EA029068B1 - Способ, система и композиция для добычи нефти - Google Patents
Способ, система и композиция для добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- EA029068B1 EA029068B1 EA201500749A EA201500749A EA029068B1 EA 029068 B1 EA029068 B1 EA 029068B1 EA 201500749 A EA201500749 A EA 201500749A EA 201500749 A EA201500749 A EA 201500749A EA 029068 B1 EA029068 B1 EA 029068B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- composition
- alkali metal
- reservoir
- water
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 303
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 76
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 170
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 163
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 157
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 126
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 122
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 84
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 claims abstract description 84
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 76
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims abstract description 32
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- -1 alkali metal bicarbonate Chemical class 0.000 claims description 78
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 53
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical group [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 52
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 46
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 40
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 35
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 35
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 30
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 26
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 18
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 17
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical group [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 10
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 claims description 10
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 9
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 7
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 claims description 6
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 claims description 6
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 claims description 6
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 claims description 6
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 claims description 5
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 4
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 4
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 3
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims 3
- JYYOBHFYCIDXHH-UHFFFAOYSA-N carbonic acid;hydrate Chemical compound O.OC(O)=O JYYOBHFYCIDXHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- KCXFHTAICRTXLI-UHFFFAOYSA-N propane-1-sulfonic acid Chemical compound CCCS(O)(=O)=O KCXFHTAICRTXLI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 114
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 44
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 502
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 150
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 46
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 41
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 33
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 32
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 28
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 28
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 24
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 21
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 21
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 20
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 19
- 230000008569 process Effects 0.000 description 17
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 17
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 229940035429 isobutyl alcohol Drugs 0.000 description 15
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 13
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 11
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 11
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 10
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 9
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 8
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 7
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 7
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 5
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 5
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 4
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 229940043430 calcium compound Drugs 0.000 description 2
- 150000001674 calcium compounds Chemical class 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N lauryl acrylate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOC(=O)C=C PBOSTUDLECTMNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-VKHMYHEASA-N (+)-propylene glycol Chemical compound C[C@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-VKHMYHEASA-N 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- YPFDHNVEDLHUCE-UHFFFAOYSA-N 1,3-propanediol Substances OCCCO YPFDHNVEDLHUCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940035437 1,3-propanediol Drugs 0.000 description 1
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DTZTWQFXCMARTF-UHFFFAOYSA-N 2-methyloxirane;oxirane;sulfuric acid Chemical compound C1CO1.CC1CO1.OS(O)(=O)=O DTZTWQFXCMARTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical compound OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001061127 Thione Species 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011067 equilibration Methods 0.000 description 1
- 229940093476 ethylene glycol Drugs 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N monopropylene glycol Natural products CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- JDBKXCSZIPHUBR-UHFFFAOYSA-N oxirane;sulfuric acid Chemical compound C1CO1.OS(O)(=O)=O JDBKXCSZIPHUBR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 229920000166 polytrimethylene carbonate Polymers 0.000 description 1
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960004063 propylene glycol Drugs 0.000 description 1
- 235000013772 propylene glycol Nutrition 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Разработаны способ, система и композиция для добычи нефти из пласта с использованием композиции для извлечения нефти, содержащей поверхностно-активное вещество, жидкий аммиак, карбонат или бикарбонат щелочного металла, полимер и воду.
Description
изобретение относится к способу для добычи нефти из пласта, в частности настоящее изобретение относится к способу повышенной нефтеотдачи из пласта.
Уровень техники
При извлечении нефти из подземного пласта можно извлечь только часть нефти в пласте с использованием способов первичного извлечения, в которых для добычи нефти применяется естественное давление пласта. Часть нефти, которую нельзя извлечь из пласта с использованием способов первичного извлечения, можно добывать с помощью усовершенствованных способов повышенной нефтеотдачи (БОК).
В одном способе повышенной нефтеотдачи используется заводнение нефтеносного пласта щелочным - поверхностно-активным веществом - полимером ("ΑδΡ") для того, чтобы увеличить количество нефти, извлеченной из пласта. Водную дисперсию щелочного компонента, поверхностно-активного вещества и полимера закачивают внутрь нефтеносного пласта с целью увеличения извлечения нефти из пласта, или после первичного извлечения, или после вторичного извлечения путем заводнения. При заводнении ΑδΡ извлечение нефти из пласта увеличивается за счет снижения поверхностного натяжения между нефтяной и водной фазами в пласте, тем самым нефть становится подвижной для добычи. Поверхностное натяжение между нефтяной и водной фазами в пласте снижается под действием поверхностно-активного вещества ΑδΡ заводнения и за счет образования мыла при взаимодействии щелочи с кислотами нефти. Полимер повышает вязкость флюида ΑδΡ, обычно до такого же уровня, что и вязкость нефти в пласте, таким образом, подвижная нефть может перемещаться внутри пласта для добычи способом ΑδΡ заводнения.
Использование ΑδΡ повышенной нефтеотдачи для извлечения нефти из подводных нефтеносных пластов может быть ограничено размером пространства, доступного на морской платформе для извлечения нефти, и ограничениями по массе платформы. Необходимо обеспечить складское хозяйство для полимера, поверхностно-активного вещества и для щелочного компонента. В некоторых случаях ограничения пространства и массы на морской платформе препятствуют применению ΑδΡ повышенной нефтеотдачи, в связи с отсутствием достаточного пространства для хранения всех компонентов ΑδΡ заводнения на платформе, или масса компонентов ΑδΡ заводнения препятствует применению морской платформы для извлечения нефти.
Щелочи, которые наиболее часто используются в качестве щелочного компонента в процессах ΑδΡ ЕОК, включают гидроксиды и карбонаты щелочных металлов, причем самым распространенным щелочным компонентом, используемым в процессе ΑδΡ ЕОК, является карбонат натрия. Ограничения пространства и массы на морской платформе для извлечения нефти могут сделать способ повышенной нефтеотдачи с ΑδΡ и карбонатом щелочного металла непригодным для извлечения нефти из подводного пласта из-за относительно большой площади, необходимой для хранения карбоната щелочного металла, большой пространства, необходимого для перемешивающего оборудования, относительно большой массы раствора карбоната щелочного металла.
Вместо гидроксида или карбоната щелочных металлов можно использовать жидкий аммиак в качестве щелочного компонента в процессе ΑδΡ ЕОК для того, чтобы сократить требуемое пространство в устройстве для осуществления процесса ΑδΡ ЕОК. Безводный жидкий аммиак дает в 6,2 раз больше щелочи, чем эквивалентное по массе количество карбоната натрия, поэтому необходимая масса щелочного компонента для ΑδΡ заводнения с использованием безводного жидкого аммиака может быть снижена в 6,2 раза по сравнению с карбонатом натрия, при обеспечении такой же степени щелочности. Следовательно, требуется меньше пространства и массы для хранения аммиачного щелочного компонента по сравнению с карбонатом или гидроксидом щелочных металлов, поскольку можно будет использовать меньше аммиачного щелочного компонента для обеспечения эквивалентной степени щелочности. На морской платформе, используемой для извлечения нефти из подводного нефтеносного пласта, экономия пространства и массы, обеспечиваемая путем замены жидким аммиаком обычно применяемых карбонатов щелочных металлов, может быть определяющим фактором для технической применимости процесса ΑδΡ на платформе и в пласте.
Однако использование аммиака в качестве щелочного компонента в способе и устройстве ΑδΡ ЕОК ограничивается применением поверхностно-активных веществ, стойких к кальцию. Ионы кальция, присутствующие в нефти и воде пласта и связанные с поверхностью пласта, не осаждаются при использовании аммиака в качестве щелочного компонента для повышенной нефтеотдачи с заводнением ΑδΡ, так как гидроксид кальция, осадок кальция, образующийся с использованием жидкого аммиака в качестве щелочи в процессе ΑδΡ ЕОК, будет осаждаться только при концентрации Са2' выше 8,8% при 25°С, т.е. выше концентрации Са2' в большинстве нефтеносных пластов. Поэтому только стойкие к кальцию поверхностно-активные вещества, т.е. те ПАВ, которые не осаждаются в присутствии значительного количества ионов кальция, могут использоваться в процессе ΑδК ЕОК, когда в качестве щелочного компонента применяется аммиак, без значительных потерь поверхностно-активного вещества из-за осаждения кальция. Однако наиболее известные в промышленности, стойкие к кальцию поверхностно-активные вещества, полезные для процесса ΑδΡ ЕОК, представляют собой этиленоксид-сульфатные, пропиленок- 1 029068
сид-сульфатные, и этиленоксид-пропиленоксид-сульфатные ПАВ, которые гидролизуются с неприемлемой скоростью выше 60°С. Поэтому в промышленной практике процессы ΑδΡ ΕΟΚ с использованием аммиака в качестве щелочного компонента не применяются для пластов, имеющих значительную концентрацию ионов кальция при температуре в пласте по меньшей мере 60°С, причем процессы ΑδΡ ΕΘΚ для морских пластов, имеющих указанные характеристики, не могут быть реализованы в промышленности.
В связи с этим желательно внести усовершенствования в существующие способы, композиции и устройства ΑδΡ повышенной нефтеотдачи. Особенно желательными являются способы, композиции и устройства, эффективные для обеспечения дальнейшего применения повышенной нефтеотдачи на основе ΑδΡ в подводных нефтеносных пластах, имеющих значительную концентрацию ионов кальция и температуру внутри пласта по меньшей мере 50°С или по меньшей мере 60°С.
Раскрытие изобретения
В одном аспекте изобретение относится к способу извлечения нефти из нефтеносного пласта, который включает в себя
смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера, карбоната щелочного металла и жидкого аммиака, содержащего самое большее 10 мас.% воды, с образованием композиции для извлечения нефти;
введение композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт;
контактирование композиции для извлечения нефти с нефтью внутри нефтеносного пласта; и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт.
В другом аспекте изобретение относится к композиции, которая содержит поверхностно-активное вещество, полимер, карбонат щелочного металла, аммиак и воду.
В другом аспекте изобретение относится к системе, которая включает в себя
поверхностно-активное вещество;
полимер;
жидкий аммиак, содержащий самое большее 10 мас.% воды;
карбонат щелочного металла;
воду;
нефтеносный пласт;
механизм для введения поверхностно-активного вещества, полимера, карбоната щелочного металла, жидкого аммиака и воды в нефтеносный пласт; и
механизм для добычи нефти из нефтеносного пласта после введения поверхностно-активного вещества, полимера, карбоната щелочного металла, жидкого аммиака и воды в нефтеносный пласт.
В другом аспекте настоящее изобретение относится к способу извлечения нефти из нефтеносного пласта, который включает в себя
введение поверхностно-активного вещества, воды, полимера, карбоната щелочного металла и жидкого аммиака, содержащего самое большее 10 мас.% воды, в нефтеносный пласт;
смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера, карбоната щелочного металла и жидкого аммиака внутри нефтеносного пласта с образованием композиции для извлечения нефти;
контактирование композиции для извлечения нефти с нефтью внутри нефтеносного пласта; и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения поверхностно-активного вещества, воды, полимера, карбоната щелочного металла и жидкого аммиака в нефтеносный пласт.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой иллюстрацию системы для добычи нефти согласно настоящему изобретению, которое может быть использовано для извлечения нефти по способу согласно настоящему изобретению.
Фиг. 2 представляет собой иллюстрацию системы для добычи нефти по настоящему изобретению, которое может быть использовано для извлечения нефти по способу согласно настоящему изобретению.
Фиг. 3 является схемой системы размещения скважин для добычи нефти согласно устройству и способу настоящего изобретения.
Фиг. 4 является схемой системы размещения скважин для добычи нефти согласно устройству и способу настоящего изобретения.
На фиг. 5 приведена фотография равновесных смесей водных растворов карбоната натрия/поверхностно-активного вещества с нефтью при различных концентрациях соляного раствора.
На фиг. 6 приведена фотография равновесных смесей водных растворов гидроксида аммония/поверхностно-активного вещества при различных концентрациях соляного раствора.
На фиг. 7 приведена фотография равновесных смесей водных растворов гидроксида аммония/поверхностно-активного вещества при различных концентрациях соляного раствора в присутствии СаС12.
На фиг. 8 приведена фотография равновесных смесей водного раствора карбоната натрия/поверхностно-активного вещества с нефтью, водного раствора гидроксида аммония/поверхностно- 2 029068
активного вещества с нефтью, водного раствора гидроксида аммония/карбоната натрия/поверхностноактивного вещества при различных концентрациях соляного раствора в присутствии СаС12.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение относится к способу и системе для повышенной нефтеотдачи из нефтеносного пласта с использованием поверхностно-активного вещества, воды, полимера, карбоната или бикарбоната щелочного металла, жидкого аммиака, содержащего самое большее 10 мас.% воды, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество, полимер, карбонат или бикарбонат щелочного металла, аммиак, и воду. Поверхностно-активное вещество, вода, полимер, карбонат или бикарбонат щелочного металла, и жидкий аммиак можно смешивать вместе с образованием композиции для извлечения нефти, используемой в способе повышенной нефтеотдачи. Поверхностно-активное вещество, карбонат или бикарбонат щелочного металла и аммиак могу придать подвижность нефти в пласте за счет снижения поверхностного натяжения между нефтяной и водной фазами в пласте, полимер может обеспечить достаточную вязкость, для перемещения подвижной нефти через пласт и для добычи нефти из пласта, а карбонат или бикарбонат щелочного металла могут способствовать осаждению кальция и магния в пласте, таким образом, предотвращается осаждение поверхностно-активного вещества, вызванное кальцием и магнием.
