтяного месторождения составляет 20000-350000 ч./млн (массовые доли относительно суммы всех компонентов воды нефтяного месторождения), например 100000-250000 ч./млн. Количество ионов щелочноземельных металлов, особенно ионов Мд²⁴ и Са²⁴ может составлять 1000-53000 ч./млн.

Вода нефтяного месторождения, как правило, содержит один или несколько ионов щелочных металлов, особенно ионов Ν;ί. Наряду с этим также могут присутствовать ионы щелочноземельных металлов, причем массовое отношение ионы щелочных металлов/ионы щелочно-земельных металлов, как правило, составляет >2, предпочтительно >3. В качестве анионов, как правило, применяют по меньшей мере один или несколько галогенид-ионов, особенно предпочтительно, по меньшей мере, ионы хлорида. Как правило, количество С1^- составляет по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 80 мас.% относительно суммы всех анионов.

Применяемые глюканы.

Под "глюканами" специалист понимает гомополисахариды, которые синтезированы исключительно из глюкозных единиц. Согласно изобретению применяют особый класс глюканов, а именно тех, которые содержат основную цепь из в-1,3-гликозидно связанных глюкозных единиц, а также в-1,6-гликозидно связанных с ними боковых групп из глюкозных единиц. Боковые группы предпочтительно состоят из единственной в-1,6-гликозидно присоединенной глюкозной единицы, причем статистически каждая третья единица основной цепи связана с другой в-1,6-гликозидной единицей.

Глюканы такого рода, выделяемые грибковыми штаммами, известны специалисту. Примеры включают 5>с1ихор11у11ит соттипе, 8с1его1шт гойкй, 8с1его1шт д1исатсит, Мотйта йгисйдепа, Ьеп1ти1а ейойек или Войуйк сшега. Подходящие грибковые штаммы названы, например, в ЕР 271907 А2, а также ЕР 504673 А1, соответственно в п.1. Предпочтительно применяемыми грибковыми штаммами являются 5>с1ихор11у11ит соттипе или §с1егойит гойки, и особенно предпочтительно 8сЫ/орНу11ит соттипе, который выделяет глюкан, в котором на основной цепи из в-1,3-гликозидно объединенных глюкозных единиц - согласно статистике - каждая третья единица основной цепи связана с другой глюкозной единицей в-1,6-гликозидно; т.е. предпочтительно глюкан означает так называемый шизофилан. Типичные шизофиланы обнаруживают среднемассовую молекулярную массу М„ примерно 1,5-25х10⁶ г/моль, особенно предпочтительно 2-15х10⁶ г/моль.

Получение глюканов такого рода принципиально известно. Для получения грибки ферментируют в подходящей водной питательной среде. В процессе ферментации грибки выделяют вышеназванный класс глюканов в водный ферментационный раствор, и из водного ферментационного раствора можно выделить водных раствор полимеров.

Способы ферментации грибковых штаммов подобного рода принципиально известны специалисту, например, из ЕР 271907 А2, ЕР 504673 А1, ΌΕ 40 12 238 А1, АО 03/016545 А2, а также из "Удо Рау, "Биосинтез, получение и свойства внеклеточных грибковых глюканов", докторская диссертация, Технический Университет Брауншвейг, изд. §Ьакет Ахен 1997", они соответственно также называют подходящую питательную среду. Устройства для ферментации могут означать непрерывно работающие или работающие с перерывом устройства.

- 3 028803

Из ферментационной жидкости, которая содержит растворенный глюкан, а также биомассу (грибковые клетки, а также при необходимости составные части клетки), отделяют водный, содержащий глюкан раствор, причем остается водная ферментационная жидкость, в которой биомасса обнаруживается в более высокой концентрации, чем прежде. Особенно предпочтительно отделение можно осуществлять с помощью одно- или многоступенчатой фильтрации или с помощью центрифугирования. Также, разумеется, можно комбинировать несколько этапов разделения друг с другом.

При разделении необходимо обращать внимание на то, чтобы биомасса удерживалась по возможности полностью. Биомасса, оставшаяся в фильтрате, может закупорить мелкие поры нефтяной формации. Качество фильтрата можно определить принципиально известным способом с помощью, так называемого коэффициента фильтрации (коэффициент фильтрации миллипор; МРРК-значение). Описание измерений отражено в ЕР 271907 В1, стр. 11, строки 24-48.

