EA031121B1 - Способ снижения вязкости полимерсодержащей текучей среды, добытой при извлечении нефти - Google Patents
Способ снижения вязкости полимерсодержащей текучей среды, добытой при извлечении нефти Download PDFInfo
- Publication number
- EA031121B1 EA031121B1 EA201690815A EA201690815A EA031121B1 EA 031121 B1 EA031121 B1 EA 031121B1 EA 201690815 A EA201690815 A EA 201690815A EA 201690815 A EA201690815 A EA 201690815A EA 031121 B1 EA031121 B1 EA 031121B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- water
- oil
- ppm
- aqueous polymer
- polymer
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 135
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 135
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 263
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 128
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 claims abstract description 121
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 66
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 38
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 33
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 35
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 35
- 239000012465 retentate Substances 0.000 claims description 33
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 39
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 167
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 70
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 60
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 26
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 20
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 20
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 17
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 17
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 16
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 15
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 10
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 7
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 6
- -1 divalent ions Chemical class 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 4
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 150000004072 triols Chemical class 0.000 description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 229920000140 heteropolymer Polymers 0.000 description 2
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 2
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003623 transition metal compounds Chemical class 0.000 description 2
- BGVCWPVMJIEXBL-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CO)OCC BGVCWPVMJIEXBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000000218 acetic acid group Chemical group C(C)(=O)* 0.000 description 1
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 1
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- 239000004760 aramid Substances 0.000 description 1
- 229920003235 aromatic polyamide Polymers 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 229910052631 glauconite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001400 nonyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- WRAQQYDMVSCOTE-UHFFFAOYSA-N phenyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OC1=CC=CC=C1 WRAQQYDMVSCOTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004885 piperazines Chemical class 0.000 description 1
- 229910052655 plagioclase feldspar Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002492 poly(sulfone) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 229910052903 pyrophyllite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940115088 sea soft Drugs 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003673 urethanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 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
-
- 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
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Water Treatment By Sorption (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу добычи текучей среды, содержащей нефть и воду, из нефтеносного пласта и отделения нефтяной фазы и водной фазы от добытой текучей среды. Водная полимерная смесь образуется с помощью смешивания полимера с водой, имеющей общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 15000 ч./млн. Водная полимерная смесь закачивается в нефтеносный пласт и после закачивания водной полимерной смеси в пласт из нефтеносного пласта добывается текучая среда, содержащая нефтяную фазу и водную полимерсодержащую фазу. Насыщенный солевой раствор смешивают с добытой текучей средой для повышения отделения нефтяной фазы от водной полимерной фазы.
Description
Настоящее изобретение относится к способу добычи текучей среды, содержащей нефть и воду, из нефтеносного пласта и отделения нефтяной фазы и водной фазы от добытой текучей среды. Водная полимерная смесь образуется с помощью смешивания полимера с водой, имеющей общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 15000 ч./млн. Водная полимерная смесь закачивается в нефтеносный пласт и после закачивания водной полимерной смеси в пласт из нефтеносного пласта добывается текучая среда, содержащая нефтяную фазу и водную полимерсодержащую фазу. Насыщенный солевой раствор смешивают с добытой текучей средой для повышения отделения нефтяной фазы от водной полимерной фазы.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу добычи углеводородов из углеводородсодержащего пласта. В частности, настоящее изобретение относится к способу добычи полимерсодержащей текучей среды из углеводородсодержащего пласта и снижения вязкости добытой текучей среды или ее части.
Уровень техники
Только часть нефти, присутствующей в нефтеносном пласте, может быть извлечена благодаря естественному давлению пласта. Нефть, извлеченная в результате этой первичной добычи, обычно составляет от 5 до 35% нефти в пласте. Способы повышения нефтеотдачи были разработаны для повышения количества нефти, которое может быть извлечено из нефтеносного пласта свыше добываемого количества при первичной добыче.
Заводнение, при котором воду закачивают через нагнетательную скважину в нефтеносный пласт для мобилизации и вытеснения нефти через пласт для добычи из добывающей скважины, является широко распространенным способом вторичной добычи, используемым для повышения количества нефти, добываемой из пласта за пределами первичной добычи. Количество нефти, добываемое при заводнении, может снижаться в результате образования языков обводнения нефти в пласте, частично из-за различий в вязкости между закачанной водой и нефтью в пласте, что делает воду более подвижной, чем нефть в пласте. Нефть, обойденная водой в результате образования языков обводнения, остается на месте залегания в пласте и, как правило, не извлекается в результате дальнейшего заводнения, поскольку дополнительная вода, закачанная в пласт, следует по пути движения первоначально закачанной воды через пласт.
Водорастворимый полимер добавляется в воду, закачиваемую в нефтеносный пласт, для повышения вязкости воды и уменьшения различий в вязкости между закачанной водой и нефтью в пласте, что улучшает коэффициент подвижности воды относительно нефти и, таким образом, уменьшает образование языков обводнения в нефти. Это повышает эффективность вытеснения водой в пласте и увеличивает нефтеотдачу. Водная полимерная смесь может направляться через пласт в режиме пробкообразного потока для мобилизации нефти в пласте для добычи при сниженном образовании в нефти языков обводнения водного вытесняющего раствора по сравнению с водой без полимера.
Ионно-заряженные водорастворимые полимеры используются вместе со слабоминерализованной водой, при этом слабоминерализованная вода имеет общее содержание растворенных твердых веществ (далее TDS) 15000 ч./млн или менее, для получения водного раствора полимера для использования при добыче нефти из нефтеносного пласта. Использование ионно-заряженного водорастворимого полимера со слабоминерализованной водой обеспечивает существенное повышение вязкости воды при минимальном количестве полимера.
Текучая среда, добытая из нефтеносного пласта, в котором использовалась водная полимерная смесь в качестве агента заводнения для повышения нефтеотдачи, содержит водную полимерсодержащую фазу и нефтяную фазу, при этом водная полимерсодержащая фаза имеет вязкость, которая сопоставима с вязкостью нефтяной фазы. Относительно высокая вязкость водной полимерсодержащей фазы делает отделение водной полимерсодержащей фазы от нефтяной фазы более трудным, чем разделение нефти и воды в отсутствие водорастворимого полимера. Вязкость водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды может быть снижена за счет механической обработки сдвигом добытой текучей среды, однако механический сдвиг вызывает образование эмульсии между водной и нефтяной фазами добытой текучей среды, что замедляет полное разделение нефтяной и водной фаз.