Использование аммиака способствует сокращению пространства и массы, которые требуются в процессе ΑδΡ ΕΟΚ, по сравнению с традиционно применяемыми карбонатами щелочных металлов. Например, безводный жидкий аммиак дает в 6,2 раз больше щелочи, чем эквивалентное по массе количество карбоната натрия, поэтому необходимая масса щелочного компонента для устройства ΑδΡ заводнения с использованием безводного жидкого аммиака может быть снижена в 6,2 раза по сравнению с карбонатом натрия, при обеспечении такой же степени щелочности. Следовательно, требуется меньше пространства и массы для хранения аммиачного щелочного компонента для системы ΑδΡ заводнения настоящего изобретения, по сравнению с традиционно применяемыми щелочными карбонатами, поскольку необходимо будет использовать меньше реагента для обеспечения эквивалентной степени щелочности. На морской платформе, используемой для извлечения нефти из подводного нефтеносного пласта, экономия пространства и массы, обеспечиваемая путем замены жидким аммиаком обычно применяемых щелочных компонентов, может быть определяющим фактором для технической применимости процесса ΑδΡ на платформе.
В смесь ΑδΡ можно включать достаточное количество карбоната или бикарбоната щелочного металла для того, чтобы осадить кальций, встречающийся в пласте, когда партия ΑδΡ перемещается через пласт, что позволяет использовать промышленно доступные поверхностно-активные вещества в смеси ΑδΡ, которая является стабильной при температуре пласта выше 60°С, но восприимчива к осаждению в присутствии кальция. Предпочтительно значительно меньше карбоната или бикарбоната щелочного металла находится в смеси ΑδΡ, используемой в способе и устройстве настоящего изобретения, чем при традиционном ΑδΡ заводнении, в котором используется карбонат или бикарбонат щелочного металла в качестве единственного или основного щелочного компонента, таким образом, реализуется экономия пространства и массы, обеспечиваемая с использованием аммиака в качестве щелочного компонента смеси ΑδΡ, в то же время обеспечивается использование поверхностно-активных веществ, не обладающих стойкостью к кальцию и магнию в смеси ΑδΡ.
Рецептура композиции для извлечения нефти настоящего изобретения, которая может быть использована в способе или системе настоящего изобретения, содержит поверхностно-активное вещество, полимер, карбонат или бикарбонат щелочного металла, аммиак, и воду. Вода может быть пресной водой или солевым раствором. Вода может иметь общее содержание растворенных твёрдых веществ (ΤΌδ) от 100 до 200000 м.д. Вода может поступать из источника воды, где источником воды может быть источник пресной воды, имеющий содержание ΤΌδ меньше чем 10000 м.д., выбранный из группы, состоящей из реки, озера, пресноводного моря, водоносного слоя, и воды пласта, имеющей содержание ΤΌδ меньше чем 10000 м.д., или источником воды может быть источник соленой воды, имеющий содержание ΤΌδ 10000 м.д. или больше, выбранный из группы, состоящей из морской воды, эстуарной воды, слабоминерализованной воды, водоносного слоя, солевого раствора, полученный путем обработки источника соленой воды, и воды пласта, имеющей содержание ΤΌδ 10000 м.д. или больше.
Когда процесс ΑδΡ ΕΘΚ с использованием композиции для извлечения нефти осуществляется в море, чтобы извлечь нефть из подводного нефтеносного пласта, вода может быть морской водой, обработанной с целью снижения минерализации морской воды до желательного содержания ΤΌδ. Степень минерализации морской воды может быть снижена с помощью традиционных процессов обессоливания, например, путем пропускания морской воды через одну или несколько мембран нанофильтрации, обратного осмоса, и/или прямого осмоса, или через ионообменный материал.
Содержание ΤΌδ в воде композиции для извлечения нефти можно регулировать, чтобы оптимизировать минерализацию воды для получения средней фазы типа III, микроэмульсии композиции для извлечения нефти в комбинации с нефтью и водой пласта, и таким образом минимизировать поверхностное натяжение между нефтью и водой в пласте, чтобы обеспечить максимальную подвижность и, следовательно, добычу нефти из пласта. Содержание ΤΌδ в воде композиции для извлечения нефти также мож- 3 029068
но регулировать, чтобы оптимизировать вязкость композиции для извлечения нефти, так как вязкость композиции для извлечения нефти частично зависит от вязкости полимера в композиции, которая может зависеть от минерализации композиции. Определение оптимальной минерализации водной композиции для извлечения нефти с целью минимизации поверхностного натяжения нефти и воды в нефтеносном пласте и для обеспечения такого же уровня вязкости как у нефти в пласте может быть осуществлено согласно традиционным методам, которые известны специалистам в этой области техники. Один из таких методов описан в опубликованном документе \УО 2011/090921. Оптимизация солености воды может быть осуществлена согласно традиционным методам, которые известны специалистам в этой области техники, например, концентрация солей может быть снижена путем ионной фильтрации с использованием одного или нескольких мембранных блоков нанофильтрации, одного или нескольких мембранных блоков обратного осмоса и/или одного или нескольких мембранных блоков прямого осмоса; концентрация солей может быть повышена путем добавления одной или нескольких солей, предпочтительно №С1. к воде; концентрация солей может быть снижена путем ионного обмена с помощью ионообменного материала, который выделяет ионы водорода и гидроксида в обмен на ионы в воде, причем концентрация солей может быть повышена или снижена путем смешивания образующихся проникающих и удерживаемых продуктов ионной фильтрации, чтобы обеспечить оптимальную степень минерализации.
Кроме того, композиция для извлечения нефти может содержать сорастворитель, смешивающийся с водой, где сорастворитель может быть низкомолекулярным спиртом, включая, но без ограничения указанным, метанол, этанол, пропанол, изобутиловый спирт, вторичный бутиловый спирт, н-бутиловый спирт, трет-бутиловый спирт, или гликоль, включая, но без ограничения указанным, этиленгликоль, 1,3пропандиол, 1,2-пропандиол, бутиловый эфир диэтиленгликоля, бутиловый эфир триэтиленгликоля, или сульфосукцинат, включая, но без ограничения указанным, дигексилсульфосукцинат натрия. Сорастворитель может быть использован с целью регулирования минерализации композиции флюида для извлечения нефти, чтобы оптимизировать минерализацию флюида для максимального снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой в пласте и, необязательно, для того, чтобы обеспечить предотвращение образования вязкой эмульсии при осуществлении процесса БОК. При наличии сорастворителя он может составлять от 100 до 50000 м.д. или от 500 до 5000 м.д. в композиции для извлечения нефти. Сорастворитель может отсутствовать в композиции для извлечения нефти, и состав композиции для извлечения нефти может не содержать сорастворитель.
Композиция для извлечения нефти дополнительно содержит аммиак, причем аммиак может взаимодействовать с нефтью в пласте, с образованием мыла, которое эффективно снижает поверхностное натяжение между нефтью и водой в пласте. Кроме того, аммиак может снижать адсорбцию поверхностно-активного вещества на поверхности коллекторской породы. Жидкий аммиак может смешиваться с другими компонентами композиции повышенной нефтеотдачи, с образованием композиции повышенной нефтеотдачи, в которой жидкий аммиак может смешиваться с другими компонентами композиции повышенной нефтеотдачи: 1) до введения композиции повышенной нефтеотдачи в нефтеносный пласт, или 2) после того, как один или несколько компонентов композиции повышенной нефтеотдачи были индивидуально введены в пласт, или 3) одновременно с введением одного или нескольких компонентов композиции повышенной нефтеотдачи в пласт, но отдельно по меньшей мере от одного из компонентов. Жидкий аммиак, смешанный с другими компонентами композиции для извлечения нефти с образованием композиции для извлечения нефти, используемой в способе и системе ΑδΡ ЕОК настоящего изобретения, и с образованием композиции настоящего изобретения, может быть жидким аммиаком, содержащим самое большее 10 мас.% воды, или самое большее 5 мас.% воды, или самое большее 1 мас.% воды и по меньшей мере 90 мас.% аммиака. Более предпочтительно, жидкий аммиак представляет собой безводный жидкий аммиак для того, чтобы минимизировать требования к пространству и массе для хранения и применения жидкого аммиака в способе и системе ΑδΡ ЕОК настоящего изобретения.
Композиция для извлечения нефти дополнительно содержит карбонат щелочного металла или бикарбонат щелочного металла, где карбонат или бикарбонат щелочного металла могут быть эффективными для образования осадков с катионами кальция, встречающимися в нефтеносном пласте, под действием композиции для извлечения нефти. Кроме того, карбонат или бикарбонат щелочного металла может взаимодействовать с нефтью в пласте с образованием мыла, которое эффективно снижает поверхностное натяжение между нефтью и водой в пласте. Предпочтительно карбонат или бикарбонат щелочного металла выбирают из группы, состоящей из карбоната натрия, бикарбоната натрия, карбоната калия, бикарбоната калия и их смесей, и наиболее предпочтительным является карбонат натрия. Карбонат или бикарбонат щелочного металла, или водный раствор карбоната или бикарбоната щелочного металла, может смешиваться с другими компонентами композиции повышенной нефтеотдачи с образованием композиции повышенной нефтеотдачи, в которой карбонат или бикарбонат щелочного металла или водный раствор карбоната или бикарбоната щелочного металла могут смешиваться с другими компонентами композиции повышенной нефтеотдачи: 1) до введения композиции повышенной нефтеотдачи в нефтеносный пласт, или 2) после индивидуального введения в пласт одного или нескольких компонентов композиции повышенной нефтеотдачи, или 3) одновременно с введением одного или нескольких компонентов композиции повышенной нефтеотдачи в пласт, но отдельно по меньшей мере от одного из ком- 4 029068
понентов.
Жидкий аммиак и карбонат или бикарбонат щелочного металла смешиваются с другими компонентами композиции для извлечения нефти, или находятся в композиции для извлечения нефти, в количестве, которое обеспечивает значение рН композиции для извлечения нефти по меньшей мере 10. Жидкий аммиак смешивается с другими компонентами композиции для извлечения нефти, или аммиак, находящийся в композиции для извлечения нефти, может обеспечить относительно высокую, стабилизированную буфером щелочность композиции для извлечения нефти, благодаря постоянной диссоциации аммиака, давая возможность композиции для извлечения нефти иметь относительно низкое, но эффективное значение рН в щелочном растворе, используемом в ΑδΡ процесса ΕΘΡ. Кроме того, карбонат или бикарбонат щелочного металла может обеспечить относительно высокую буферную щелочность в композиции для извлечения нефти. Относительно низкое щелочное значение рН в ΑδΡ композиции для извлечения нефти (например, от рН 9 до 12) может быть желательным для использования в некоторых нефтеносных пластах, чтобы предотвратить растворение минералов пласта за счет сильной щелочности (т.е. рН >12), например, пластов песчаника, содержащих значительное количество силикатного кварца. Более того, относительно высокая буферная щелочность композиции для извлечения нефти, обеспечиваемая наличием аммиака и карбоната или бикарбоната щелочного металла, может сокращать необходимое время и требуемое количество композиции для извлечения нефти для того, чтобы извлекаемая нефть прорвалась из нагнетательной скважины в эксплуатационную скважину в процессе ΑδΡ ΕΟΡ настоящего изобретения: щелочи, которые не имеют высокой буферности, взаимодействуют с пластом, что увеличивает количество композиции для извлечения нефти и время, необходимое композиции для извлечения нефти, для прорыва из нагнетательной скважины в эксплуатационную скважину.
Предпочтительно жидкий аммиак и карбонат или бикарбонат щелочного металла смешиваются с другими компонентами композиции для извлечения нефти, или находятся в композиции для извлечения нефти в количестве, которое достаточно для придания композиции для извлечения нефти начального значения рН от 10 до 12. Жидкий аммиак может смешиваться с другими компонентами композиции для извлечения нефти, или может присутствовать в композиции для извлечения нефти в количестве, обеспечивающем концентрацию аммиака в композиции для извлечения нефти от 0,01 до 2 М (моль/л), или от 0,1 до 1 М, или в количестве, которое составляет от 0,01 до 5 мас.% или от 0,1 до 2 мас.%, от всей объединенной массы поверхностно-активного вещества, полимера, карбоната или бикарбоната щелочного металла, жидкого аммиака и воды в композиции для извлечения нефти.