Коэффициент фильтрации в фильтрате должен быть как можно ниже и должен составлять 1,001-3, предпочтительно 1,01-2,0.

Предпочтительно фильтрацию можно проводить с помощью фильтрования с поперечным движением потока, особенно предпочтительно с помощью поперечной микрофильтрации. Способ поперечной микрофильтрации принципиально известен специалисту и описан, например, в Мелин, Раутенбах "Метод мембранного фильтрования", изд. Зрппдсг-Усг1ад. 3-е изд., 2007, стр. 309-366". Под "микрофильтрацией" здесь специалист понимает отделение частиц размером примерно 0,1-10 мкм.

При фильтровании с поперечным движением потока, например, с помощью подходящего циркуляционного насоса, поток фильтруемой жидкости направляют параллельно поверхности мембраны, применяемой в качестве фильтрационного материала. Фильтрующая мембрана постоянно заливается потоком жидкости, и, таким образом, предотвращается или, по меньшей мере, снижается образование отложений на поверхности мембраны.

Предпочтительно для способа согласно изобретению полученный фильтрат можно применять в чистом виде. Из него также, например, можно получать концентрат, или же выделять глюкан и изолировать в виде твердого вещества, например, при осаждении подходящим растворителем с последующим высушиванием.

Предпочтительно ферментацию проводят таким способом, что концентрация получаемого глюкана в фильтруемом ферментационном растворе составляет более 3 г/л, предпочтительно по меньшей мере 5 г/л и особенно предпочтительно по меньшей мере 8 г/л. Особенно предпочтительно концентрация может составлять 5-30 г/л и, например, 8-20 г/л.

Стадия (1) способа.

Для осуществления изобретения на первой стадии способа (1) предоставляют концентрат (К) глюкана вышеописанной структуры в воде с концентрацией более 3-30 г/л. Предпочтительно концентрация концентрата (К) составляет 5-30 г/л, особенно предпочтительно 5-25 г/л, весьма предпочтительно 8-22 г/л и, например, 10-20 г/л.

Такой концентрат (К) можно получить в первом варианте осуществления изобретения, растворяя твердый глюкан в желаемой концентрации. В этом варианте осуществления изобретения может быть предпочтительным получение концентрата непосредственно на месте, т.е. на нефтяном месторождении или по меньшей мере вблизи нефтяного месторождения. Для этого поставляют твердые глюканы в виде сухого вещества, например, в больших мешках ("Ыд Ъадк"). Особенно предпочтительно твердые глюканы можно получать вышеописанным методом. Для растворения можно подавать порошок, например, вручную или по ленточному транспортеру в перемешивающий бак через воронку вместе с водой. Для улучшения увлажнения и растворения можно дополнительно добавлять ПАВ.

Применяемая для растворения вода может означать пресную или содержащую соль воду, например, пресную воду, взятую из водоносного горизонта, или воду нефтяного месторождения. Во время применения при морском бурении для растворения особенно можно применять морскую воду или подготовленную морскую воду, т.е. морскую воду, из которой частично удалены минералы и/или сернистые соединения. Если в воде присутствуют частицы, то ее необходимо отфильтровать.

Во втором конструктивном выполнении изобретения получают концентрат (К) с помощью ферментации грибковых штаммов названной структуры, выделенных из глюкана, в водной питательной среде и отделении водного раствора полученного глюкана с концентрацией более 3 г/л из водного, содержащего глюкан и биомассу ферментационного раствора. Подробности способа получения, а также предпочтительные способы получения представлены выше. Фильтрат в способе применяют в чистом виде. То есть, в этом способе концентрат (К) получают из ферментационного раствора, не выделяя твердый глюкан. Таким образом, предотвращают снижение качества, которое может наступить при выделении высокомолекулярного полимера и повторном растворении высокомолекулярного полимера.

В этом варианте осуществления можно получать концентрат на нефтяном месторождении или вблизи нефтяного месторождения, или на производственном предприятии, находящемся далеко от нефтяного месторождения. Если глюкан получают на производственном предприятии, находящемся далеко от нефтяного месторождения, то полученный концентрат (К) доставляют затем к нефтяному месторождению. Для сокращения транспортных расходов концентрация концентрата (К) должна предпочтительно

- 4 028803

составлять по меньшей мере 5 г/л и весьма предпочтительно по меньшей мере 8 г/л. Особенно предпочтительно концентрация может составлять 5-25 г/л и, например, 8-22 г/л.