Желательны усовершенствованные способы снижения вязкости полимерсодержащих текучих сред, добытых из нефтеносного пласта, в которых нефть добывают из пласта с помощью заводнения слабоминерализованной водой, содержащей водорастворимый полимер.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение относится к способу добычи нефти из нефтеносного пласта, в котором смешивают ионно-заряженный полимер и воду, имеющую содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, с образованием водной полимерной смеси, при этом количество полимера, смешиваемое с водой, выбирают достаточным для повышения вязкости водной полимерной смеси относительно изотермической вязкости воды;
вводят указанную водную полимерную смесь в нефтеносный пласт;
добывают текучую среду, содержащую нефть, воду и полимер, из нефтеносного пласта, при этом добытая текучая среда имеет нефтяную фазу и водную полимерсодержащую фазу;
смешивают насыщенный солевой раствор, имеющий содержание TDS, превышающее по меньшей мере на 5000 ч./млн содержание TDS воды водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды, с по меньшей мере частью добытой текучей среды.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана схема ионного фильтра, который может использоваться в способе настоящего изобретения.
На фиг. 2 показана схема ионного фильтра, который может использоваться в способе настоящего изобретения.
На фиг. 3 показана схема ионного фильтра, который может использоваться в способе настоящего
- 1 031121 изобретения.
На фиг. 4 показана схема системы добычи и отделения нефти, которая может использоваться в способе настоящего изобретения.
На фиг. 5 показана схема установки разделения нефти и воды, которая может использоваться в способе настоящего изобретения.
На фиг. 6 показана схема установки разделения нефти и воды, которая может использоваться в способе настоящего изобретения.
На фиг. 7 показана схема установки разделения нефти и воды, которая может использоваться в способе настоящего изобретения.
На фиг. 8 показана схема расположения скважин для добычи нефти, которая может использоваться в способе настоящего изобретения.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение относится к способу, в котором насыщенный солевой раствор используется для облегчения снижения вязкости водной фазы текучей среды, добытой из нефтеносного пласта в процессе улучшения или повышения нефтеотдачи с использованием водного полимерного заводнения. Ионно-заряженный полимер смешивают со слабоминерализованной водой, имеющей содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, при этом полимер повышает вязкость воды. Низкое содержание TDS слабоминерализованной воды усиливает эффект загущения полимера, вероятно, за счет усиления вызванных зарядом внутримолекулярных отталкиваний в молекулах полимера, приводящих к повышению гидродинамического радиуса молекул полимера. Водная полимерная смесь вводится в нефтеносный пласт, и текучая среда, содержащая нефтяную фазу и водную фазу, содержащую воду и водорастворимый полимер, добывается из нефтеносного пласта. Насыщенный солевой раствор, имеющий содержание TDS, которое по меньшей мере на 5000 ч./млн превышает содержание TDS водной фазы текучей среды, добытой из пласта, смешивают по меньшей мере с частью добытой текучей среды.
Насыщенный солевой раствор снижает вязкость водной фазы добытой текучей среды, вероятно, за счет уменьшения вызванных зарядом внутримолекулярных отталкиваний в молекулах полимера благодаря высокому содержанию ионов насыщенного солевого раствора по сравнению с содержанием ионов водной фазы добытой текучей среды, благодаря чему уменьшается гидродинамический радиус молекул полимера в водной фазе добытой текучей среды и, следовательно, вязкость водной фазы добытой текучей среды. Нефтяная и водная фазы добытой текучей среды затем могут быть разделены, при этом пониженная вязкость водной фазы добытой текучей среды может улучшить разделяемость фаз.
В предпочтительном варианте осуществления слабоминерализованную воду, имеющую содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, используемую в водной полимерной смеси, и насыщенный солевой раствор, используемый для снижения вязкости водной фазы текучей среды, добытой из пласта, получают из минерализованной исходной воды, имеющей содержание TDS по меньшей мере 20000 ч./млн, с помощью контактирования минерализованной исходной воды с ионным фильтром и отделения слабоминерализованной воды и насыщенного солевого раствора из ионного фильтра. Таким образом, способ настоящего изобретения может эффективно использовать минерализованную исходную воду как для получения слабоминерализованной воды для приготовления водной полимерной смеси для заводнения нефтеносного пласта, чтобы добывать из него текучую среду, содержащую нефтяную и водную полимерсодержащую фазу, так и для получения насыщенного солевого раствора, используемого с целью уменьшения вязкости водной полимерсодержащей фазы текучей среды, добытой из пласта.
В варианте осуществления способа настоящего изобретения слабоминерализованная вода, имеющая содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, используемая в водной полимерной смеси, может быть получена из источника слабоминерализованной воды. Вода, используемая в водной полимерной смеси, может быть получена из исходной воды, имеющей содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, или может быть получена из исходной воды, имеющей содержание TDS менее 200 ч./млн, которая обработана для кондиционирования воды до содержания TDS от 200 до 15000 ч./млн. Вода, используемая в водной полимерной смеси, может быть получена из природного источника воды с низким содержанием солей, такого как водоносный горизонт, озеро, вода из нефтеносного пласта или река, содержащая воду с общим содержанием растворенных твердых веществ от 200 до 15000 ч./млн, при этом исходная вода может быть использована в качестве воды для водной полимерной смеси без обработки для регулирования содержания TDS исходной воды.
В другом варианте осуществления вода для использования в водной полимерной смеси может быть получена с помощью обработки воды из природного источника воды с низким содержанием солей, такого как водоносный горизонт, озеро или река, или из воды, добытой из нефтеносного пласта, где вода из природного источника или нефтеносного пласта имеет содержание TDS от 0 до менее 200 ч./млн. Содержание TDS воды в диапазоне от 0 до менее 200 ч./млн может быть приведено к содержанию от 200 до 15000 ч./млн с помощью добавления в воду одной или нескольких водорастворимых солей, например NaCl и/или CaCl2. Одна или несколько водорастворимых солей могут быть добавлены в исходную воду в виде водного раствора соли (солей) или могут быть добавлены в исходную воду в твердой форме и растворены в ней.