Карбонат или бикарбонат щелочного металла может смешиваться с другими компонентами композиции для извлечения нефти или может присутствовать в композиции для извлечения нефти в количестве, которое достаточно для придания композиции для извлечения нефти начального значения рН от 10 до 12 в комбинации с жидким аммиаком. Карбонат или бикарбонат щелочного металла может присутствовать в композиции для извлечения нефти в количестве, по меньшей мере, достаточном для осаждения значительного количества катионов кальция, мгновенно контактирующих с композицией для извлечения нефти в пласте, предпочтительно по меньшей мере 50%, или по меньшей мере 75%, или по меньшей мере 90%, или по меньшей мере 95%, или по меньшей мере 99%, или практически всех, или 100% катионов кальция, при мгновенном контактировании с композицией для извлечения нефти в пласте. Предпочтительно количество карбоната или бикарбоната щелочного металла, смешанного с другими компонентами композиции для извлечения нефти, или присутствующее в композиции для извлечения нефти, ограничивается количеством, самое большее в 10 раз, или самое большее в 5 раз, или самое большее равное количеству, которое необходимо для осаждения 100% катионов кальция в пласте, которые могут мгновенно контактировать с композицией для извлечения нефти. Количество карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла, смешанное с другими компонентами композиции для извлечения нефти, или присутствующими в композиции для извлечения нефти, может составлять от 0,001 до 2 мас.% или от 0,01 до 1 мас.%, от 0,05 до 0,5 мас.% от всей объединенной массы поверхностно-активного вещества, полимера, карбоната или бикарбоната щелочного металла, жидкого аммиака и воды в композиции для извлечения нефти.
Количество карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла, достаточное для осаждения 100% катионов кальция в пласте, постоянно контактирующее с композицией для извлечения нефти в пласте, можно непосредственно и корректно оценить, если пласт содержит реликтовую воду или солевой раствор пласта, включающий незначительное количество кальция (например, самое большее 200 м.д. кальция), который может осаждаться, когда соли кальция контактируют с карбонатом или бикарбонатом щелочного металла. В варианте осуществления способа настоящего изобретения, если пласт содержит реликтовую воду или солевой раствор пласта, имеющий содержание кальция больше чем 200 м.д., пласт можно обрабатывать смягченным солевым раствором, имеющим содержание кальция самое большее 10 м.д., до контакта с композицией для извлечения нефти, для того чтобы карбонат или бикарбонат щелочного металла незначительно осаждался в виде солей кальция, образовавшихся при контакте с кальцием, содержащимся в растворе в реликтовой воде или солевом растворе пласта.
Когда пласт содержит реликтовую воду или солевой раствор, содержащий незначительное количество кальция, катионы кальция, присутствующие в пласте, которые могут мгновенно контактировать при
- 5 029068
извлечении нефти из пласта, в основном расположены в связывающих катионы, ионообменных центрах внутри пласта. Поскольку в пласте присутствует пренебрежимо малое количество многовалентных катионов, имеющих валентность 3 или больше, относительно количества одновалентных и двухвалентных катионов, можно обоснованно определить приблизительную концентрацию катионов кальция в центрах, связывающих катионы, в пласте. Можно определить концентрацию всех одновалентных катионов и всех двухвалентных катионов (в эквивалентах), присутствующих в воде пласта, и можно рассчитать долю ионообменных центров в породе пласта, которые связывают двухвалентные катионы, и которые могут вытесняться композицией для извлечения нефти, согласно уравнениям 1 и 2:
( ) (к + 2)—А2 + 4к ζ ,.
(+ +Л = ;- (уравнение 1)
где к =
(+£
(++)ν
*ρ.ν.
(уравнение 2)
где Ρ.ν. представляет собой частичный объем пор, заполненных композицией для извлечения нефти, которая используется для вытеснения нефти из пласта, где нижний индекс (γ) указывает ион в воде пласта, и нижний индекс (г) означает центр в породе пласта, занятый ионом, и (+)γ означает концентрацию одновалентных катионов (в эквивалентах) в воде пласта, (++)γ означает концентрацию двухвалентных катионов (в эквивалентах) в воде пласта, и (++)г указывает долю ионообменных центров в породе пласта, которые заняты двухвалентными катионами, где
/ \ __(эквиваленты + +)_
г {(эквиваленты + +)г + (эквиваленты +)г}
Долю ионообменных центров в породе пласта, занятых катионами кальция ((Са2+)г) и которые могут быть вытеснены композицией для извлечения нефти, можно рассчитать путем измерения концентрации ионов кальция в воде пласта, определяя отношение концентрации ионов кальция в воде пласта к общей концентрации двухвалентных катионов в воде пласта и умножая вычисленную долю ионообменных центров в породе пласта, которая вытесняется под действием композиции для извлечения нефти, которая связывает двухвалентные катионы, на рассчитанное отношение катионов кальция в воде пласта к сумме двухвалентных катионов в воде пласта, как показано в уравнении (3)
(Са2+)г = (++)г * ([Са2+]У[++]Д (уравнение 3).
Концентрацию катионов кальция в объеме пласта можно определить путем измерения плотности гранул, пористости и катионообменной емкости (КОЕ) пласта, расчета объема пористого пространства в породе пласта согласно уравнению (4)
_ (100 г/ плотность гранул)*(пористость) . .
* пространства пор на 100 г породы пласта [ (УраВНвНИв 4),
1 - пористость
расчета катионообменной емкости пласта на объем пласта согласно уравнению (5)
КОЕ„
КОЕ,
'пласта (мг-экв/100 г)
(6):
ν„
(уравнение 5)
'на объем пласта (мг-эка/мл пространства пор)
' пространства пор на 100 г породы пласта
и расчета концентрации катионов кальция (в мг-эквивалентах) на объем пласта согласно уравнению
[СаЦ
на объем пласта (ме-экв/мл)
= КОЕ,
'на объем пласта
(Са*),
(доля Са2+ в ионообменных центрах породы пласта)
(уравнение 6).
Концентрацию карбоната щелочного металла в мг-эквивалентах на 1 мл композиции для извлечения нефти, содержащей 1 мас.% карбоната щелочного металла в растворе, можно рассчитать согласно уравнению (7), принимая, что композиция для извлечения нефти имеет плотность около 1 (хорошее приближение для разбавленных водных растворов):
[Щелочной карбонат^
объем композиции для извлечения нефти
/ , \ 2*1 масс.% композиции щелочного карбоната*101
(мг - экв/мл) = —ь---*
Молекулярная масса щелочного карбоната
(уравнение 7).
Затем можно рассчитать приблизительное количество карбоната щелочного металла (мас.%) в композиции для извлечения нефти, необходимое для осаждения всего кальция в пласте в объеме, вытесняемом композицией для извлечения нефти, на основе частичного объема пор (Ρ.ν.), заполненного композицией для извлечения нефти путем вытеснения из пласта, и концентрации ионов кальция в объеме пласта (мг-экв), и концентрации карбоната щелочного металла при 1% концентрации (мг-экв) на объем композиции для извлечения нефти согласно уравнению (8):
Карбонат щелочного металла, необходимый в композиции для извлечения нефти (мас.%) =
_ьч. объем пласта_
[1 МаСС. /о ЩеЛОЧНОГО карбоната]на одъем КОМПозиции для извлечения нефти *Ρ.ν. композиции для извлечения нсфга
(уравнение 8)
- 6 029068
Кроме того, композиция для извлечения нефти содержит поверхностно-активное вещество, которое может быть любым поверхностно-активным веществом, эффективно снижающим поверхностное натяжение между нефтью и водой в нефтеносном пласте, таким образом, нефть становится подвижной для добычи из пласта. Поверхностно-активное вещество может смешиваться с другими компонентами композиции повышенной нефтеотдачи с образованием композиции повышенной нефтеотдачи, причем поверхностно-активное вещество может смешиваться с другими компонентами композиции повышенной нефтеотдачи: 1) до введения композиции повышенной нефтеотдачи в нефтеносный пласт, или 2) после того, как один или несколько компонентов композиции повышенной нефтеотдачи индивидуально вводятся в пласт, или 3) одновременно с введением одного или нескольких компонентов композиции повышенной нефтеотдачи внутрь пласта, но отдельно по меньшей мере от одного из компонентов. Композиция для извлечения нефти может содержать одно или несколько поверхностно-активных веществ. Указанное поверхностно-активное вещество может быть анионным поверхностно-активным веществом. Анионное поверхностно-активное вещество может быть соединением, содержащим сульфонат, соединением, содержащим сульфат, карбоксилатным соединением, фосфатным соединением или их смесью.
Анионное поверхностно-активное вещество может быть альфа-олефиновым сульфонатным соединением, внутренне олефиновым сульфонатным соединением, разветвленным алкилбензольным сульфонатным соединением, пропиленоксид-сульфатным соединением, этиленоксид-сульфатным соединением, пропиленоксид-этиленоксид сульфатным соединением, или их смесью. Анионное поверхностноактивное вещество может быть поверхностно-активным веществом, которое образует нерастворимую в воде соль кальция в присутствии катионов кальция. Анионное поверхностно-активное вещество может быть стабильным при температуре от 50 до 90°С или от 60 до 75°С. Анионное поверхностно-активное вещество может содержать от 12 до 28 атомов углерода или от 12 до 20 атомов углерода. Указанное поверхностно-активное вещество композиции для извлечения нефти может содержать внутреннее олефиновое сульфонатное соединение, включающее от 15 до 18 атомов углерода или пропиленоксидсульфатное соединение, включающее от 12 до 15 атомов углерода, или их смесь, причем смесь содержит пропиленоксид-сульфатное соединение в соотношении к внутренне олефиновому сульфонатному соединению от 1:1 до 10:1.
Композиция для извлечения нефти может содержать эффективное количество поверхностноактивного вещества для снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой в пласте, и таким образом, нефть становится подвижной для добычи из пласта. Пласт для извлечения нефти может содержать от 0,05 до 5 мас.% поверхностно-активного вещества или комбинации поверхностно-активных веществ либо может содержать от 0,1 до 3 мас.% поверхностно-активного вещества или комбинации поверхностно-активных веществ.
Композиция для извлечения нефти дополнительно содержит полимер, где полимер может обеспечить вязкость композиции для извлечения нефти такого же порядка величины, как вязкость нефти в условиях температуры пласта, так что композиция для извлечения нефти может перемещать подвижную нефть от края до края пласта для добычи из пласта с минимальным образованием языков нефти внутри композиции для извлечения нефти и/или образованием языков для извлечения нефти внутри нефти. Полимер может находиться в водном растворе или водной дисперсии до смешивания с образованием композиции повышенной нефтеотдачи. Полимер может смешиваться с другими компонентами композиции повышенной нефтеотдачи с образованием композиции повышенной нефтеотдачи, причем полимер может смешиваться с другими компонентами композиции повышенной нефтеотдачи: 1) до введения композиции повышенной нефтеотдачи в нефтеносный пласт, или 2) после того, как один или несколько компонентов композиции повышенной нефтеотдачи индивидуально вводятся в пласт, или 3) одновременно с введением одного или нескольких компонентов композиции повышенной нефтеотдачи внутрь пласта, но отдельно по меньшей мере от одного из компонентов.
Композиция для извлечения нефти может содержать полимер, который выбирают из группы, состоящей из полиакриламидов, частично гидролизованных полиакриламидов, полиакрилатов, этиленовых сополимеров, биополимеров, карбоксиметилцеллюлозы, поливиниловых спиртов, полистироловых сульфонатов, поливинилпирролидонов, ΆΜΡδ (2-акриламидметилпропан сульфонат), и их комбинаций. Примеры этиленовых сополимеров включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, и лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу и гуаровую смолу.
Количество полимера в композиции для извлечения нефти должно быть достаточным, чтобы обеспечить вязкость композиции для извлечения нефти, достаточной для перемещения нефти по нефтеносному пласту с минимальным образованием языков подвижной нефти внутри композиции для извлечения нефти и необязательно с минимальным образованием языков композиции для извлечения нефти внутри подвижной нефти. Количество полимера в композиции для извлечения нефти может быть достаточным, чтобы обеспечить динамическую вязкость композиции для извлечения нефти при температуре пласта такого же порядка величин, или менее предпочтительно, больше по порядку величины, что и динамическая вязкость нефти в нефтеносном пласте при температуре пласта, для того чтобы композиция для извлечения нефти могла проталкивать нефть через пласт. В предпочтительном варианте осуществления,
- 7 029068
композиция для извлечения нефти может иметь динамическую вязкость в пределах 400%, или 300%, или в пределах 200% от динамической вязкости нефти в нефтеносном пласте при изотермическом измерении. Количество полимера в композиции для извлечения нефти может быть достаточным, чтобы обеспечить композиции для извлечения нефти значением динамической вязкости по меньшей мере 1 мПа-с (1 сП), или по меньшей мере 10 мПа-с (10 сП), или по меньшей мере 50 мПа-с (50 сП), или по меньшей мере 100 мПа-с (100 сП) при 25°С или при температуре в диапазоне температур пласта. Концентрация полимера в композиции для извлечения нефти может составлять от 200 до 10000 м.д., или от 500 до 5000 м.д., или от 1000 до 2500 м.д.
Средняя молекулярная масса полимера в композиции для извлечения нефти должна быть достаточной, чтобы обеспечить достаточную вязкость композиции для извлечения нефти для перемещения подвижной нефти через пласт. Полимер может иметь среднюю молекулярную массу от 10000 до 30000000 Да или от 100000 до 10000000 Да.