Полученный концентрат (К) перед последующей переработкой можно хранить небольшой промежуток времени в подходящем хранилище для жидкости, как, например, баке.

Стадия (2) способа.

На стадии (2) способа получают водную препаративную форму (Р), предназначенную для нагнетания, при разбавлении концентрата (К), предоставленного на стадии (1), водой. Также выборочно на этой стадии можно добавлять другие добавки, например, биоциды или акцептор кислорода.

Получение водной препаративной формы (Р) производят непосредственно на месте, т.е. на нефтяном месторождении или, по меньшей мере, вблизи нефтяного месторождения. Обширные нефтяные месторождения на суше часто имеют центральные установки, в которых осуществляют переработку и хранение добываемой нефти. Добываемую нефть подают от места добычи к центральным перерабатывающим установкам через нефтепровод, и там производят разделение вода-нефть. Таким же образом из центрального устройства нефтепровода можно подавать нагнетаемые жидкости, отделенную обычным способом воду нефтяного месторождения, к нагнетательной скважине. Такие центральные устройства также необходимо располагать "непосредственно на месте". В морских платформах "получение непосредственно на месте" означает, что получение осуществляют на платформе.

Для разбавления можно использовать как пресную воду, так и воду, содержащую соли. Разумеется, соли могут означать смеси различных солей.

В варианте осуществления изобретения для разбавления концентрата (К) можно использовать морскую воду или частично опресненную морскую воду. В другом варианте осуществления изобретения можно применять добываемую пластовую воду месторождения, которую таким образом снова используют. На транспортирующих платформах в море, как правило, препаративную форму разбавляют с морской водой или частично опресненной морской водой.

Общее количество всех солей в водной препаративной форме (Р) зависит от вида воды, применяемой для изготовления и разбавления концентрата (К). Количество соли может составлять до 350000 ч./млн (массовых долей) относительно суммы всех компонентов препаративной формы. Такого высокого показателя можно достичь, если как для приготовления, так и для разбавления концентрата (К) использовать воду нефтяного месторождения, содержащую большое количество солей. Как правило, соленость препаративной формы (Р) составляет 20000-350000 ч./млн, особенно предпочтительно 20000250000 ч./млн. Если для разбавления концентрата (К) используют морскую воду, то содержание солей, как правило, составляет 20000-50000 ч./млн, и, если используют пластовую воду, - как правило, 100000250 000 ч./млн. Количество ионов щелочноземельных металлов может предпочтительно составлять 100053000 ч./млн. Если присутствуют ионы щелочно-земельных металлов, то массовое отношение ионы щелочных металлов / ионы щелочно-земельных металлов, как правило, составляет >2, предпочтительно >3. В качестве анионов, как правило, применяют по меньшей мере один или несколько галогенид-ионов, особенно предпочтительно по меньшей мере С1^-. Как правило, количество С1^- составляет по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 80 мас.% относительно суммы всех анионов.

Применяемая концентрация водной препаративной формы (Р) составила 0,05-3 г/л, предпочтительно 0,08-0,5 г/л и весьма предпочтительно 0,1-0,4 г/л.

Вязкость η_Ρ водной препаративной формы (Р) согласно изобретению составляет по меньшей мере 3 мПа-с, предпочтительно по меньшей мере 10 мПа-с (определена соответственно при 7 с^-1 и Т_ъ), причем вязкость водной препаративной формы п_Р по сравнению с вязкостью нефть п_нефт_ь (определена при Т_ъ) выбирают таким образом, что п_Р<п_неф_ть. Вязкость водной препаративной формы также может быть меньше, чем вязкость нефтяной фазы. Также если водная препаративная форма (Р) имеет вязкость меньше вязкости нефтяной фазы, то можно достичь повышенного выхода нефти по сравнением с использованием чистой воды. В еще одном варианте осуществления изобретения п_Р<п_неф_ть, и в другом варианте осуществления изобретения п_Р составляет 0,1 п_неф_ть-0,99 п_неф_ть. Желаемую вязкость можно легко регулировать концентрацией глюкана.

Наряду с ранее названными компонентами применяемая водная препаративная форма (Р) может содержать дополнительные компоненты или добавки.