- 2 031121
Слабоминерализованная вода, используемая в водной полимерной смеси, и насыщенный солевой раствор, используемый для снижения вязкости водной фазы текучей среды, добытой из нефтеносного пласта, могут быть получены из минерализованной исходной воды с помощью приведения минерализованной исходной воды в контакт с ионным фильтром. Минерализованная исходная вода может иметь содержание TDS по меньшей мере 20000 ч./млн, или по меньшей мере 25000 ч./млн, или по меньшей мере 30000 ч./млн, или по меньшей мере 40000 ч./млн, или по меньшей мере 50000 ч./млн, или от 20000 до 250000 ч./млн, или от 25000 до 200000 ч./млн, или от 30000 до 150000 ч./млн, или от 35000 до 100000 ч./млн, или от 40000 до 50000 ч./млн. Минерализованная исходная вода, подлежащая обработке, может быть получена из источника воды, выбранного из группы, состоящей из воды водоносного горизонта, морской воды, солоноватой воды, эстуарной воды, воды из нефтеносного пласта и их смесей.
Как показано на фиг. 1, описанная выше минерализованная исходная вода может быть обработана при контактировании минерализованной исходной воды 111 с ионным фильтром 113, с образованием по меньшей мере части слабоминерализованной воды для смешивания с полимером для получения водной полимерной смеси, закачиваемой в нефтеносный пласт, и с образованием по меньшей мере части насыщенного солевого раствора для снижения вязкости водной полимерсодержащей фазы текучей среды, добытой из нефтеносного пласта. Часть исходной воды 111 может проходить через ионный фильтр 113 с образованием обработанной воды 115, имеющей пониженное содержание TDS относительно исходной воды 111, при этом обработанная вода может иметь содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, как описано более подробно ниже.
По меньшей мере часть обработанной воды 115 может быть использована в качестве по меньшей мере части слабоминерализованной воды, которую смешивают с ионно-заряженным полимером для получения водной полимерной смеси для введения в нефтеносный пласт, как описано более подробно ниже. Часть исходной воды может исключаться из прохождения через ионный фильтр 113 для образования ретентата 117 насыщенного солевого раствора, имеющего повышенное содержание TDS относительно исходной воды. Ретентат насыщенного солевого раствора может иметь содержание TDS, превышающее содержание TDS исходной воды, и может иметь содержание TDS по меньшей мере 25000 ч./млн, или по меньшей мере 30000 ч./млн, или по меньшей мере 40000 ч./млн, или может иметь содержание TDS от 30000 до 500000 ч./млн. По меньшей мере часть ретентата 117 насыщенного солевого раствора может использоваться для снижения вязкости водной полимерсодержащей фазы текучей среды, добытой из нефтеносного пласта после закачки водной полимерной смеси в пласт, как описано более подробно ниже.
Слабоминерализованная обработанная вода 115 должна иметь содержание TDS по меньшей мере 200 ч./млн, предпочтительно по меньшей мере 500 ч./млн для ингибирования набухания глин и повреждения нефтеносного пласта после закачки в пласт. Если слабоминерализованная обработанная вода 115 имеет содержание TDS менее 200 ч./млн, содержание TDS слабоминерализованной обработанной воды может быть приведено к диапазону содержаний TDS от 200 до 15000 ч./млн, предпочтительно от 500 до 5000 ч./млн с помощью добавления к воде насыщенного солевого раствора. Часть ретентата 117 насыщенного солевого раствора может добавляться в слабоминерализованную обработанную воду для приведения содержания TDS слабоминерализованной обработанной воды к диапазону от 200 до 15000 ч./млн. В качестве альтернативы отдельный насыщенный солевой раствор, например раствор хлорида натрия или раствор хлорида кальция, могут быть смешаны со слабоминерализованной обработанной водой для приведения содержания TDS слабоминерализованной обработанной воды к диапазону от 200 до 15000 ч./млн.
Ионный фильтр 113 может быть системой на мембранной основе, использующей мембранные устройства ионной сепарации, выбранные из группы, состоящей из устройства с нанофильтрационной мембраной, устройства с мембраной обратного осмоса и их сочетания. Устройство с нанофильтрационной мембраной может включать в себя одну или более нанофильтрационную мембрану, эффективную для преимущественного или селективного удаления поливалентных ионов, включая двухвалентные ионы, из исходной воды 111, благодаря чему обработанная вода 115 может содержать менее 80%, или менее 90%, или менее 95% поливалентных ионов по сравнению с исходной водой, подаваемой к нанофильтрационной мембране (мембранам), и ретентат 117 насыщенного солевого раствора может содержать соответствующее увеличение поливалентных ионов относительно исходной воды. Одна или большее число нанофильтрационных мембран устройства с нанофильтрационной мембраной может также умеренно снижать содержание одновалентных ионов исходной воды 111, подаваемой к нанофильтрационной мембране (мембранам), при этом обработанная вода 115 может содержать менее 20%, или менее 30%, или менее 50%, или менее 70% одновалентных ионов по сравнению с исходной водой, подаваемой к нанофильтрационной мембране (мембранам), и ретентат 117 насыщенного солевого раствора может содержать соответствующее увеличение одновалентных ионов относительно исходной воды. Нанофильтрационные мембраны могут быть образованы из заряженных полимерных материалов (например, имеющих карбоксильную, сульфокислотную, аминовую или амидную функциональные группы), включая полиамидные, ацетилцеллюлозные, пиперазиновые или замещенные пиперазиновые мембраны, в которых тонкий ионселективный слой мембраны нанесен на более толстый пористый материал, который зажат между селек
- 3 031121 тивным слоем и материалом основы. Подходящие коммерчески доступные нанофильтрационные мембраны в листовой форме или в спирально намотанной форме, которые могут использоваться в устройстве с нанофильтрационной мембраной в ионном фильтре 113, включают без ограничения SEASOFT 8040DK, 8040DL и SEASAL DS-5, доступные от GE Osmonics, Inc., 5951 Clearwater Drive, Minnetonka, MN 55343, United States; серию NF200, NF-55, NF-70 и NF-90, доступные от Dow FilmTec Corp., 5239 W. 73rd St., Minneapolis, MN, 55345, United States; DS-5 и DS-51, доступные от Desalination Systems, Inc., 760 Shadowridge Dr., Vista, CA, 92083, United States; ESNA-400, доступную от Hydranautics, 401 Jones Road, Oceanside, CA 92508, United States; и TFCS, доступную от Fluid Systems, Inc., 16619 Aldine Westfield Road, Houston, TX 77032, United States.