В одном аспекте настоящее изобретение относится к составу композиции для извлечения нефти, которая содержит воду, аммиак, карбонат и/или бикарбонат щелочного металла, поверхностно-активное вещество и полимер. Вода, аммиак, карбонат и/или бикарбонат щелочного металла, поверхностноактивное вещество и полимер могут быть такими, как описано выше. Состав композиции для извлечения нефти может содержать жидкий аммиак, включающий самое большее 10 мас.% воды, предпочтительно безводный жидкий аммиак, в эффективном количестве для того, чтобы обеспечить в композиции для извлечения нефти начальное значение рН от 10 до 12, или аммиака в концентрации от 0,01М до 2 М, или от 0,01 до 5 мас.% аммиака; от 0,001 до 2 мас.%, или от 0,01 до 1 мас.%, или от 0,05 до 0,5 мас.% карбоната и/или бикарбоната щелочного металла; от 0,05 до 5 мас.%, или от 0,1 до 3 мас.% поверхностноактивного вещества или комбинации поверхностно-активных веществ; и от 200 до 10000 м.д., или от 500 до 5000 м.д., или от 1000 до 2500 м.д. полимера или комбинации полимеров.
В способе настоящего изобретения композицию для извлечения нефти (или компоненты композиции для извлечения нефти) вводят в нефтеносный пласт, причем система настоящего изобретения включает нефтеносный пласт. Нефтеносный пласт содержит нефть, которая может быть отделена и добыта из пласта после контактирования и смешивания с композицией для извлечения нефти. Нефть в нефтеносном пласте может иметь общее кислотное число (ОКЧ), выраженное в миллиграммах КОН на 1 г образца по меньшей мере 0,1, или по меньшей мере 0,3, или по меньшей мере 0,5, причем ОКЧ нефти можно определить согласно стандартному методу ΑδΤΜ Ό664. Нефти, имеющие ОКЧ по меньшей мере 0,1, содержат значительное количество кислотных фрагментов, которые могут взаимодействовать с аммиаком и/или карбонатом, или бикарбонатом щелочного металла с образованием мыла при обработке композицией для извлечения нефти, содержащей аммиак и карбонат и/или бикарбонат щелочного металла, таким образом, снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой в пласте, и нефть становится подвижной для добычи из пласта.
Нефть, находящаяся в нефтеносном пласте, может быть легкой нефтью или нефтью с промежуточным удельным весом, содержащей меньше чем 25 мас.%, или меньше чем 20 мас.%, или меньше чем 15 мас.%, или меньше чем 10 мас.%, или меньше чем 5 мас.% углеводородов, имеющей температуру кипения по меньшей мере 538°С (1000°Р) и обладающей удельным весом в градусах ΑΡΙ, найденным в соответствии со стандартным методом ΑδΤΜ Ό6882, по меньшей мере 20°, или по меньшей мере 25°, или по меньшей мере 30°. В качестве альтернативы, но менее предпочтительно, нефть нефтеносного пласта может быть тяжелой нефтью, содержащей больше чем 25 мас.% углеводородов, имеющей температуру кипения по меньшей мере 538°С и обладающей удельным весом в градусах ΑΡΙ меньше чем 20°.
Нефть, находящаяся в нефтеносном пласте, может иметь динамическую вязкость в условиях пласта (в частности, в диапазоне температур внутри пласта) по меньшей мере 0,4 мПа-с (0,4 сП), или по меньшей мере 10 мПа-с (10 сП), или по меньшей мере 100 мПа-с (100 сП), или по меньшей мере 1000 мПа-с (1000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа-с (10000 сП). Нефть, находящаяся в нефтеносном пласте, может иметь динамическую вязкость в температурных условиях от 0,4 до 10000000 мПа-с (от 0,4 до 10000000 сП).
Нефтеносный пласт может быть подземным пластом. Подземный пласт может содержать один или несколько пористых материалов матрицы, которые выбирают из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой горной матрицы, и комбинации пористой минеральной матрицы и пористой горной матрицы, где пористый материал матрицы может быть расположен ниже перекрывающей породы, на глубине в диапазоне от 50 до 6000 м, или от 100 до 4000 м, или от 200 до 2000 м ниже земной поверхности.
Подземный пласт может быть подводным подземным пластом. Способ и система настоящего изобретения может быть приспособлен для извлечения нефти из нефтеносного подводного подземного пласта с использованием морской платформы для извлечения нефти.
Пористый материал матрицы может быть уплотнённым матричным материалом, в котором по меньшей мере, большая часть и предпочтительно практически вся горная порода и/или минерал, которые образуют матричный материал, являются уплотнёнными, так что горная порода и/или минерал образуют
- 8 029068
массу, в которой практически вся горная порода и/или минерал являются неподвижными, когда через них проходят нефть, композиция для извлечения нефти, вода или другой флюид. Предпочтительно по меньшей мере 95 мас.%, или по меньшей мере 97 мас.%, или по меньшей мере 99 мас.% горной породы и/или минерала являются неподвижными, когда через них проходят нефть, композиция для извлечения нефти, вода или другой флюид, так что любое количество горной породы или минерального материала перемещенное при прохождении нефти, композиции для извлечения нефти, воды или другого флюида, является недостаточным, чтобы сделать пласт непроницаемым для потока композиции для извлечения нефти, нефти, воды или другого флюида через пласт. Пористый материал матрицы может быть неуплотнённым матричным материалом, в котором, по меньшей мере, большинство, или практически вся, горная порода и/или минерал, которые образуют матричный материал, является неуплотнённой. Пласт может иметь проницаемость от 0,0001 до 15 Дарси или от 0,001 до 1 Дарси. Горная порода и/или минеральный пористый материал матрицы в пласте могут содержать песчаник и/или карбонат, который выбирают из доломита, известняка и их смесей, где известняк может быть микрокристаллическим или кристаллическим известняком и/или мелом. Горная порода и/или минеральный пористый материал матрицы в пласте могут содержать значительное количество силикатного кварца, поскольку щелочность композиции на основе аммиака для извлечения нефти может быть достаточно низкой, чтобы предотвратить растворение силикатного кварца.
Нефть в нефтеносном пласте может быть расположена в порах внутри пористого материала матрицы пласта. Нефть в нефтеносном пласте может быть связанной в порах пористого материала матрицы пласта, например, под действием капиллярных сил, за счет взаимодействия нефти с поверхностью пор, за счет вязкости нефти, или под действием поверхностного натяжения между нефтью и водой в пласте.
Нефтеносный пласт также может содержать воду, которая может быть расположена в порах внутри пористого материала матрицы. Вода в пласте может быть реликтовой водой, водой из вторичного или третичного процесса извлечения нефти путем заводнения или их смесью. Вода в нефтеносном пласте может находиться в пласте с целью иммобилизации нефти внутри пор. Контакт композиции для извлечения нефти с водой и нефтью в пласте может сделать подвижной нефть в пласте для добычи и извлечения из пласта путем высвобождения по меньшей мере части нефти из пор внутри пласта за счет снижения поверхностного натяжения между водой и нефтью в пласте.
В некоторых вариантах осуществления нефтеносный пласт может содержать неуплотнённый песок и воду. Нефтеносным пластом может быть пласт битуминозного песка. В некоторых вариантах осуществления нефть может составлять приблизительно между 1 и 16 мас.% от смеси нефти/песка/воды, песок может составлять приблизительно между 80 и 85 мас.% от смеси нефти/песка/воды, и вода может составлять приблизительно между 1 и 16 мас.% от смеси нефти/песка/воды. Песок может быть покрыт слоем воды, причем нефть находится в пустом пространстве вокруг смоченных гранул песка. Необязательно, нефтеносный пласт также может включать газ, например, такой как метан или воздух.
Нефтеносный пласт может содержать катионы кальция, и/или соединения или соли кальция, в которых катионы кальция могут быть замещены. Катионы кальция, и/или соединения или соли кальция, в которых катионы кальция могут быть замещены, могут присутствовать в реликтовой воде внутри пласта. Катионы кальция могут присутствовать в реликтовой воде в концентрации от 10 до 30000 м.д. Катионы кальция, и/или соединения или соли кальция, в которых катионы кальция могут быть замещены, могут присутствовать в пористом материале матрицы в пласте, как описано выше.
Обратимся теперь к фиг. 1, где показана система 200 настоящего изобретения практического осуществления способа настоящего изобретения. Система включает первую скважину 201 и вторую скважину 203 простирающиеся внутрь нефтеносного пласта 205, такого как описано выше. Нефтеносный пласт 205 может состоять из одной или нескольких частей пласта 207, 209 и 211, сформировавшихся из пористых материалов матрицы, такой как описано выше, расположенных ниже перекрывающей породы 213. Нефтеносный пласт 205 может быть подводным пластом, где первая скважина 201 и вторая скважина 203 могут распространяться из одной или нескольких морских платформ 215, расположенных на поверхности моря 217, выше нефтеносного пласта 205.
В варианте осуществления система включает композицию для извлечения нефти, содержащую воду, как описано выше, аммиак, как описано выше, карбонат или бикарбонат щелочного металла, как описано выше, поверхностно-активное вещество, как описано выше, и полимер, как описано выше. Минерализация композиции для извлечения нефти может быть подобрана и/или отрегулирована с целью оптимизации способности снижать поверхностное натяжение с нефтью поверхностно-активного вещества, и/или аммиака, и/или карбоната, или бикарбоната щелочного металла в композиции для извлечения нефти из нефтеносного пласта, и/или для оптимизации вязкости композиции для извлечения нефти, как описано выше. Композиция для извлечения нефти может подаваться из складского сооружения 219 композиции для извлечения нефти, функционально соединенные по флюиду с первой установкой 221 закачивания/добычи с помощью трубопровода 223. Первая установка 221 закачивания/добычи может быть функционально соединена по флюиду с первой скважиной 201, которая может быть расположена, распространяясь от первой установки 221 закачивания/добычи в нефтеносный пласт 205. Композиция для извлечения нефти может протекать из первой установки 221 закачивания/добычи через первую скважину
- 9 029068
201, чтобы вводиться в пласт 205, например, в часть пласта 209, где первая установка 221 закачивания/добычи и первая скважина, или сама первая скважина, включает в себя механизм для введения композиции для извлечения нефти внутрь пласта. В качестве альтернативы, композиция для извлечения нефти может протекать из складского сооружения 219 композиции для извлечения нефти непосредственно в первую скважину 201 для закачивания в пласт 205, причем первая скважина может содержать механизм для введения композиции для извлечения нефти внутрь пласта. Механизм для введения композиции для извлечения нефти внутрь пласта 205 с помощью первой скважины 201 (расположенный в первой установке 221 закачивания/добычи, в первой скважине 201, или и там и там) может включать в себя насос 225 для подачи композиции для извлечения нефти в перфорации или отверстия в первой скважине, через которые в пласт может быть введена композиция для извлечения нефти.
В другом варианте осуществления, показанном на фиг. 2, система может включать отдельные складские сооружения для одного или нескольких компонентов композиции повышенной нефтеотдачи жидкого аммиака, карбоната или бикарбоната щелочного металла, поверхностно-активного вещества и полимера. Жидкий аммиак может храниться в складском сооружении 227 жидкого аммиака, и может содержать до 10 мас.% воды, или до 5 мас.% воды, или может быть безводным жидким аммиаком. Карбонат или бикарбонат щелочного металла, или в виде водного раствора или как твердый материал, может храниться в складском сооружении 228 карбоната или бикарбоната щелочного металла. Поверхностноактивное вещество может храниться в складском сооружении 229 поверхностно-активного вещества, и может быть анионным поверхностно-активным веществом, как описано выше. Полимер может храниться в складском сооружении 231 полимера, и может быть полимером, как описано выше.
Вода может подаваться из источника воды, например, морской воды, воды, добытой из пласта, озерной воды, из водоносного слоя, или речной воды, обработанной в устройстве 233 для обработки воды, чтобы установить степень минерализации воды на оптимальном уровне для использования в композиции для извлечения нефти, как описано выше. Устройство для обработки воды может быть функционально соединено по флюиду со складским сооружением 228 карбоната или бикарбоната щелочного металла с помощью трубопровода 234 с целью обеспечения воды для смешивания с карбонатом или бикарбонатом щелочного металла, в случае необходимости; и/или может быть функционально соединено по флюиду со складским сооружением 229 поверхностно-активного вещества с помощью трубопровода 235 с целью обеспечения воды для смешивания с поверхностно-активным веществом, с образованием раствора поверхностно-активного вещества; и/или может быть функционально соединено по флюиду со складским сооружением 231 для полимера с помощью трубопровода 237 с целью обеспечения воды для смешивания с полимером, с образованием раствора полимера. В качестве альтернативы, карбонат или бикарбонат щелочного металла, хранящийся в складском сооружении 228 карбоната или бикарбоната щелочного металла, может быть предварительно смешанным водным раствором карбоната или бикарбоната щелочного металла, и/или поверхностно-активное вещество, хранящееся в складском сооружении 229 поверхностно-активного вещества, может быть предварительно смешанным водным раствором поверхностно-активного вещества, и/или полимер, хранящийся в складском сооружении 231 полимера, может быть предварительно смешанным водным раствором полимера.