Примеры дополнительных компонентов содержат один или несколько биоцидов, которые можно применять для предотвращения деструкции полимера микроорганизмами. Также можно добавлять поглотители кислорода, как, например, бисульфит натрия. В другом варианте можно дополнительно добавлять основные соединения, как, например, гидроксиды щелочных металлов.

Дополнительные компоненты также могут означать ПАВ, особенно неионные, анионные или цвиттер-ионные ПАВ. Добавление ПАВ может улучшить добычу нефти. ПАВ снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз между водной фазой и фазой нефти и тем самым способствуют дополнительной мобилизации нефти. В предпочтительном варианте осуществления изобретения речь идет о анионных и/или неионных ПАВ.

- 5 028803

При этом можно применять принципиально любые неионные, анионные или цвиттер-ионные ПАВ, предпочтительно неионные и/или анионные ПАВ, если они принципиально подходят для третичной добычи нефти. Соответствующие ПАВ известны специалисту. ПАВ, подходящие для третичной добычи нефти, в качестве гидрофобных частей молекул, прежде всего, содержат углеводородные остатки, предпочтительно алифатические углеводородные остатки с 10-36 атомами углерода, особенно предпочтительно с 12-36 атомами углерода и весьма предпочтительно с 16 -36 атомами углерода.

Примеры таких ПАВ содержат анионные ПАВ с группами сульфокислот, как олефинсульфонаты, как α-олефинсульфонаты или изоолефинсульфонаты, парафинсульфонаты или алкилбензолсульфонаты, неионные ПАВ, как алкилполиалкоксилаты, прежде всего, алкилполиэтоксилаты, алкилполиглюкозиды. Примерами цвиттер-ионных ПАВ являются алкиламидопропилбетаины. Также ПАВ, которые содержат как неионные гидрофильные группы, так и анионные гидрофильные группы, как, например, алкилэфирсульфонаты, алкилэфирсульфаты или алкилэфиркарбоксилаты.

Речь может идти также об олигомерных или полимерных ПАВ. Примеры подобных полимерных поверхностно-активных веществ включают амфифильные блок-сополимеры, которые содержат по меньшей мере один гидрофильный и по меньшей мере один гидрофобный блок. Примеры включают полиоксипропилен-полиэтиленоксид-блок-сополимеры, полиизобутилен-полиэтиленоксид-блоксополимеры, а также гребенчатые полимеры с полиэтиленоксидной боковой цепью и гидрофобной главной цепью, причем главная цепь содержит в основном предпочтительно олефины или (мет)акрилаты в качестве стандартных блоков.

Названные полимеры и ПАВ могут являться элементами препаративной формы (Р), также их можно нагнетать в виде водной препаративной формы отдельно от препаративной формы (Р).

Для осуществления стадии (2) технологического процесса друг с другом смешивают концентрат (К), воду, применяемую для разбавления, а также другие, выборочно применяемые компоненты или добавки. Как правило, это осуществляют, используя один или несколько подходящих смесителей, например, статический или динамический смеситель. Стадию (2) технологического процесса предпочтительно проводят при использовании одного или нескольких статических смесителей. Перед использованием препаративную форму (Р) можно выборочно отфильтровать еще один раз, чтобы удалить из раствора агломерат или грубые частицы. Это должно предотвратить засорение формации нефти.

При этом стадию (2) технологического процесса необходимо проводить таким образом, чтобы по возможности препятствовать попаданию кислорода в водную препаративную форму (Р) или, по меньшей мере, снизить его. Попадание кислорода при известных условиях в условиях формации может вызвать снижение вязкости. Поэтому в предпочтительном варианте осуществления изобретения стадию (2) технологического процесса необходимо проводить без присутствия кислорода. Прежде всего, этого можно достичь при использовании закрытого оборудования, а также, при необходимости, применяя защитный газ. Предпочтительно содержание кислорода в препаративной форме (Р) перед нагнетанием не должно превышать 50 ч./млрд. Однако попавший кислород можно удалить при добавлении веществ, связующих кислород, к препаративной форме (Р).

Стадия (3) способа.

На стадии (3) способа водную препаративную форму (Р) нагнетают в формацию нефти и по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину извлекают сырую нефть.