Устройство с мембраной обратного осмоса, подходящее для использования в ионном фильтре 113, может включать в себя одну или несколько мембран обратного осмоса, эффективных для удаления, по существу, всех ионов, включая одновалентные ионы, из исходной воды 111, благодаря чему обработанная вода 115 может содержать менее 85%, или менее 90%, или менее 95%, или менее 98% ионов по сравнению с исходной водой, подаваемой к мембране (мембранам) обратного осмоса, и ретентат насыщенного солевого раствора может содержать соответствующее увеличение ионов относительно исходной воды. Мембраны обратного осмоса могут быть в виде спирально намотанных модулей или модулей с полыми волокнами, и могут быть асимметричными мембранами, полученными из одного полимерного материала, как например, асимметричные ацетилцеллюлозные мембраны или тонкопленочные композитные мембраны, полученные из первого и второго полимерного материала, как например, сшитые ароматические полиамиды в сочетании с полисульфоном. Подходящие коммерчески доступные мембраны обратного осмоса, которые могут использоваться в устройстве с мембраной обратного осмоса в ионном фильтре 113, включают без ограничения AG8040F и AG8040-400, доступные от GE Osmonics; серию SW30 и LF, доступные от Dow FilmTec Corp.; DESAL-11, доступную от Desalination Systems, Inc.; ESP А, доступную от Hydranautics; ULP, доступную от Fluid Systems, Inc.; и ACM, доступную от TriSep Corp., 93 S. La Patera Lane, Goleta, CA 93117, United States.
Как правило, в ионном фильтре 113 должно быть приложено давление, чтобы преодолеть осмотическое давление через мембрану, когда минерализованная исходная вода 111 фильтруется для уменьшения содержания TDS исходной воды и получения обработанной воды 115 и ретентата 117 насыщенного солевого раствора. Давление, прикладываемое в ионном фильтре 113, может составлять по меньшей мере 2,0 МПа, или по меньшей мере 3,0 МПа, или по меньшей мере 4,0 МПа, и может составлять не более 10,0 МПа, или не более 9,0 МПа, или не более 8,0 МПа, и может находиться в диапазоне от 2,0 до 10,0 МПа, или от 3,0 до 9,0 МПа. Величина давления, прикладываемого к нанофильтрационной мембране в ионном фильтре 113, может находиться в нижней части диапазона давления по сравнению с давлением, прикладываемым к мембране обратного осмоса. Давление, прикладываемое в устройстве с нанофильтрационной мембраной ионного фильтра 113, может находиться в диапазоне от 2,0 до 6,0 МПа, и давление, прикладываемое в устройстве с мембраной обратного осмоса ионного фильтра 113, может находиться в диапазоне от 4,0 до 10,0 МПа. Если ионный фильтр 113 состоит из мембранных устройств - нанофильтрации или обратного осмоса или обоих типов - расположенных последовательно, давление, прикладываемое через каждую мембрану мембранного устройства может быть меньше, чем в предыдущем мембранном устройстве по меньшей мере на 0,5 МПа, поскольку для преодоления осмотического давления пермеата предшествующего мембранного устройства требуется меньшая величина давления.
Как показано на фиг. 2, ионный фильтр 113 может быть образован из первого устройства 119 с ионной мембраной и одного или нескольких вторых устройств 121 с ионной мембраной, расположенных последовательно, при этом каждое устройство с ионной мембраной может быть устройством с нанофильтрационной мембраной или устройством с мембраной обратного осмоса. Описанная выше минерализованная исходная вода 111 может приводиться в контакт с первым устройством 119 с ионной мембраной для пропускания по меньшей мере части минерализованной исходной воды через первое устройство с ионной мембраной с образованием пермеата 123, имеющего сниженное содержание TDS относительно минерализованной исходной воды, при этом пермеат может иметь содержание TDS от по меньшей мере 1000 ч./млн, или от по меньшей мере 2500 ч./млн, или от по меньшей мере 5000 ч./млн, или от по меньшей мере 7000 ч./млн, или от по меньшей мере 10000 ч./млн до содержания TDS минерализованной исходной воды, но не включая последнее. Часть минерализованной исходной воды может исключаться из прохождения через первое устройство 119 с ионной мембраной с образованием первичного ретентата 125 насыщенного солевого раствора, имеющего повышенную минерализацию относительно исходной воды. Пермеат 123 может приводиться в контакт с каждым из последовательных вторых устройств 121 с ионной мембраной для пропускания по меньшей мере части пермеата через каждое из вторых устройств с ионной мембраной с образованием обработанной воды 115, имеющей пониженную минерализацию по сравнению с пермеатом и минерализованной исходной водой, при этом обработанная вода может иметь содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн. По меньшей мере часть обработанной воды 115 может быть использована в качестве по меньшей мере части слабоминерализованной воды, которую смешивают с ионно-заряженным полимером для получения водной полимерной смеси, которая вводится в нефтеносный пласт.
- 4 031121
Часть пермеата 123 может исключаться из прохождения через каждое устройство из одного или нескольких вторых устройств 121 с ионной мембраной для образования одного или нескольких вторичных ретентатов 127 насыщенных солевых растворов. Первичный ретентат 125 насыщенного солевого раствора, один или несколько из вторичных ретентатов 127 насыщенного солевого раствора, или сочетание первичного ретентата 125 насыщенного солевого раствора и одного или нескольких вторичных ретентатов 127 насыщенного солевого раствора могут быть использованы в качестве ретентата 117 насыщенного солевого раствора из ионного фильтра 113, при этом ретентат 117 насыщенного солевого раствора имеет повышенное содержание TDS относительно исходной воды 111 и может иметь содержание TDS по меньшей мере 25000 ч./млн, или по меньшей мере 30000 ч./млн, или по меньшей мере 40000 ч./млн, или может иметь содержание TDS от 30000 до 500000 ч./млн. По меньшей мере часть ретентата 117 насыщенного солевого раствора может быть смешана с текучими средами, добытыми из нефтеносного пласта после введения в него водной полимерной смеси, для уменьшения вязкости водной полимерсодержащей фазы добытых текучих сред.