Жидкий аммиак, карбонат или бикарбонат щелочного металла, поверхностно-активное вещество и полимер могут поступать из складского сооружения 227 жидкого аммиака, складского сооружения 228 карбоната или бикарбоната щелочного металла, складского сооружения 229 поверхностно-активного вещества, и складского сооружения 231 полимера, соответственно, в складское сооружение 219 композиции для извлечения нефти, в котором жидкий аммиак, карбонат или бикарбонат щелочного металла, поверхностно-активное вещество и полимер могут смешиваться и храниться в виде композиции для извлечения нефти. Складское сооружение 227 жидкого аммиака может быть функционально соединено по флюиду со складским сооружением 219 композиции для извлечения нефти с помощью трубопровода 239; складское сооружение 228 карбоната или бикарбоната щелочного металла может быть функционально соединено по флюиду со складским сооружением композиции для извлечения нефти с помощью трубопровода 240; складское сооружение 229 поверхностно-активного вещества может быть функционально соединено по флюиду со складским сооружением композиции для извлечения нефти с помощью трубопровода 241; и складское сооружение 231 полимера может быть функционально соединено по флюиду со складским сооружением композиции для извлечения нефти с помощью трубопровода 243. В случае необходимости, вода для композиции для извлечения нефти может поступать из источника, обрабатываться в устройстве 233 для обработки воды, которое может быть функционально соединено по флюиду со складским сооружением 219 композиции для извлечения нефти с помощью трубопровода 245.
Композиция для извлечения нефти может поступать из складского сооружения 219 композиции для извлечения нефти в первую установку 221 закачивания/добычи или в первую скважину 201 для закачивания в пласт 205, как описано выше.
В качестве альтернативы, жидкий аммиак, карбонат или бикарбонат щелочного металла, поверхностно-активное вещество, и полимер могут поступать раздельно из складского сооружения 227 жидкого аммиака, складского сооружения 228 карбоната или бикарбоната щелочного металла, складского соору- 10 029068
жения 229 поверхностно-активного вещества, и складского сооружения 231 полимера, соответственно, в первую установку 221 закачивания/добычи или в первую скважину 201 для закачивания в пласт 205. Складское сооружение 227 жидкого аммиака может быть функционально соединено по флюиду с первой установкой 221 закачивания/добычи или с первой скважиной 201 с помощью трубопровода 247; складское сооружение 228 карбоната или бикарбоната щелочного металла может быть функционально соединено по флюиду или связано для обеспечения потока порошкообразного вещества в первую установку закачивания/добычи или в первую скважину с помощью трубопровода 248, складское сооружение 229 поверхностно-активного вещества может быть функционально соединено по флюиду с первой установкой закачивания/добычи или с первой скважиной с помощью трубопровода 249; и складское сооружение 231 полимера может быть функционально соединено по флюиду с первой установкой закачивания/добычи или с первой скважиной с помощью трубопровода 251. Жидкий аммиак, одно или несколько соединений карбоната или бикарбоната щелочного металла, одно или несколько поверхностно-активных веществ, и/или один или несколько полимеров, и необязательно вода, могут поступать раздельно в первую установку 221 закачивания/добычи или в первую скважину 201, и могут смешиваться в первой установке закачивания/добычи или в первой скважиной с образованием композиции для извлечения нефти, которая закачивается внутрь пласта. В качестве альтернативы, жидкий аммиак, одно или несколько соединений карбоната или бикарбоната щелочного металла, одно или несколько поверхностно-активных веществ, и/или один или несколько полимеров, и необязательно дополнительная вода, могут закачиваться внутрь пласта 205 по первой скважине 201, отдельно или в сочетании, при этом образуется не полная композиция для извлечения нефти, причем жидкий аммиак, одно или несколько соединений карбоната или бикарбоната щелочного металла, одно или несколько поверхностно-активных веществ, один или несколько полимеров, и необязательно вода, могут смешиваться с образованием композиции для извлечения нефти внутри пласта, и затем композиция для извлечения нефти, образовавшаяся внутри пласта, может контактировать с нефтью в пласте, делая нефть подвижной для добычи из пласта.
Обратимся теперь к фиг. 1 и 2, где композиция для извлечения нефти может вводиться в пласт 205, например, путем закачивания композиции для извлечения нефти внутрь пласта через первую скважину 201, путем нагнетания композиции для извлечения нефти через первую скважину и внутрь пласта, или путем закачивания компонентов композиции для извлечения нефти через первую скважину внутрь пласта для смешивания внутри пласта с образованием композиции для извлечения нефти ίη δίίπ. Давление, при котором композиция для извлечения нефти или компоненты композиции для извлечения нефти вводят в пласт, может изменяться от мгновенного давления внутри пласта вплоть до давления гидравлического разрыва пласта, но не доходя до него. Давление, при котором композиция для извлечения нефти или ее компоненты могут закачиваться в пласт, может изменяться от 20 до 95% или от 40 до 90% давления гидравлического разрыва пласта. В качестве альтернативы, композиция для извлечения нефти или ее компоненты могут закачиваться в пласт под давлением, равным или больше, чем давление гидравлического разрыва пласта.
Объем композиции для извлечения нефти или объединенных компонентов композиции для извлечения нефти, введенных в пласт 205 через первую скважину 201, может изменяться от 0,001 до 5 объемов пор, или от 0,01 до 2 объемов пор, или от 0,1 до 1 объема пор, или от 0,2 до 0,6 объема пор, где термин "объем пор" относится к объему пласта, который может захватываться композицией для извлечения нефти или комбинацией компонентов композиции для извлечения нефти между первой скважиной 201 и второй скважиной 203. Объем пор можно легко определить методами, которые известны специалистам в этой области техники, например, путем исследования на моделях или путем закачивания воды, которая содержит изотопный индикатор, через пласт 205 из первой скважины 201 до второй скважины 203.
Когда композиция для извлечения нефти вводится внутрь пласта 205 или когда компоненты композиции для извлечения нефти индивидуально вводятся в пласт и смешиваются там с образованием композиции для извлечения нефти, композиция для извлечения нефти распространяется внутри пласта, как показано стрелками 253. При введении в пласт 205 или при смешивании компонентов композиции для извлечения нефти внутри пласта с образованием композиции для извлечения нефти, композиция для извлечения нефти контактирует с частью нефти в пласте, образуя смесь. Композиция для извлечения нефти может придать подвижность нефти внутри пласта при контактировании и смешивании с нефтью и водой в пласте. Композиция для извлечения нефти может придать подвижность нефти внутри пласта при контактировании и смешивании с нефтью, например, путем уменьшения капиллярных сил, удерживающих нефть в порах внутри пласта, путем уменьшения смачиваемости поверхности пор в пласте нефтью, за счет уменьшения поверхностного натяжения между нефтью и водой в пласте, и/или за счет образования микроэмульсии с нефтью и водой в пласте.
Подвижная смесь композиции для извлечения нефти, воды и нефти может проталкиваться через пласт 205 от первой скважиной 201 до второй скважины 203 за счет дополнительного введения композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти в пласте. Может быть разработана композиция для извлечения нефти для того чтобы вытеснять подвижную смесь композиции для извлечения нефти и нефть внутри пласта 205 для добычи во второй скважине 203. Как описано выше, композиция для извлечения нефти содержит полимер, причем может быть разработана композиция для
- 11 029068
извлечения нефти, содержащая полимер, которая имеет такую же вязкость по порядку величины, что и вязкость нефти в пласте в температурных условиях пласта, чтобы композиция для извлечения нефти могла перемещать подвижную смесь композиции для извлечения нефти, воды и нефти через пласт, в то же время предотвращая образование языков смеси подвижной нефти и композиции для извлечения нефти, благодаря движущейся пробке композиции для извлечения нефти, и предотвращая образование языков движущейся пробки композиции для извлечения нефти, благодаря смеси подвижной нефти и композиции для извлечения нефти.
Нефть может приобрести подвижность для добычи из пласта 205 через вторую скважину 203 за счет введения композиции для извлечения нефти и/или ее компонентов внутрь пласта, причем подвижная нефть перемещается внутри пласта для добычи из второй скважины, как показано стрелками 255, путем введения композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти внутри пласта через первую скважину 201. Подвижная нефть для добычи из пласта 205 может включать смесь подвижной нефти/композиции для извлечения нефти. Вода и/или газ также могут приобрести подвижность для добычи из пласта 205 через вторую скважину 203 путем введения композиции для извлечения нефти или ее компонентов внутрь пласта через первую скважину 201.
После введения композиции для извлечения нефти в пласт 205 через первую скважину 201, нефть можно извлекать и добывать из пласта по второй скважине 203. Система настоящего изобретения может включать механизм, расположенный во второй скважине, для извлечения и добычи нефти из пласта 205 после введения внутрь пласта композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти, и может включать механизм, расположенный во второй скважине, для извлечения и добычи композиции для извлечения нефти, воды, и/или газа из пласта после введения композиции для извлечения нефти внутрь пласта. Механизм, расположенный во второй скважине 203, для извлечения и добычи нефти и необязательно для извлечения и добычи композиции для извлечения нефти, воды, и/или газа может включать насос 257, который может быть расположен во второй установке закачивания/добычи 259 и/или внутри второй скважины 203. Насос 257 может отбирать нефть, и необязательно композицию для извлечения нефти, воды, и/или газа из пласта 205 через перфорации во второй скважине 203 для поступления нефти, и необязательно композиции для извлечения нефти, воды и/или газа, во вторую установку 259 закачивания/добычи.
В качестве альтернативы, механизм для извлечения и добычи нефти и необязательно композиции для извлечения нефти, воды и/или газа из пласта 205 может включать в себя компрессор 261, который может быть расположен во второй установке 259 закачивания/добычи. Компрессор 261 может быть функционально соединен по флюиду с резервуаром 263 для хранения газа с помощью трубопровода 265, и может сжимать газ из газового резервуара для хранения с целью закачивания в пласт 205 через вторую скважину 203. Компрессор может сжимать газ до давления, которое достаточно для запуска добычи нефти и необязательно композицию для извлечения нефти, воды и/или газа из пласта с помощью второй скважины 203, причем соответствующее давление можно определить традиционными методами, которые известны специалистам в этой области техники. Сжатый газ можно закачивать в пласт из другого положения во второй скважине 203, отличающегося от положения в скважине, в котором нефть и необязательно композиция для извлечения нефти, вода и/или газ добываются из пласта, например, сжатый газ можно закачивать в пласт на участке 207 пласта, в то время как нефть, композиция для извлечения нефти, вода и/или газ добываются из пласта на участке 209 пласта.
Нефть, необязательно в смеси с композицией для извлечения нефти, воды и/или газа, может извлекаться из пласта 205, как показано стрелками 255, и добываться из второй скважины 203, поступая во вторую установку 259 закачивания/добычи. Нефть может быть отделена от композиции для извлечения нефти, воды и/или газа в аппарате 267 для разделения, расположенном во второй установке 259 закачивания/добычи, который функционально соединен по флюиду с механизмом 257 для извлечения нефти, воды и/или газа из пласта. Аппарат 267 для разделения может представлять собой традиционный газожидкостный сепаратор для отделения газа от нефти, композиции для извлечения нефти, и воды; и традиционный сепаратор углеводородов и воды, который включает аппарат разрушения эмульсии для выделения нефти из воды и водорастворимых компонентов композиции для извлечения нефти.
Произведенная выделенная нефть может поступать из аппарата 267 для разделения второй установки 259 закачивания/добычи в резервуар 269 для хранения нефти, который может быть функционально соединен по флюиду с аппаратом 267 для разделения второй установки закачивания/добычи с помощью трубопровода 271. Выделенный газ (если он имеется) может подаваться из аппарата 267 для разделения второй установки 259 закачивания/добычи в резервуар 263 для хранения газа, который может быть функционально соединен по флюиду с аппаратом 267 для разделения во второй установке 259 закачивания/добычи с помощью трубопровода 273.
В варианте осуществления системы и способа настоящего изобретения первая скважина 201 закачивания композиции для извлечения нефти и/или ее компонентов в пласт 205, и вторая скважина 203 может быть использована для добычи нефти из пласта, как описано выше для первого периода эксплуатации, причем вторая скважина 203 может быть использована для закачивания композиции для извлечения нефти и/или ее компонентов в пласт 205, чтобы придать подвижность нефти в пласте и перемещать
- 12 029068
подвижную нефть внутри пласта в первую скважину, и первая скважина 201 может быть использована для добычи нефти из пласта в течение второго периода эксплуатации, где второй период эксплуатации следует за первым периодом. Вторая установка 259 закачивания/добычи может содержать механизм, такой как насос 275, который может быть функционально соединен по флюиду со складским сооружением 219 композиции для извлечения нефти с помощью трубопровода 277, и который функционально соединен по флюиду со второй скважиной 203, чтобы вводить композицию для извлечения нефти внутрь пласта 205 по второй скважине. В качестве альтернативы, как показано на фиг. 2, механизм 275 может быть функционально соединен по флюиду: со складским сооружением 227 жидкого аммиака с помощью трубопровода 279; со складским сооружением 228 карбоната или бикарбоната щелочного металла с помощью трубопровода 280; со складским сооружением 229 поверхностно-активного вещества с помощью трубопровода 281; и со складским сооружением 231 полимера с помощью трубопровода 283 для введения компонентов композиции для извлечения нефти внутри пласта с помощью второй скважины 203.