Нагнетание водной препаративной формы согласно изобретению можно проводить при помощи обычных устройств. Препаративную форму в формацию нефти можно нагнетать через одну или несколько нагнетательных скважин при помощи обычных насосов. Нагнетание можно предпочтительно проводить объемными насосами ("ροδίίίνβ Й18р1асетеи1 ритрк"). Давление в верхней части буровой скважины может составлять 10-100 бар. При этом необходимо обратить внимание на то, что в разных странах существуют законные предписания, ограничивающие давление при нагнетании на входе в формацию горной породы до 1,1-кратного начального пластового давления. Это ограничение должно препятствовать искусственному разрыву формации горной породы.

Нагнетательные скважины обычно облицованы вцементированными стальными трубами, и стальные трубы в необходимом месте имеют отверстия. Препаративная форма поступает через отверстия из нагнетательной скважины в нефтяную формацию. При помощи давления, создаваемого с помощью насосов, принципиально известным способом устанавливают скорость потока препаративной формы и тем самым также устанавливают напряжение сдвига, с которым водная препаративная форма поступает в формацию. Напряжение сдвига при поступлении в формацию может быть рассчитано специалистом принципиально известным способом на основе закона Хагена-Пуазеля, учитывая поверхность протекания на входе в формацию, средний радиус пор и объемный поток. Среднюю проницаемость формации можно определить известным способом с помощью измерений кернами. Чем больше объемный поток водной препаративной формы (Р), нагнетаемый в формацию, тем больше напряжение сдвига.

Скорость нагнетания может быть определена специалистом соответственно условиям в формации. Предпочтительно скорость сдвига при введении водной полимерной препаративной формы в формацию составляет по меньшей мере 30000 с^-1, предпочтительно по меньшей мере 60000 с^-1 и особенно предпочтительно по меньшей мере 90000 с^-1.

- 6 028803

Транспортируемую через эксплуатационную скважину сырую нефть можно обрабатывать способами, принципиально известными специалисту. Сырую нефть можно разделить на фазу, содержащую в основном воду нефтяного месторождения, и фазу, содержащую в основном нефть. Затем нефть можно транспортировать на нефтеперерабатывающий завод. Отделенную воду нефтяного месторождения на следующей стадии переработки можно затем очистить от остатков нефти. Это может быть особенно необходимо на морских платформах, если воду необходимо спускать в море.

В предпочтительном варианте осуществления для разбавления концентрата (К) на стадии (2) технологического процесса используют по меньшей мере одну часть разделенной воды нефтяного месторождения. Таким образом, можно осуществить замкнутую циркуляцию воды.

Способ согласно изобретению можно проводить во время любых этапов разработки нефтяного месторождения. Например, способ согласно изобретению можно проводить вслед за закачкой воды в нефтяной пласт. Также можно его проводить вслед за заводнением месторождения ПАВами. При заводнении ПАВами подходящую водную препаративную форму ПАВ нагнетают в формацию. При снижении поверхностного натяжения на границе раздела фаз "вода-нефть" ПАВ могут способствовать мобилизации нефти. Также можно проводить способ сразу после окончания способа первичной добычи нефти, т.е. без предварительной закачки воды в нефтяной пласт, или, если первичный способ добычи невозможно провести в условиях месторождения, сразу после открытия нефтяного месторождения. При отказе от предварительной закачки воды в нефтяной пласт с самого начала можно предотвратить "обводнение" или слишком сильное "обводнение" при известных условиях.

Кумулятивную добычу нефти, достигаемую из экономических соображений из нефтяного месторождения, называют также завершающим выходом продукта. Этот завершающий, разделенный на имеющееся изначально в нефтяном месторождении общее количество нефти (= первоначальное содержание нефти), называют также окончательным коэффициентом эксплуатации или нефтеотдачи.

С помощью способа согласно изобретению при использовании глюканов в очень горячих и с высоким содержанием соли месторождениях также можно достичь значительного увеличения добычи нефти, когда обычные полимеры для способов третичной добычи нефти уже не могут привести к удовлетворительным результатам.

Следующие примеры должны разъяснить изобретение подробнее. Для следующих опытов применяли следующие сгущающие полимеры.

Полимер 1.