Как показано на фиг. 3, ионный фильтр 113 может быть образован из первого устройства 129 с ионной мембраной и второго устройства 131 с ионной мембраной, расположенных параллельно, при этом первое устройство с ионной мембраной может быть образовано из одной или нескольких нанофильтрационных мембран или одной или нескольких мембран обратного осмоса или их сочетания, и второе устройство с ионной мембраной может быть образовано из одной или нескольких нанофильтрационных мембран, одной или нескольких мембран обратного осмоса или их сочетания. Часть 133 описанной выше минерализованной исходной воды 111 может приводиться в контакт с первым устройством 129 с ионной мембраной, и некоторое количество части 133 минерализованной исходной воды может пропускаться через первое устройство 129 с ионной мембраной с образованием первого пермеата 135, имеющего сниженное содержание TDS относительно минерализованной исходной воды 111. Первый пермеат 135 может иметь содержание TDS более низкое, чем содержание TDS минерализованной исходной воды, составляющее менее 15000 ч./млн, или менее 10000 ч./млн, или менее 5000 ч./млн, или от 200 до 15000 ч./млн. Некоторое количество части 133 минерализованной исходной воды может исключаться из прохождения через первое устройство 129 с ионной мембраной для образования первого ретентата 137 насыщенного солевого раствора, имеющего более высокое содержание TDS, чем минерализованная исходная вода 111. Первый ретентат 137 насыщенного солевого раствора может иметь содержание TDS более высокое, чем содержание TDS минерализованной исходной воды, при этом содержание TDS первого ретентата насыщенного солевого раствора может составлять по меньшей мере 25000 ч./млн, или по меньшей мере 30000 ч./млн, или по меньшей мере 35000 ч./млн, или по меньшей мере 40000 ч./млн, или по меньшей мере 45000 ч./млн, или по меньшей мере 50000 ч./млн. Отдельная часть 139 минерализованной исходной воды 111 может приводиться в контакт со вторым устройством 131 с ионной мембраной, и некоторое количество части 139 минерализованной исходной воды может пропускаться через второе устройство 131 с ионной мембраной с образованием второго пермеата 141, имеющего пониженное содержание TDS относительно минерализованной исходной воды 111. Второй пермеат 141 может иметь содержание TDS, более низкое, чем минерализованная исходная вода, составляющее менее 15000 ч./млн, или менее 10000 ч./млн, или менее 5000 ч./млн, или от 200 до 15000 ч./млн. Некоторое количество части 139 минерализованной исходной воды может исключаться из прохождения через второе устройство 131 с ионной мембраной для образования второго ретентата 143 насыщенного солевого раствора, имеющего более высокое содержание TDS, чем минерализованная исходная вода, при этом содержание TDS второго ретентата насыщенного солевого раствора может составлять по меньшей мере 25000 ч./млн, или по меньшей мере 30000 ч./млн, или по меньшей мере 35000 ч./млн, или по меньшей мере 40000 ч./млн, или по меньшей мере 45000 ч./млн, или по меньшей мере 50000 ч./млн. По меньшей мере часть первого и второго пермеатов 135 и 141 могут объединяться с образованием обработанной воды 115, имеющей содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, при этом по меньшей мере часть обработанной воды 115 может использоваться в качестве слабоминерализованной воды, смешиваемой с ионно-заряженным полимером для получения водной полимерной смеси, которая может вводиться в нефтеносный пласт. Первый ретентат 137 насыщенного солевого раствора, его часть, второй ретентат 143 насыщенного солевого раствора, его часть, сочетание первого ретентата 137 насыщенного солевого раствора и второго ретентата 143 насыщенного солевого раствора или сочетание их частей может использоваться в качестве по меньшей мере части ретентата 117 насыщенного солевого раствора для смешивания с текучими средами, добытыми из нефтеносного пласта после введения в пласт водной полимерной смеси, для снижения вязкости водной полимерсодержащей фазы добытых текучих сред.
В варианте осуществления первое устройство 129 с ионной мембраной может быть образовано из одной или нескольких нанофильтрационных мембран, и второе устройство 131 с ионной мембраной может быть образовано из одной или нескольких мембран обратного осмоса. Второй пермеат 141, прошедший через второе устройство 131с ионной мембраной, может иметь содержание TDS менее 200 ч./млн, при условии, что одна или несколько мембран обратного осмоса второго устройства 131 с ионной мембраной удаляют, по существу, полностью общее содержание растворенных твердых веществ из минерализованной исходной воды 111. Первый пермеат 135, прошедший через нанофильтрационные мембраны,
- 5 031121 может иметь достаточное содержание одновалентных ионов в нем, чтобы содержание TDS составляло по меньшей мере 200 ч./млн, или по меньшей мере 500 ч./млн, или по меньшей мере 1000 ч./млн, благодаря чему объединенные первый и второй пермеаты имеют содержание TDS по меньшей мере 200 ч./млн, но менее 15000 ч./млн. Если объединенные первый и второй пермеаты имеют содержание TDS менее 200 ч./млн, часть первого ретентата насыщенного солевого раствора или второго ретентата насыщенного солевого раствора могут быть добавлены в объединенные первый и второй пермеат для приведения содержания TDS обработанной воды 115 к диапазону от 200 до 15000 ч./млн.