Обратимся снова к фиг. 1 и 2, где первая установка 221 закачивания/добычи может содержать механизм, такой как насос 285, или компрессор 287, который функционально соединен по флюиду с резервуаром 263 для хранения газа с помощью трубопровода 289, для добычи нефти, и необязательно композиции для извлечения нефти, воды и/или газа из пласта 205 с помощью первой скважины 201. Кроме того, первая установка 221 закачивания/добычи может включать аппарат 291 для разделения добытой нефти, композиции для извлечения нефти, воды и/или газа. Указанный аппарат 291 для разделения может представлять собой традиционный газожидкостный сепаратор для отделения газа от добытой нефти и воды; и традиционный сепаратор углеводородов и воды для выделения добытой нефти из воды и водорастворимых компонентов композиции для извлечения нефти, где сепаратор углеводородов и воды может включать аппарат разрушения эмульсии. Аппарат 291 для разделения может быть функционально соединен по флюиду: с резервуаром 269 для хранения нефти с помощью трубопровода 293, для хранения добытой нефти в соответствующем резервуаре для хранения; и с резервуаром 263 для хранения газа с помощью трубопровода 295, для хранения добытого газа в соответствующем резервуаре для хранения.
Первая скважина 201 может быть использована для введения композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти внутрь пласта 205, и вторая скважина 203 может быть использована для добычи нефти из пласта в течение первого периода эксплуатации; затем вторая скважина 203 может быть использована для введения композиции для извлечения нефти или компонентов композиции для извлечения нефти внутрь пласта 205, и первая скважина 201 может быть использована для добычи нефти из пласта в течение второго периода эксплуатации; где первый и второй периоды эксплуатации составляют цикл. Может быть осуществлено множество циклов, которые включают чередование работы первой скважины 201 и второй скважины 203 между введением композиции для извлечения нефти или ее компонентов внутрь пласта 205 и добычей нефти из пласта, где одна скважина служит для введения, а другая является продуктивной скважиной в течение первого периода, и затем скважины переключаются в течение второго периода эксплуатации. Цикл может составлять приблизительно от 12 часов до 1 года, или приблизительно от 3 суток до 6 месяцев, или приблизительно от 5 суток до 3 месяцев.
Обратимся теперь к фиг. 3, где показана группа скважин 300. Группа 300 включает первую группу скважин 302 (обозначены горизонтальными линиями) и вторую группу скважин 304 (обозначены диагональными линиями). В некоторых вариантах осуществления системы и способа настоящего изобретения первая скважина системы и способа, описанная выше, может включать множество первых скважин, изображенных как первая группа скважин 302 в группе 300, и вторая скважина системы и способа, описанная выше, может включать множество вторых скважин, изображенных как вторая группа скважин 304 в группе 300.
Каждая скважина в первой группе скважин 302 может находиться на расстоянии по горизонтали 330 от соседней скважины в первой группе скважин 302. Расстояние по горизонтали 330 может составлять приблизительно от 5 до 5000 м, или приблизительно от 10 до 1000 м, или приблизительно от 20 до 500 м, или приблизительно от 30 до 250 м, или приблизительно от 50 до 200 м, или приблизительно от 90 до 150 м, или около 100 м. Каждая скважина в первой группе скважин 302 может быть на расстоянии по вертикали 332 от соседней скважины в первой группе скважин 302. Расстояние 332 по вертикали может составлять приблизительно от 5 до 5000 м, или приблизительно от 10 до 1000 м, или приблизительно от 20 до 500 м, или приблизительно от 30 до 250 м, или приблизительно от 50 до 200 м, или приблизительно от 90 до 150 м, или около 100 м.
Каждая скважина во второй группе скважин 304 может находиться на расстоянии по горизонтали 336 от соседней скважины во второй группе скважин 304. Расстояние по горизонтали 336 может составлять от 5 до 5000 м, или от 10 до 1000 м, или от 20 до 500 м, или от 30 до 250 м, или от 50 до 200 м, или от 90 до 150 м, или около 100 м. Каждая скважина во второй группе скважин 304 может находиться на расстоянии по вертикали 338 от соседней скважины во второй группе скважин 304. Расстояние 338 по вертикали может составлять от 5 до 5000 м, или от 10 до приблизительно 1000 м, или от 20 до 500 м, или от 30 до 250 м, или от 50 до 200 м, или от 90 до 150 м, или около 100 м.
Каждая скважина в первой группе скважин 302 может быть на расстоянии 334 от соседних скважин
- 13 029068
во второй группе скважин 304. Каждая скважина во второй группе скважин 304 может быть на расстоянии 334 от соседних скважин в первой группе скважин 302. Расстояние 334 может составлять от 5 до 5000 м, или от 10 до 1000 м, или от 20 до 500 м, или от 30 до 250 м, или от 50 до 200 м, или от 90 до 150 м, или около 100 м.
Каждая скважина в первой группе скважин 302 может быть окружена четырьмя скважинами во второй группе скважин 304. Каждая скважина во второй группе скважин 304 может быть окружена четырьмя скважинами в первой группе скважин 302.
В некоторых вариантах осуществления группа скважин 300 может иметь от 10 до 1000 скважин, например, от 5 до 500 скважин в первой группе скважин 302, и от 5 до 500 скважин во второй группе скважин 304.
В некоторых вариантах осуществления группа скважин 300 может рассматриваться как горизонтальная проекция, в которой первая группа скважин 302 и вторая группа скважин 304 представляют собой вертикальные скважины, расположенные на участке земли. В некоторых вариантах осуществления группа скважин 300 может рассматриваться как сечение горизонтальной проекции, причем первая группа скважин 302 и вторая группа скважин 304 представляют собой горизонтальные скважины, расположенные внутри пласта.
Обратимся теперь к фиг. 4, где показана группа скважин 400. Группа 400 включает первую группу скважин 402 (обозначены горизонтальными линиями) и вторую группу скважин 404 (обозначены диагональными линиями). Группа 400 может быть группой скважин, которая описана выше в отношении группы 300 на фиг. 3. В некоторых вариантах осуществления системы и способа настоящего изобретения первая скважина системы и способа, описанного выше, может включать множество первых скважин, изображенных как первая группа скважин 402 в группе 400, и вторая скважина системы и способа, описанного выше, может включать множество вторых скважин, изображенных как вторая группа скважин 404 в группе 400.
Композицию для извлечения нефти или ее компоненты можно закачивать в первую группу скважин 402, причем нефть может извлекаться и добываться из второй группы скважин 404. Как показано, композиция для извлечения нефти может иметь профиль закачивания 406, причем нефть может добываться из второй группы скважин 404, имеющих профиль 408 извлечения нефти.
Композицию для извлечения нефти или ее компоненты можно закачивать во вторую группу скважин 404, причем нефть может добываться из первой группы скважин 402. Как показано, композиция для извлечения нефти может иметь профиль закачивания 408, причем нефть может добываться из второй группы скважин 402, имеющих профиль 406 извлечения нефти.
Первая группа скважин 402 может быть использована для закачивания композиции для извлечения нефти или ее компонентов, и вторая группа 404 может быть использована для добычи нефти из пласта в течение первого периода эксплуатации; затем вторая группа скважин 404 может быть использована для закачивания композиции или ее компонентов для извлечения нефти, и первая группа скважин 402 может быть использована для добычи нефти из пласта в течение второго периода эксплуатации, где первый и второй периоды эксплуатации составляют цикл. В некоторых вариантах осуществления может быть осуществлено множество циклов, которые включают чередование работы первой и второй групп скважин 402 и 404 между закачиванием композиции для извлечения нефти или ее компонентов внутрь пласта 205 и добычей нефти из пласта, где одна группа скважин служит для введения, а другая группа является продуктивными скважинами в течение первого периода, и затем скважины переключаются в течение второго периода эксплуатации.
С целью лучшего понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры определенных аспектов некоторых вариантов осуществления. Следующие ниже примеры ни в коей мере не следует считать ограничивающими или определяющими объем изобретения.
Примеры
Сравнительный пример 1.
Сравнительный пример проведен с целью демонстрации влияния карбоната натрия на образование средней фазы, типа III, микроэмульсий нефть/вода при различной концентрации солевого раствора, который смешивается с поверхностно-активным веществом и сорастворителем - изобутиловым спиртом.
Как указано выше, средняя фаза, типа III, микроэмульсии нефть/вода обладают очень низким поверхностным натяжением между фазами нефти и воды, и образование таких микроэмульсий в нефтеносном пласте может усилить подвижность нефти для добычи из пласта, благодаря снижению поверхностного натяжения между нефтью и водой в пласте, где степень подвижности может коррелировать со степенью уменьшения поверхностного натяжения. Практически поверхностное натяжение между нефтью и водой, в которой образуется средняя фаза микроэмульсии, типа III, ниже, чем у нефти и воды, в которой образуется мало микроэмульсии (или микроэмульсия отсутствует), а также значительно меньше, чем поверхностное натяжение между нефтью и водой, в которой образуется нижняя фаза микроэмульсии, типа I (где микроэмульсия представляет собой микроэмульсию масло-в-воде, находящуюся в нижней водной фазе, причем почти чистая нефть - в верхней фазе) или в которой образуется верхняя фаза микроэмульсии, типа II (где микроэмульсия представляет собой микроэмульсию вода-в-масле, находящуюся в
- 14 029068
верхней масляной фазе, и почти чистая вода в нижней фазе). Поверхностное натяжение водной системы поверхностно-активного вещества можно легко оценить, измеряя объемы фаз, которые образуются из нефти и солевого раствора при равновесии. На очень низкое поверхностное натяжение указывает образование третьей фазы микроэмульсии (типа III), которая находится между нефтяной фазой и водной фазой.
Щелочной раствор поверхностно-активного вещества для извлечения нефти готовят путем смешивания карбоната натрия, поверхностно-активного вещества (продукт ΡΕΤΚΘ8ΤΕΡ А-1™, промышленно доступный на фирме 81ерап Сотрапу), изобутилового спирта и деионизированной воды. Этот раствор содержит 1,5 мас.% карбоната натрия, 0,75 мас.% поверхностно-активного вещества и 1 мас.% изобутилового спирта, вода составляет остальную часть раствора. Получают 10 образцов, содержащих 10 мл указанного раствора в пробирках объемом 20 мл. К девяти образцам добавляют хлорид натрия, причем количество хлорида натрия в образцах указано в табл. 1.
Таблица 1
К каждому образцу после растворения хлорида натрия в растворе добавляют 10 мл нефти. Затем образцы встряхивают и затем выдерживают при 70°С в течение 1 ч. Затем образцы снова встряхивают и потом доводят до равновесия. После достижения равновесия образцы исследуют визуально, чтобы определить фазовое поведение образцов. Образцы 5-7 содержат явно видимые микроэмульсии средней фазы (типа III). На фиг. 5 показаны фотографии образцов после достижения равновесия. Следовательно, продемонстрировано, что раствор для извлечения нефти, содержащий карбонат натрия и поверхностноактивное вещество, образует микроэмульсии средней фазы при подходящей концентрации солевого раствора и может быть полезным для увеличения степени извлечения нефти из соответствующего нефтеносного пласта за счет снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой в пласте, и таким образом, нефть становится подвижной для извлечения.
Сравнительный пример 2.
Сравнительный пример проведен с целью демонстрации влияния гидроксида аммония на образование средней фазы, типа III, микроэмульсий нефть/вода при различной концентрации солевого раствора, который смешивается с поверхностно-активным веществом и сорастворителем - изобутиловым спиртом. Щелочной раствор поверхностно-активного вещества для извлечения нефти готовят путем смешивания гидроксида аммония, поверхностно-активного вещества (продукт ΡΕΤΚΘ8ΤΕΡ А-1™), изобутилового спирта и деионизированной воды; раствор содержит 0,5 мас.% гидроксида аммония, 0,5 мас.% поверхностно-активного вещества и 0,5 мас.% изобутилового спирта. Получают 5 образцов, содержащих 10 мл указанного раствора в пробирках объемом 20 мл. К образцам добавляют хлорид натрия, причем количество хлорида натрия в образцах указано в табл. 2.