Глюкан с β-Ι,β-гликозидно связанной основной цепью, а также β-Ι,ό-гликозидно соединенными боковыми группами (согласно изобретению)

Оборудование, используемое для получения глюкана, представлено на фиг. 1. Оно состояло из перемешивающего приемного контейнера с двойными стенками В1 с объемом 120 л, эксцентрикового шнекового насоса Р1, кожухотрубного теплообменника ^1, управляемого обратного клапана VI и двух фильтрующих модулей Р1 и Р2. Фильтрующие модули Р1 и Р2 промыли с помощью трехходового крана ν3 и ν4 пермеатом с интервалом 300 с каждый раз 200 мл пермеата, давление азота составило 7 бар. Через двойные стенки контейнера В1 и теплообменник \У1 содержимое фильтрующего устройства с поперечным движением потока охладили до 24°С.

В фильтрующих модулях Р1 и Р2 использовали симметричный сильфон, а именно 5-канальный элемент фирмы ΤΑΜΙ из керамики ΑΤΖ (оксид алюминия/синтетический рутил/двуокись циркония). Размер пор Ό90 мембраны составил 3,5 мкм. Мембрана была симметричной и не имела разделяющего слоя или промежуточных слоев. Длина трубы мембраны была 1 м, наружный диаметр был 20 мм. Площадь мембраны модульного элемента составила 0,11 м². Г идравлический диаметр канала составил 6 мм.

Для опытов использовали ЗсЫ/орйуПит соттипе, а именно получили шизофилан в периодической ферментации, как описано в "Удо Рау, Биополимеры, издано А. Штайнбюхель изд. ХУШЕУШСН. т. 6, стр. 63-79". Время ферментации составило 96 ч. 99,6 кг этой ферментационной жидкости (=подача) поместили в контейнер В1 (фиг. 2) и перемешивали в течение 45 мин при давлении 4 бар с расходом циркулирующей среды 7 м³/ч с помощью насоса Р1. Содержимое контейнера исследовали и определили содержание 9,8 грамм шизофилана на литр.

Затем установили расход циркулирующей среды 5,1 м³/ч и создали трансмембранное давление 1,1 бар. Скорость перетекания составила 5 м/с. Полученный из фильтрующих модулей пермеат собрали и взвесили. В течение первых 10 мин эксперимента получили 0,75 кг пермеата. Это соответствует потоку пермеата 20,4 кг/ч/м² Трансмембранное давление было 2,9 бар. Фильтрацию проводили в течение 16 ч и за это время получили 6,18 кг пермеата.

Собранный пермеат исследовали и обнаружили содержание глюкана 6,7 г/л. Значение коэффициента фильтрации миллипор пермеата составило 2,8.

Полученный концентрат для опытов разбавили до необходимой температуры.

Контрольный полимер 1.

Обычный, синтетический полимер примерно из 75 мол.% акриламида и 25 мол.% мономера, содержащего группы сульфокислот 2-акриламидо-2-метилпропан-сульфокислота (соль Ыа), среднемассовую

- 7 028803

молекулярную массу Μ_ν примерно 11 млн г/моль.

Контрольный полимер 2.

Имеющийся в продаже биополимер-ксантан (СА§ 11138-66-2) биополимер, полученный при ферментации бактерией ХайЪатопак СатрсЧпЦ со среднемассовой молекулярной массой Μ_ν примерно 2 млн г/моль.

Контрольный полимер 3.

Имеющийся в продаже биополимер диутан (биополимер, полученный ферментацией §рЫпдотопа8

5р.)

При наличии глюкана согласно изобретению, а также контрольных полимеров провели описанные ниже измерения вязкости.

Проведение измерения вязкости.

Прибор для измерений: Ротационный вискозиметр с контролем напряжения сдвига РЬу81са МСК301.

Ячейка, работающая под давлением с двойной геометрией ΌΟ 35/РР/А1.

Предел измерений: 25-170°С, как было указано.

Скорость сдвига: как было указано.

Всю измерительную систему, включая насос для взятия образца, и передачи его в реометр, промывают азотом. Во время измерения в измерительную камеру подавали азот с давлением 8 бар.

Серия опытов 1.

Определи вязкость растворов полимеров Р1, У1 и У2 при различной концентрации 0,2-2 г/л. Измерения проводили в искусственной воде нефтяного месторождения. Для этого полимеры растворяют в очень концентрированной соленой воде или, в случае если полимер присутствует в виде раствора, смешивают с очень концентрированной водой и затем разбавляют полученный маточный раствор, таким образом, получают нижеуказанную концентрацию. Измерения Р1 и У2 провели при 54°С, и измерение У1 - при 40°С.