Слабоминерализованная вода, используемая в водной полимерной смеси, может иметь содержание TDS, которое является достаточно низким для усиления эффекта загущения ионно-заряженного полимера. Низкое содержание TDS слабоминерализованной воды может усиливать эффект загущения ионнозаряженного полимера за счет усиления вызванных зарядом внутримолекулярных отталкиваний в молекулах ионно-заряженного полимера, диспергированных в воде, что приводит к повышению гидродинамического радиуса молекул полимера. Как отмечалось выше, слабоминерализованная вода имеет содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн. Вода, используемая в водной полимерной смеси, также может иметь относительно низкую ионную силу, способствующую повышению эффекта загущения ионнозаряженного полимера за счет усиления внутримолекулярных отталкиваний в молекулах ионнозаряженного полимера. Вода, используемая в водной полимерной смеси, может иметь ионную силу не более 0,15 М, или не более 0,1 М, или не более 0,05 М, или не более 0,01 М и может иметь ионную силу от 0,01 до 0,15 М, или от 0,02 до 0,125 М, или от 0,03 до 0,1 М. Ионная сила в настоящем изобретении определяется уравнением
где I является ионной силой, с представляет собой молярную концентрацию иона i, z является валентностью иона i и n представляет собой число ионов в измеряемом растворе.
Вода, используемая в водной полимерной смеси, может иметь относительно низкое содержание поливалентных катионов и/или относительно низкое содержание двухвалентных катионов для ингибирования осаждения ионно-заряженного полимера при смешивании с полимером. Вода, используемая в водной полимерной смеси, может иметь концентрацию поливалентных катионов не более 500 ч./млн, или не более 200 ч./млн, или не более 100 ч./млн, или не более 50 ч./млн, или не более 25 ч./млн, или от 1 до 500 ч./млн, или от 2 до 200 ч./млн, или от 3 до 100 ч./млн, или от 4 до 50 ч./млн, или от 5 до 25 ч./млн. Вода, используемая в водной полимерной смеси, может иметь концентрацию двухвалентных катионов не более 300 ч./млн, или не более 200 ч./млн, или не более 100 ч./млн, или не более 50 ч./млн, или не более 25 ч./млн, или от 1 до 300 ч./млн, или от 2 до 200 ч./млн, или от 3 до 100 ч./млн, или от 4 до 50 ч./млн, или от 5 до 25 ч./млн.
Для получения водной полимерной смеси ионно-заряженный полимер смешивают с водой, имеющей содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, с повышением ее вязкости. Ионно-заряженный полимер может добавляться в количестве, эффективном для повышения вязкости обработанной воды в пределах порядка величины вязкости нефти в нефтеносном пласте, измеряемой при температуре в пределах температурного диапазона нефтеносного пласта. Ионно-заряженный полимер может добавляться в количестве, эффективном для снижения подвижности обработанной воды относительно подвижности нефти на месте залегания в пласте.
Полимер, который смешивают со слабоминерализованной водой, может быть любым ионнозаряженным полимером, подходящим для использования в способе повышения нефтеотдачи, при этом полимер является растворимым или равномерно диспергируемым в слабоминерализованной воде. Полимер может быть гомополимером или гетерополимером, состоящим из двух или более типов мономерных звеньев. Соотношение мономерных звеньев гетерополимера, смешиваемого со слабоминерализованной водой, может быть подобрано для получения водной полимерной смеси с повышенной вязкостью в соответствии с общеизвестными в данной области техники знаниями о смешивании водорастворимых или вододиспергируемых полимеров в воде. Полимер может быть водорастворимым полиакриламидом или полиакрилатом. Полимер может быть частично гидролизованным полимером. Частично гидролизованный полимер для смешивания в слабоминерализованной воде может иметь степень гидролиза от 0,1 до 0,4 или от 0,2 до 0,3. Предпочтительным полимером для использования в настоящем изобретении является частично гидролизованный полиакриламид, имеющий степень гидролиза от 0,15 до 0,4, предпочтительно от 0,2 до 0,35. Предпочтительными полимерами для использования в способе настоящего изобретения являются коммерчески доступные частично гидролизованные полиакриламиды, продаваемые под торговым названием FLOPAAM™ компанией SNF SAS, в частности FLOPAAM™ 3330 и FLOPPAM™ 3630.
Полимер и слабоминерализованная вода могут быть смешаны путем добавления полимера в воду
- 6 031121 или путем добавления воды к полимеру, и смешивание осуществляется в любом традиционном устройстве для смешивания воды и водорастворимого или вододиспергируемого полимера. Полимер и слабоминерализованная вода могут быть смешаны путем перемешивания полимера и воды в смесительном баке. Избыточного усилия сдвига следует избегать при смешивании полимера и слабоминерализованной воды для ингибирования механического уменьшения размера молекул полимера.
Полимер для смешивания со слабоминерализованной водой может подаваться в виде твердого порошка или в виде концентрированного водного раствора, содержащего от 5 до 25 мас.% полимера. Если полимер для смешивания подается в виде твердого порошка, слабоминерализованная вода и полимер должны смешиваться в течение времени, достаточного для гидратации полимера.
Количество полимера, смешиваемого со слабоминерализованной водой, может быть выбрано для получения водной полимерной смеси, образованной смешиванием полимера и слабоминерализованной воды, с выбранной вязкостью относительно нефти в нефтеносном пласте, в который водная полимерная смесь должна вводиться. Вязкость раствора полимера зависит от полимера, его молекулярной массы, степени гидролиза полимера, минерализации раствора полимера, температуры раствора, скорости сдвига и концентрации полимера в растворе. Количество полимера, смешиваемое со слабоминерализованной водой, может быть выбрано для обеспечения выбранной вязкости, поскольку полимер, его молекулярная масса, степень его гидролиза, минерализация обработанной воды и температура раствора (относительно температуры пласта) являются фиксированными, и скорость сдвига может поддерживаться постоянной путем регулирования давления, при котором водную полимерную смесь закачивают в пласт. Выбранная вязкость может быть в пределах одного порядка величины с вязкостью нефти на месте залегания в нефтеносном пласте, определяемой при температурных условиях пласта, и предпочтительно находится в пределах 1-50 мПа-с (сП) от вязкости нефти в пластовых условиях. Вязкость нефти на месте залегания в пласте при температурах пласта может быть определена в соответствии с общепринятыми способами в области техники. Выбранная вязкость водной полимерной смеси может находиться в диапазоне от 0,5 до 500 мПа-с (сП) при измерении при температуре в температурных условиях пласта.