Таблица 2
| № Образца | №С1 (масс.%) |
| 1 | 1,25 |
| 2 | 1,50 |
| 3 | 1,75 |
| 4 | 2,00 |
| 5 | 2,25 |
К каждому образцу после растворения хлорида натрия в растворе добавляют 10 мл нефти. Затем образцы встряхивают и впоследствии выдерживают при 70°С в течение 1 ч. Затем образцы снова встряхивают и потом доводят до равновесия. После достижения равновесия образцы исследуют визуально, чтобы определить фазовое поведение образцов. Образец 3 содержит явно видимые микроэмульсии средней фазы (типа III). На фиг. 6 показаны фотографии образцов после достижения равновесия. Следовательно, продемонстрировано, что раствор для извлечения нефти, содержащий гидроксид аммония и поверхностно-активное вещество, образует микроэмульсии средней фазы при подходящей концентрации солевого раствора и может быть полезным для увеличения степени извлечения нефти из соответствующего нефтеносного пласта за счет снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой в пласте, и таким образом, нефть становится подвижной для извлечения.
Сравнительный пример 3.
Сравнительный пример проведен с целью демонстрации влияния кальция на образование средней фазы, типа III, микроэмульсий нефть/вода при различной концентрации солевого раствора гидроксида аммония, который смешивается с поверхностно-активным веществом и сорастворителем - изобутиловым
- 15 029068
спиртом. Повторяют эксперимент, проведенный в сравнительном примере 2, за исключением того, что добавляют 1000 м.д. ионов кальция в виде СаС12 (основа раствора для извлечения нефти из гидроксида аммония, поверхностно-активного вещества, изобутилового спирта и деионизированной воды) в раствор для извлечения нефти, вместе с хлоридом натрия.
Визуальное наблюдение показало, что ни один из образцов не содержит видимой микроэмульсии средней фазы; это демонстрирует, что наличие кальция препятствует образованию микроэмульсии средней фазы, когда гидроксид аммония применяется в качестве щелочного компонента щелочной композиции поверхностно-активного вещества для извлечения нефти, и может ингибировать минимизацию поверхностного натяжения между нефтью и водой. На фиг. 7 показаны фотографии образцов после достижения равновесия.
Иллюстративный пример.
Иллюстративный пример проведен с целью демонстрации эффективности щелочного раствора поверхностно-активного вещества, содержащего гидроксид аммония, карбонат натрия, поверхностноактивное вещество, изобутиловый спирт и деионизированную воду, для образования средней фазы, типа III, микроэмульсии нефть/вода, при различной концентрации солевого раствора в присутствии кальция, при смешении с нефтью.
Первый щелочной раствор поверхностно-активного вещества для извлечения нефти приготовлен путем смешивания карбоната натрия, поверхностно-активного вещества (ΡΕΤΚΟδΤΕΡ А-1™), изобутилового спирта и деионизированной воды. Этот раствор содержит 1,5 мас.% карбоната натрия, 0,75 мас.% поверхностно-активного вещества и 1 мас.% изобутилового спирта. Получают 3 образца, содержащих 10 мл указанного раствора в пробирках объемом 20 мл. К образцам добавляют хлорид натрия, таким образом, чтобы один образец содержал 0,4 мас.% ИаС1, и один образец содержал 0,5 мас.% ИаС1. К каждому образцу добавляют 1000 м.д. ионов кальция в виде СаС12.
Второй щелочной раствор поверхностно-активного вещества для извлечения нефти приготовлен путем смешивания гидроксида аммония, поверхностно-активного вещества (ΡΕΤΚΟδΤΕΡ А-1™), изобутилового спирта и деионизированной воды. Указанный раствор содержит 0,5 мас.% гидроксида аммония, 0,75 мас.% поверхностно-активного вещества и 1 мас.% изобутилового спирта. Получают 3 образца, содержащих 10 мл указанного раствора в пробирках объемом 20 мл. К образцам добавляют хлорид натрия, таким образом, чтобы один образец содержал 1,7 мас.% ИаС1, один образец содержал 1,9 мас.% ИаС1, и один образец содержал 2,1 мас.% ИаС1. К каждому образцу добавляют 1000 м.д. ионов кальция в виде СаС12.
Третий щелочной раствор поверхностно-активного вещества для извлечения нефти приготовлен путем смешивания гидроксида аммония, карбоната натрия, поверхностно-активного вещества (ΡΕΤΚΟδΤΕΡ А-1™), изобутилового спирта и деионизированной воды. Этот раствор содержит 0,4 мас.% гидроксида аммония (меньше, чем второй щелочной раствор поверхностно-активного вещества для извлечения нефти), 0,4 мас.% карбоната натрия (практически меньше, чем первый щелочной раствор поверхностно-активного вещества для извлечения нефти), 0,75 мас.% поверхностно-активного вещества и 1 мас.% изобутилового спирта. Получают 3 образца, содержащих 10 мл указанного раствора в пробирках объемом 20 мл. К образцам добавляют хлорид натрия, таким образом, чтобы один образец содержал 1,3 мас.% №С1. один образец содержал 1,5 мас.% ИаС1, и один образец содержал 1,7 мас.% ИаС1. К каждому образцу добавляют 1000 м.д. ионов кальция в виде СаС12.
К каждому образцу первого, второго и третьего щелочного раствора поверхностно-активного вещества для извлечения нефти добавляют 10 мл нефти, после добавления в раствор хлорида натрия и хлорида кальция. Затем образцы встряхивают и впоследствии выдерживают при 70°С в течение 1 ч. Затем образцы снова встряхивают и потом доводят до равновесия. После достижения равновесия образцы исследуют визуально, чтобы определить фазовое поведение образцов. Вполне определенная микроэмульсия средней фазы наблюдается в третьем растворе щелочного раствора поверхностно-активного вещества для извлечения нефти, содержащем гидроксид аммония, а также карбонат натрия в образце, содержащем 1,5 мас.% №С1, несмотря на присутствие СаС12 в образце; это указывает на то, что щелочной раствор поверхностно-активного вещества, содержащий гидроксид аммония и карбонат натрия, значительно снижает поверхностное натяжение между нефтью и водой, и может быть полезен для придания подвижности нефти в пласте с целью добычи из пласта при оптимизированных условиях минерализации. Аналогичная микроэмульсия средней фазы наблюдается в первом растворе щелочного раствора поверхностноактивного вещества для извлечения нефти, содержащем карбонат натрия без гидроксида аммония в образце, содержащем 0,4 мас.% ИаС1, и микроэмульсия средней фазы не наблюдается ни в одном из образцов второго щелочного раствора поверхностно-активного вещества для извлечения нефти, содержащих гидроксид аммония без карбоната натрия. На фиг. 8 показаны фотографии образцов каждого из щелочных растворов поверхностно-активного вещества после смешивания с СаС12 и нефтью с последующим доведением до равновесия.
Этот пример демонстрирует, что микроэмульсия средней фазы может формироваться из нефти и воды с использованием щелочного раствора поверхностно-активного вещества, содержащего гидроксид
- 16 029068
аммония и карбонат натрия в качестве щелочных компонентов.
Настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ,
а также того, что связано с ними. Описанные выше конкретные варианты осуществления являются только иллюстративными, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено практически различными, но эквивалентными способами, которые очевидны специалистам в этой области техники, получившим рекомендации настоящего изобретения. Кроме того, не подразумеваются какиелибо ограничения для элементов конструкции или разработки, показанных в изобретении, кроме того, что описано ниже в формуле изобретения. Хотя система и способ описаны в терминах "содержащий", "состоящий" или "включающий", различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут "практически состоять из" или "состоять из" различных компонентов и стадий. Всякий раз, когда указан диапазон числовых значений с нижним пределом и верхним пределом, конкретно раскрывается любое число и любой указанный поддиапазон, попадающий внутри диапазона. В частности, любой диапазон значений (в виде "от а до Ъ" или эквивалентно "от а-Ъ"), указанный в изобретении следует понимать как определение любого числа и диапазона, входящего в состав более широкого диапазона значений. Всякий раз, когда раскрывается область числовых значений, имеющая только конкретный нижний предел, только конкретный верхний предел или конкретный верхний предел и конкретный нижний предел, эта область также включает в себя любую численную величину "около" конкретного нижнего предела и/или конкретного верхнего предела. Кроме того, все термины в формуле изобретения имеют очевидные, обычные значения, если только патентообладатель недвусмысленно и ясно не определяет другое значение.
Claims (23)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, который включаетсмешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера, карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти; при этомвычисляют минимальное количество карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла, необходимого для осаждения 100% предполагаемого количества катионов кальция в центрах глинистого минерала в пласте;ограничивают количество карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла, смешанного с поверхностно-активным веществом, водой, полимером и жидким аммиаком, максимум до величины в 10 раз больше рассчитанного минимального количества карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла;введение композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт;контактирование композиции для извлечения нефти с нефтью внутри нефтеносного пласта; добычу нефти из нефтеносного пласта после введения в нефтеносный пласт композиции для извлечения нефти.
- 2. Способ по п.1, в котором количество жидкого аммиака, смешанного с поверхностно-активным веществом, полимером, карбонатом щелочного металла или бикарбонатом щелочного металла и водой, выбирают таким образом, чтобы его содержание составляло от 0,01 до 5 мас.% от общей массы композиции для извлечения нефти, и количество карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла, смешанного с поверхностно-активным веществом, полимером, карбонатом щелочного металла или бикарбонатом щелочного металла и водой, выбирают таким образом, чтобы его содержание составляло от 0,001 до 1 мас.% от общей массы композиции для извлечения нефти.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором жидкий аммиак представляет собой безводный жидкий аммиак и карбонатом щелочного металла является карбонат натрия.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором поверхностно-активное вещество является анионным поверхностно-активным веществом, которое выбирают из группы, состоящей из альфа-олефинового сульфонатного соединения, внутреннего олефинового сульфонатного соединения, разветвленного алкилбензольного сульфонатного соединения, пропиленоксид-сульфатного соединения, этиленпропиленоксидного сульфатного соединения или их смеси.
- 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором полимер выбирают из группы, состоящей из полиакриламидов, частично гидролизованных полиакриламидов, сополимеров акриламида и акриловой кислоты, ΛΜΡδ (2-акриламидметилпропан сульфоната) и Ν-винилпирролидона в любых соотношениях, полиакрилатов, этиленовых сополимеров, биополимеров, карбоксиметилцеллюлозы, поливиниловых спиртов, полистироловых сульфонатов, поливинилпирролидонов и их комбинаций.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором композиция для извлечения нефти содержит от 0,05 до 5 мас.% поверхностно-активного вещества, от 200 до 10000 м.д. полимера, от 0,01 до 5 мас.% жидкого аммиака и от 0,001 до 1 мас.% карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла.
- 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором нефтеносный пласт является подземным пластом, имеющим ионообменную способность по кальцию по меньшей мере 0,25 мг-экв/100 г и температуру по мень- 17 029068шей мере 60°С.
- 8. Способ по любому из пп.1-6, в котором нефтеносный пласт представляет собой подводный пласт.
- 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором композиция для извлечения нефти имеет динамическую вязкость в диапазоне 50% от динамической вязкости нефти в нефтеносном пласте при изотермическом измерении.
- 10. Композиция для извлечения нефти, содержащая смесь поверхностно-активного вещества, полимера, жидкого аммиака, воды и карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла.
- 11. Композиция по п.10, в которой аммиак составляет от 0,01 до 5 мас.% от массы композиции и карбонат щелочного металла или бикарбонат щелочного металла составляет от 0,001 до 1 мас.% от массы композиции.
- 12. Композиция по п.10 или 11, в которой поверхностно-активное вещество представляет собой анионное поверхностно-активное вещество.
- 13. Композиция по любому из пп.10-12, в которой полимер выбирают из группы, состоящей из полиакриламидов, частично гидролизованных полиакриламидов, сополимеров акриламида и акриловой кислоты, ΑΜΡδ (2-акриламидметилпропан сульфоната) и Ν-винилпирролидона в любом соотношении, полиакрилатов, этиленовых сополимеров, биополимеров, карбоксиметилцеллюлоз, поливиниловых спиртов, полистироловых сульфонатов, поливинилпирролидонов и их комбинаций.
- 14. Композиция по любому из пп.10-13, которая содержит от 0,05 до 5 мас.% поверхностноактивного вещества, от 200 до 10000 м.д. полимера, от 0,01 до 5 мас.% аммиака и от 0,001 до 1 мас.% карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла.
- 15. Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, который включаетвведение поверхностно-активного вещества, воды, полимера, карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака внутрь нефтеносного пласта;смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера, карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака в нефтеносном пласте с образованием композиции для извлечения нефти;контактирование композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте;добычу нефти из нефтеносного пласта после контактирования композиции для извлечения нефти снефтью в нефтеносном пласте.
- 16. Способ по п.15, в котором количество жидкого аммиака, введенное внутрь пласта, составляет от 0,01 до 5 мас.% от всей объединенной массы жидкого аммиака, воды, поверхностно-активного вещества, карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла и полимера, введенной внутрь пласта, и количество карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла, введенное внутрь пласта, составляет от 0,001 до 1 мас.% от всей объединенной массы жидкого аммиака, воды, поверхностно-активного вещества, карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла и полимера, введенной внутрь пласта.
- 17. Способ по п.15 или 16, в котором жидкий аммиак представляет собой жидкий безводный аммиак и карбонат щелочного металла является карбонатом натрия.