Состав воды нефтяного месторождения (на 1 л):

СаС1₂	42600 мг
МёС1₂	10500 мг
ЯаС1	132000 мг
Яа₂ЗО₄	270 мг
ЧаВО₂*4 Н₂О	380 мг
Общая соленость:	185750 мг

Результаты представлены на фиг. 2, которая показывает, что с помощью глюкана Р1 достигают наибольшей вязкости в воде нефтяного месторождения, т.е. в указанной концентрации опыты дают наилучшую вязкость.

Серия опытов 2.

Определили вязкость водных растворов полимеров Р1, У1, У2 и У3 в очень чистой воде с концентрацией соответственно 3 г/л при скорости сдвига 100 с^-1 при температурах 25-170°С. Для этого соответственно разбавили раствор полимера Р1 и растворили полимеры У1, У2 и У3 в воде в соответствующей концентрации. Образцы распылили при комнатной температуре в измерительной ячейке, и доля нагрева составила 1°С/мин. Результаты представлены на фиг. 3.

Серия опытов 3.

Действовали так же, как в серии опытов 1, только для приготовления растворов использовали не очень чистую воду, а синтетическую воду нефтяного месторождения. Результаты представлены на фиг. 4.

Пояснения к серии опытов 2 и 3.

Опыты показывают преимущества глюкана Р1, применяемого согласно изобретению, по сравнению с контрольными полимерами У1, У2 и У3 при повышенной температуре и повышенной концентрации соли. Вязкость глюкана Р1 как в воде, содержащей соль, так и в очень чистой воде при температурах 25140°С остается постоянной и начинает медленно понижаться. В очень чистой воде как синтетический полимер У1 (сополимер из акриламида и 2-акриламида-2-метилпропансульфокислоты), так и биополимер У3 имеют похожие свойства, в то время как свойства биополимера У2 значительно хуже. В воде нефтяного месторождения при повышенных температурах свойства всех контрольных полимеров У1, У2 и У3 хуже, чем свойства глюкана Р1.

- 8 028803

Серия опытов 4.

Определили вязкость полимеров Р1, VI и VI в зависимости от скорости сдвига в присутствии различных солей и их разного количества, а именно

4-1	0,1 г/л №С1
4-2	0,1 г/л №01
4-3	0,1 г/лСаС1₂
4-4	120 г/л СаС1₂
4-5	Вода нефтяного месторождения вышеупомянутого
	состава

Концентрация полимеров: соответственно 3 г/л Температура измерений: 25°С

Прибор для измерений: Ротационный вискозиметр с контролем напряжения

сдвига, РЬуз1саМСК СоиеПе Оеотейте СС 27

радиус измеряющего корпуса: 13,33 мм радиус измеряющего стакана: 14,46 мм

Измерения в образцах проводили в месте постоянного сдвига, начиная от большой скорости сдвига к малой, и наоборот.

Результаты представлены на фиг. 5-9.

В воде с низким содержанием соли все полимеры обнаружили снижение вязкости с возрастающей скоростью сдвига. Во всех опытах свойства полимера Р1 были лучше, чем свойства контрольных полимеров VI и ν2, т.е. эффективность вязкости полимера Р1 является наилучшей.

В воде с высоким содержанием соли, а также в воде нефтяного месторождения вязкость двух биополимеров Р1 и ν2 остается примерно одинаковой, в то время как вязкость синтетического полимера VI (сополимера из акриламида и 2-акриламида-2-метилпропансульфокислоты) очень сильно снижается.

Серия опытов 5.

Также измеряли вязкость полимеров Р1 и V1 в зависимости от скорости сдвига при различном содержании солей, а именно 0,1 г/л ЫаС1, 30 г/л ЫаС1, 60 г/л ЫаС1, 120 г/л ЫаС1, смеси из 60 г/л ЫаС1 и 57 г/л СаС1₂, а также воды нефтяного месторождения с вышеупомянутым составом. Результаты представлены на фиг. 10-11. Вязкость полимера Р1 не зависит от содержания солей, в то время как вязкость полимера V]. очень сильно снижается при содержании солей 30 г/л ЫаС1 (соответствует морской воде).

Перечень фигур

Фиг. 1. Схематичное изображение аппаратуры, применяемой для получения глюкана Р1.

Фиг. 2. Зависимость вязкости полимеров Р1, V}. и VI от концентрации.