Количество полимера также может быть выбрано для обеспечения выбранного коэффициента подвижности водной полимерной смеси относительно нефти в пласте. Выбранный коэффициент подвижности водной полимерной смеси относительно нефти в пласте может находиться в диапазоне от 0,2 до 1,5. Коэффициент подвижности представляет собой подвижность вытесняющей фазы (водной полимерной смеси), деленную на подвижность вытесняемой фазы (нефти), где подвижность представляет собой проницаемость пористого материала (пласта) для данной фазы (водной полимерной смеси или нефти), деленной на вязкость этой фазы. Поскольку проницаемость пласта является постоянной величиной, коэффициент подвижности является функцией вязкости водной полимерной смеси относительно вязкости нефти в пласте.
Количество полимера, подаваемое для смешивания со слабоминерализованной водой, может составлять по меньшей мере от 350 до 10000 ч./млн по массе смеси полимера и обработанной воды. Количество полимера может находиться в диапазоне от 500 до 5000 мас.ч./млн или от 1000 до 2500 мас.ч./млн от водной полимерной смеси.
Водную полимерную смесь вводят в нефтеносный пласт для повышения нефтеотдачи пласта. Нефтеносный пласт может включать в себя пористый матричный материал, нефть и связанную воду. Нефтеносный пласт содержит нефть, которая может быть отделена и добыта из пласта после введения водной полимерной смеси в пласт.
Пористый матричный материал пласта может быть образован из одного или нескольких пористых матричных материалов, выбранных из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой породной матрицы и сочетания пористой минеральной матрицы и пористой породной матрицы. Материал с пористой породной и/или минеральной матрицей в пласте может состоять из песчаника и/или карбонатной породы, выбранной из доломита, известняка и их смесей, причем известняк может быть микрокристаллическим или кристаллическим известняком. Минералы, которые могут образовывать минеральный пористый матричный материал, могут быть глинами или соединениями переходного металла. Глины, которые могут образовывать по меньшей мере часть минерального пористого матричного материала, включают смектитовые глины, смектит/иллитовые глины, монтмориллонитовые глины, иллитовые глины, иллитовые/слюдистые глины, пирофиллитовые глины, глауконитовые глины и каолинитовые глины. Минералы с соединениями переходного металла, которые могут формировать по меньшей мере часть минерального пористого матричного материала, включают в себя карбонаты и оксиды, например оксид железа, сидерит и плагиоклазовые полевые шпаты.
Пористый матричный материал может быть консолидированным матричным материалом, в котором, по меньшей мере, большая часть и предпочтительно, по существу, вся горная порода и/или минерал, которые образуют матричный материал, консолидированы таким образом, что порода и/или минерал образуют массу, в которой, по существу, вся порода и/или минерал неподвижны, когда нефть, водная полимерная смесь или другая текучая среда проходят через них. Предпочтительно по меньшей мере 95 мас.%, или по меньшей мере 97 мас.%, или по меньшей мере 99 мас.% породы и/или минерала непод
- 7 031121 вижно, когда нефть, водная полимерная смесь или другая текучая среда проходят через них, так что любого количества материала породы или минерала, перемещенного со своего места при прохождении нефти, водной полимерной смеси или другой текучей среды, будет недостаточно, чтобы сделать пласт непроницаемым для течения нефти, водной полимерной смеси или другой текучей среды через пласт. В качестве альтернативы пористый матричный материал может быть неконсолидированным матричным материалом, в котором, по меньшей мере, большая часть или, по существу, вся горная порода и/или минерал, которые образуют матричный материал, являются неконсолидированными. Пласт, сформированный из консолидированной минеральной матрицы, неконсолидированной минеральной матрицы или их сочетания, может иметь проницаемость от 0,00001 до 15 Д или от 0,001 до 1 Д.
Нефтеносный пласт может быть подземным пластом. Подземный пласт может содержать один или несколько описанных выше пористых матричных материалов, при этом пористый матричный материал может быть расположен под перекрывающими породами 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 пластом.
Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в пластовых условиях (в частности, при температурах в температурном диапазоне пласта) по меньшей мере 1 мПа-с (1 сП), или по меньшей мере 5 мПа-с (5 сП), или по меньшей мере 10 мПа-с (10 сП). Нефть, содержащаяся в нефтеносном пласте, может иметь вязкость в температурных условиях пласта от 1 до 10000 мПа-с (1-10000 сП), или от 1 до 1000 мПа-с (1-1000 сП), или от 1 до 500 мПа-с (1-500 сП), или от 1 до 250 мПа-с (1-250 сП). Предпочтительно нефть в нефтеносном пласте имеет вязкость в температурных условиях пласта от 1 до 500 мПа-с, так что водная полимерная смесь может подаваться с коэффициентом подвижности относительно нефти не более 2, без включения чрезмерных количеств полимера в водную полимерную смесь.
Нефть в нефтеносном пласте может находиться в порах внутри пористого матричного материала пласта. Нефть в нефтеносном пласте может быть неподвижна в порах внутри пористого матричного материала пласта, например, за счет капиллярных сил, за счет взаимодействия нефти с поверхностями пор, за счет вязкости нефти или за счет межфазного натяжения между нефтью и водой в пласте.
Нефтеносный пласт также может содержать воду, которая может находиться в порах внутри пористого матричного материала. Вода в пласте может быть связанной водой, водой закачки при вторичном или третичном способе добычи нефти или их смесью. Связанная вода в нефтеносном пласте может иметь содержание TDS по меньшей мере 500 ч./млн, или по меньшей мере 1000 ч./млн, или по меньшей мере 2500 ч./млн, или по меньшей мере 5000 ч./млн, или по меньшей мере 10000 ч./млн, или по меньшей мере 25000 ч./млн, или от 500 до 250000 ч./млн, или от 1000 до 200000 ч./млн, или от 2000 до 100000 ч./млн, или от 2500 до 50000 ч./млн, или от 5000 до 45000 ч./млн. Связанная вода в нефтеносном пласте может иметь содержание поливалентных ионов по меньшей мере 200 ч./млн, или по меньшей мере 250 ч./млн, или по меньшей мере 500 ч./млн, и может иметь содержание поливалентных ионов от 200 до 40000 ч./млн, или от 250 до 20000 ч./млн, или от 500 до 15000 ч./млн. Связанная вода в нефтеносном пласте может иметь содержание двухвалентных ионов по меньшей мере 150 ч./млн, или по меньшей мере 200 ч./млн, или по меньшей мере 250 ч./млн, или по меньшей мере 500 ч./млн, или от 150 до 35000 ч./млн, или от 200 до 20000 ч./млн, или от 250 до 15000 ч./млн. Предпочтительно связанная вода в пласте имеет не более умеренной величины общего содержания растворенных твердых веществ и относительно низкую концентрацию поливалентных катионов, предпочтительно имеет содержание TDS не более 30000 ч./млн и общее содержание поливалентных катионов не более 250 ч./млн.