- 18. Способ по любому из пп.15-17, в котором вода имеет общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 100000 м.д.
- 19. Способ по любому из пп.15-18, в котором поверхностно-активное вещество является анионным поверхностно-активным веществом, которое выбирают из группы, состоящей из альфа-олефинового сульфонатного соединения, внутреннего олефинового сульфонатного соединения, разветвленного алкилбензольного сульфонатного соединения, пропиленоксид-сульфатного соединения, этиленпропиленоксид-сульфатного соединения или их смеси.
- 20. Способ по любому из пп.15-19, в котором полимер выбирают из группы, состоящей из полиакриламидов, частично гидролизованных полиакриламидов, сополимеров акриламида и акриловой кислоты, ΛΜΡδ (2-акриламидметилпропан сульфоната) и Ν-винилпирролидона в любом соотношении, полиакрилатов, этиленовых сополимеров, биополимеров, карбоксиметилцеллюлоз, поливиниловых спиртов, полистироловых сульфонатов, поливинилпирролидонов и их комбинаций.
- 21. Способ по любому из пп.15-20, в котором композиция для извлечения нефти содержит от 0,05 до 5 мас.% поверхностно-активного вещества, от 200 до 10000 м.д. полимера, от 0,001 до 1 мас.% карбоната щелочного металла или бикарбоната щелочного металла и от 0,01 до 5 мас.% жидкого аммиака.
- 22. Способ по любому из пп.15-21, в котором нефтеносный пласт представляет собой подземный пласт, по меньшей мере часть которого имеет температуру по меньшей мере 60°С.
- 23. Способ по любому из пп.15-21, в котором нефтеносный пласт является подводным пластом.- 18 029068
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361753261P | 2013-01-16 | 2013-01-16 | |
| PCT/US2014/011635 WO2014113445A1 (en) | 2013-01-16 | 2014-01-15 | Method, system and composition for producing oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201500749A1 EA201500749A1 (ru) | 2016-01-29 |
| EA029068B1 true EA029068B1 (ru) | 2018-02-28 |
Family
ID=51164304
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201500749A EA029068B1 (ru) | 2013-01-16 | 2014-01-15 | Способ, система и композиция для добычи нефти |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9670396B2 (ru) |
| EP (1) | EP2945995A4 (ru) |
| CN (1) | CN104919020A (ru) |
| CA (1) | CA2896311A1 (ru) |
| EA (1) | EA029068B1 (ru) |
| WO (1) | WO2014113445A1 (ru) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105916959A (zh) * | 2013-12-02 | 2016-08-31 | 埃奥格资源公司 | 使用液氨的压裂方法 |
| GB2536395A (en) * | 2014-01-16 | 2016-09-14 | Shell Int Research | Process and composition for producing oil |
| US10174597B2 (en) * | 2014-12-23 | 2019-01-08 | Shell Oil Company | Subsurface injection of reject stream |
| AU2016222831B2 (en) | 2015-02-27 | 2020-11-19 | Championx Usa Inc. | Compositions for enhanced oil recovery |
| US10501686B2 (en) | 2015-03-10 | 2019-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing treatment fluids comprising anhydrous ammonia for use in subterranean formation operations |
| BR102015033000B1 (pt) | 2015-12-30 | 2019-05-07 | General Electric Company | Sistema e método de separação gás/líquido-líquido submarina |
| WO2017196938A1 (en) | 2016-05-13 | 2017-11-16 | Ecolab USA, Inc. | Corrosion inhibitor compositions and methods of using same |
| WO2018005341A1 (en) | 2016-06-28 | 2018-01-04 | Ecolab USA, Inc. | Composition, method and use for enhanced oil recovery |
| EP3491099A1 (en) | 2016-07-26 | 2019-06-05 | Saudi Arabian Oil Company | Addition of monovalent salts for improved viscosity of polymer solutions used in oil recovery applications |
| US20190249075A1 (en) * | 2016-10-03 | 2019-08-15 | Shell Oil Company | Process of recovering oil |
| US20170327730A1 (en) * | 2017-08-02 | 2017-11-16 | Shell Oil Company | Hydrocarbon recovery composition and a method for use thereof |
| CN110079289B (zh) * | 2019-03-26 | 2021-01-15 | 中国石油大学(华东) | 冻胶分散体强化的聚合物三元复合驱油体系及其应用 |
| US11573164B2 (en) * | 2020-04-27 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of determining cation exchange sites occupied by crude oil and the wettability of cation exchange sites in rock core samples in a preserved state |
| US11920084B1 (en) | 2021-08-31 | 2024-03-05 | Pioneer Natural Resources Usa, Inc. | Chemical enhanced hydrocarbon recovery |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4439332A (en) * | 1978-08-14 | 1984-03-27 | American Cyanamid Company | Stable emulsion copolymers of acrylamide and ammonium acrylate for use in enhanced oil recovery |
| US20050085397A1 (en) * | 2000-06-16 | 2005-04-21 | Wangqi Hou | Surfactant blends for aqueous solutions useful for improving oil recovery |
| US20090036332A1 (en) * | 2004-04-13 | 2009-02-05 | Cobb Harvey G | Composition and process for enhanced oil recovery |
| US20110059873A1 (en) * | 2009-09-10 | 2011-03-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Process of using hard brine at high alkalinity for enhanced oil recovery (eor) applications |
| US20110272151A1 (en) * | 2008-07-02 | 2011-11-10 | Andreas Nicholas Matzakos | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US20120186810A1 (en) * | 2010-12-23 | 2012-07-26 | Manilal Dahanayake | Method for mobility control in oil-bearing carbonate formations |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3379249A (en) | 1966-07-29 | 1968-04-23 | Phillips Petroleum Co | Process for oil production by steam injection |
| US3943160A (en) * | 1970-03-09 | 1976-03-09 | Shell Oil Company | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant |
| US3938590A (en) | 1974-06-26 | 1976-02-17 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Method for recovering viscous asphaltic or bituminous petroleum |
| US3927716A (en) * | 1974-09-25 | 1975-12-23 | Mobil Oil Corp | Alkaline waterflooding process |
| US3977470A (en) * | 1975-02-27 | 1976-08-31 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by alkaline-sulfonate waterflooding |
| DE2612877C2 (de) | 1976-03-26 | 1985-06-20 | Kernforschungszentrum Karlsruhe Gmbh, 7500 Karlsruhe | Atemluftversorgungsgerät |
| US4156463A (en) | 1978-06-26 | 1979-05-29 | Texaco Inc. | Viscous oil recovery method |
| US4475592A (en) | 1982-10-28 | 1984-10-09 | Texaco Canada Inc. | In situ recovery process for heavy oil sands |
| US4502541A (en) * | 1983-11-07 | 1985-03-05 | Shell Oil Company | Staged preformed-surfactant-optimized aqueous alkaline flood |
| US4572296A (en) | 1984-09-20 | 1986-02-25 | Union Oil Company Of California | Steam injection method |
| US4609044A (en) * | 1985-05-20 | 1986-09-02 | Shell Oil Company | Alkali-enhanced steam foam oil recovery process |
| US5068043A (en) * | 1985-11-12 | 1991-11-26 | Shell Oil Company | Preformed surfactant-optimized aqueous alkaline flood |
| US4793419A (en) | 1988-01-04 | 1988-12-27 | Texaco, Inc. | Adding lignosulfonate to caustic floods to shift optimal salinity to a higher salinity |
| US4923009A (en) | 1989-05-05 | 1990-05-08 | Union Oil Company Of California | Steam enhanced oil recovery processes and compositions for use therein |
| WO2000073623A1 (en) | 1999-05-27 | 2000-12-07 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Brine viscosification for enhanced oil recovery |
| US20050199395A1 (en) * | 2004-03-10 | 2005-09-15 | Berger Paul D. | Oil recovery method using alkali and alkylaryl sulfonate surfactants derived from broad distribution alpha-olefins |
| CA2591354C (en) | 2007-06-01 | 2015-03-17 | Nsolv Corporation | An in situ extraction process for the recovery of hydrocarbons |
| US20090078414A1 (en) | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corp. | Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil |
| CN101861445B (zh) | 2007-11-19 | 2014-06-25 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的系统与方法 |
| CA2620335C (en) | 2008-01-29 | 2011-05-17 | Dustin Bizon | Gravity drainage apparatus |
| US7938183B2 (en) | 2008-02-28 | 2011-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for enhancing heavy hydrocarbon recovery |
| TW201124524A (en) * | 2009-08-20 | 2011-07-16 | Chevron Oronite Co | Improved enhanced oil recovery surfactant composition and method of making the same |
| US8211837B2 (en) | 2009-09-22 | 2012-07-03 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method of manufacture and use of large hydrophobe ether sulfate surfactants in enhanced oil recovery (EOR) applications |
| CN102763118B (zh) | 2010-01-20 | 2015-02-11 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的系统和方法 |
| WO2011094442A1 (en) | 2010-01-28 | 2011-08-04 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Styrylphenol alkoxylate sulfate as a new surfactant composition for enhanced oil recovery applications |
| US8371384B2 (en) * | 2010-03-31 | 2013-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for strengthening fractures in subterranean formations |
| AU2011240606B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-07-18 | Basf Se | Guerbet alcohol alkoxylate surfactants and their use in enhanced oil recovery applications |
| WO2012158645A1 (en) | 2011-05-16 | 2012-11-22 | Stepan Company | Surfactants for enhanced oil recovery |
| AR090724A1 (es) * | 2012-04-19 | 2014-12-03 | Univ Texas | Tensioactivos de amonio cuaternario hidrofobos de gran tamaño |
-
2014
- 2014-01-15 WO PCT/US2014/011635 patent/WO2014113445A1/en active Application Filing
- 2014-01-15 CA CA2896311A patent/CA2896311A1/en not_active Abandoned
- 2014-01-15 CN CN201480004991.9A patent/CN104919020A/zh active Pending
- 2014-01-15 EP EP14740757.1A patent/EP2945995A4/en not_active Withdrawn
- 2014-01-15 EA EA201500749A patent/EA029068B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-01-15 US US14/156,042 patent/US9670396B2/en active Active
-
2017
- 2017-02-28 US US15/445,170 patent/US9840657B2/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4439332A (en) * | 1978-08-14 | 1984-03-27 | American Cyanamid Company | Stable emulsion copolymers of acrylamide and ammonium acrylate for use in enhanced oil recovery |
| US20050085397A1 (en) * | 2000-06-16 | 2005-04-21 | Wangqi Hou | Surfactant blends for aqueous solutions useful for improving oil recovery |
| US20090036332A1 (en) * | 2004-04-13 | 2009-02-05 | Cobb Harvey G | Composition and process for enhanced oil recovery |
| US20110272151A1 (en) * | 2008-07-02 | 2011-11-10 | Andreas Nicholas Matzakos | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| US20110059873A1 (en) * | 2009-09-10 | 2011-03-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Process of using hard brine at high alkalinity for enhanced oil recovery (eor) applications |
| US20120186810A1 (en) * | 2010-12-23 | 2012-07-26 | Manilal Dahanayake | Method for mobility control in oil-bearing carbonate formations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201500749A1 (ru) | 2016-01-29 |
| US9670396B2 (en) | 2017-06-06 |
| US20170166804A1 (en) | 2017-06-15 |
| EP2945995A1 (en) | 2015-11-25 |
| WO2014113445A1 (en) | 2014-07-24 |
| US20140196902A1 (en) | 2014-07-17 |
| CN104919020A (zh) | 2015-09-16 |
| US9840657B2 (en) | 2017-12-12 |
| EP2945995A4 (en) | 2016-11-02 |
| CA2896311A1 (en) | 2014-07-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA029068B1 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| RU2656282C2 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| CA2828781C (en) | Oil recovery process for carbonate reservoirs | |
| US20140051609A1 (en) | Composition for producing oil | |
| RU2611088C2 (ru) | Десорбенты для улучшенного извлечения нефти | |
| AU2014292151A2 (en) | Oil recovery method | |
| RU2679464C2 (ru) | Способ и композиция для добычи нефти | |
| CA2935583A1 (en) | Composition for and process of recovering oil from an oil-bearing formation | |
| US20140352958A1 (en) | Process for enhancing oil recovery from an oil-bearing formation | |
| Mohammadkhani et al. | Bicarbonate flooding of homogeneous and heterogeneous cores from a carbonaceous petroleum reservoir | |
| WO2019057769A1 (en) | ROBUST ALKYL ETHER SULPHATE MIXTURE FOR ENHANCED OIL RECOVERY | |
| US20180002591A1 (en) | Oil production using multistage surfactant polymer chemical flood | |
| US20170362493A1 (en) | Process and composition for alkaline surfactant polymer flooding | |
| WO2015138429A1 (en) | Oil recovery formulation, process for producing an oil recovery formulation, and process for producing oil utilizing an oil recovery formulation | |
| EP3168277A1 (en) | Process for preparing a synthetic anionic sulphur-containing surfactant composition and method and use for the recovery of oil | |
| Ibrahim | An innovative application of chelating agents for EOR in carbonate reservoirs | |
| WO2018114801A1 (en) | Enhanced oil recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG TJ TM |