Фиг. 3. Температурная зависимость вязкости полимеров Р1, V! VI и V3 в особо чистой воде.

Фиг. 4. Температурная зависимость вязкости полимеров Р1, V! VI и V3 в воде нефтяного месторождения.

Фиг. 5. Вязкость полимеров Р1, V1 и VI в воде с низким содержанием соли (0,1 г/л ЫаС1), учитывая скорость сдвига.

Фиг. 6. Вязкость полимеров Р1, V1 и VI в воде с высоким. содержанием соли (120 г/л ЫаС1), учитывая скорость сдвига.

Фиг. 7. Вязкость полимеров Р1, V1 и VI в воде с низким содержанием соли (0,1 г/л СаС1₂), учитывая скорость сдвига.

Фиг. 8. Вязкость полимеров Р1, V1 и VI в воде с высоким содержанием соли (120 г/л СаС1₂), учитывая скорость сдвига.

Фиг. 9. Вязкость полимеров Р1, V1 и VI в воде с высоким содержанием соли (воде нефтяного месторождения), учитывая скорость сдвига.

Фиг. 10. Вязкость полимера Р1 при различных концентрациях соли.

Фиг. 11. Вязкость полимера V1 при различных концентрациях соли.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ добычи нефти из месторождений с пластовой температурой Т_ъ по меньшей мере 70°С, причем месторождение кроме нефти содержит пластовую воду месторождений с соленостью 20000350000 ч./млн, и нефть имеет вязкость ц_неф_ть (определена при Т_ъ) по меньшей мере 3 мПа-с, при котором по меньшей мере через одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение нагнетают водную препаративную форму (Р), содержащую по меньшей мере один глюкан с в-1,3-гликозидно разветвленной основной цепью, а также в-1,6-гликозидно связанными с ней боковыми группами со среднемассовой

- 9 028803

молекулярной массой М„ 1,5х10⁶-25х10⁶ г/моль, и из месторождения по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины извлекают сырую нефть, отличающийся тем, что способ включает по меньшей мере, следующие стадии:

(1) предоставление концентрата (К) глюкана в воде с концентрацией более 3-30 г/л;

(2) получение водной препаративной формы (Р) путем разбавления на месте предоставленного на стадии (1) концентрата (К) водой до концентрации глюкана 0,05-3 г/л при условии, что концентрацию выбирают таким образом, что вязкость η_Ρ (определена при 7 с^-1 и Т_ъ) водной препаративной формы (Р) составляет по меньшей мере 3 мПа-с, причем вязкость η_Ρ по сравнению с вязкостью п_неф_ть (определена при Т_ь) выбирают таким образом, что п_Р<п_неф_ть; а также

(3) нагнетание водной препаративной формы (Р) в формацию нефти и добыча сырой нефти по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пластовая температура составляет 70-150°С.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что водная препаративная форма (Р) дополнительно содержит соли в количестве 20000-350000 ч./млн.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что препаративная форма (Р) содержит ионы щелочноземельных металлов в количестве 1000-53000 ч./млн.
5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что на стадии (2) осуществляют разбавление морской водой.
6. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что на стадии (2) осуществляют разбавление добываемой пластовой водой месторождения.
7. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что вязкость нефти п_неф_ть (определена при Т_р) составляет 100-10000 мПа-с.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкость п_Р составляет 0,1-0,99 п_неф_ть.
9. Способ по одному из пп.1-8, отличающийся тем, что средняя проницаемость формации составляет 9,869233х10^-15-3,9476932х10^-12 м².
10. Способ по одному из пп.1-9, отличающийся тем, что раствор полимеров нагнетают в формацию при скорости сдвига по меньшей мере 30000 с^-1.
11. Способ по одному из пп.1-10, отличающийся тем, что препаративная форма (Р) дополнительно содержит по меньшей мере один биоцид.
12. Способ по одному из пп.1-11, отличающийся тем, что препаративная форма (Р) дополнительно содержит по меньшей мере один поглотитель кислорода.
13. Способ по одному из пп.1-12, отличающийся тем, что дополнительно нагнетают ПАВ, причем ПАВ могут быть компонентом препаративной формы (Р) или могут быть нагнетены в качестве водной препаративной формы ПАВ.
14. Способ по одному из пп.1-13, отличающийся тем, что стадию (2) проводят в бескислородных условиях.

- 10 028803

Концентрация полимера [г/л]