Вода в нефтеносном пласте может препятствовать мобилизации нефти внутри пор. Введение водной полимерной смеси в пласт может мобилизовывать по меньшей мере часть нефти в пласте для добычи и извлечения из пласта за счет высвобождения по меньшей мере части нефти из пор внутри пласта. Введение водной полимерной смеси в пласт может мобилизовывать нефть для добычи из пласта за счет вытеснения нефти через пласт в режиме пробкообразного потока.
Как показано на фиг. 4, описанная выше минерализованная исходная вода может подаваться в ионный фильтр 113, как описано выше, для получения описанной выше слабоминерализованной обработанной воды 115 и описанного выше ретентата 117 насыщенного солевого раствора. Слабоминерализованная обработанная вода 115 может подаваться в хранилище 401 слабоминерализованной воды, и ретентат 117 насыщенного солевого раствора может подаваться в хранилище 403 насыщенного солевого раствора, при этом ретентат насыщенного солевого раствора предпочтительно имеет содержание TDS, которое по меньшей мере на 5000 ч./млн больше содержания TDS водной фазы текучей среды, добытой из пласта. В качестве альтернативы слабоминерализованная вода из источника слабоминерализованной воды или полученная с помощью очистки описанного выше источника слабоминерализованной воды, подается в качестве слабоминерализованной воды в хранилище 401 слабоминерализованной воды, и/или насыщенный солевой раствор из источника минерализованной воды, имеющий содержание TDS по меньшей мере на 5000 ч./млн больше, чем содержание TDS водной фазы текучей среды, добытой из пласта, подается в хранилище 403 насыщенного солевого раствора.
По меньшей мере часть слабоминерализованной воды может подаваться из хранилища 401 слабо
- 8 031121 минерализованной воды в смесительный бак 405 по трубопроводу 407 для смешивания в нем с полимером с образованием описанной выше водной полимерной смеси, при этом полимер может подаваться в смесительный бак из хранилища 409 полимера по трубопроводу 411.
Водная полимерная смесь вводится в нефтеносный пласт 415 для добычи нефти из пласта. Нефтеносный пласт 415 может быть образован из участка 417 пласта, образованного из пористого матричного материала, содержащего нефть, такого как описанный выше, расположенного под перекрывающими породами 419. Первая скважина 421 и вторая скважина 423 могут проходить в пласт 415 к нефтеносному участку 417 пласта.
Водная полимерная смесь может вводиться в нефтеносный участок 417 пласта 415 путем закачивания водной полимерной смеси в пласт через перфорации или отверстия в первой скважине 421. Смесительный бак 405 может быть функционально связан по текучей среде с первой скважиной 421 для обеспечения водной полимерной смеси для введения в пласт 415. Водная полимерная смесь может подаваться из смесительного бака 405 к насосу 425 по трубопроводу 427, при этом насос может использоваться для обеспечения закачки водной полимерной смеси в пласт через перфорации или отверстия в первой скважине, через которые водная полимерная смесь может вводиться в пласт. Насос 425 может быть расположен в первой установке 429 закачивания/добычи, функционально связанной по текучей среде с первой скважиной по трубопроводу 431, или может быть расположен в первой скважине 421 (не показано).
Водная полимерная смесь может вводиться в пласт 415, например, закачиванием водной полимерной смеси в пласт через первую скважину 421 с помощью нагнетания водной полимерной смеси в пласт через перфорации в первой скважине. Давление, при котором водная полимерная смесь вводится в пласт, может находиться в диапазоне от мгновенного давления в пласте до давления гидроразрыва пласта или до давления, превышающего давление гидроразрыва пласта. Давление, при котором водная полимерная смесь может закачиваться в пласт, может находиться в диапазоне от 10 до 95% или от 40 до 90% от давления гидроразрыва пласта. Давление гидроразрыва пласта может определяться способами, общепринятыми в данной области техники. В качестве альтернативы водная полимерная смесь может закачиваться в пласт при давлении, равном, по меньшей мере, давлению гидроразрыва пласта, при этом водная полимерная смесь закачивается в условиях гидроразрыва пласта. Однако предпочтительно избегать гидроразрыва пласта, поскольку гидроразрыв способствует направлению водной полимерной смеси вокруг залежей нефти в пласте и уменьшает извлечение нефти пробкообразным потоком водной полимерной смеси через пласт. Предпочтительно водную полимерную смесь также вводят в пласт в условиях, которые позволяют избежать избыточного усилия сдвига водной полимерной смеси, чтобы избежать разрушения молекул полимера в смеси, и, таким образом, уменьшения вязкости смеси, и наиболее предпочтительно вводят в пласт при давлении от 10 до 50% давления гидроразрыва пласта.
Объем водной полимерной смеси, введенной в пласт 415 через первую скважину 421, может находиться в диапазоне от 0,1 до 10 поровых объемов, или от 0,2 до 5 поровых объемов, или от 0,3 до 1 поровых объемов, причем термин поровый объем относится к объему пласта, который может быть охвачен водной полимерной смесью между первой скважиной 421 и второй скважиной 423. Поровый объем может быть легко определен способами, известными специалисту в данной области техники, например, с помощью модельных исследований или с помощью закачивания воды, имеющей содержащуюся в ней метку, через пласт 415 от первой скважины 421 ко второй скважине 423.
В предпочтительном варианте осуществления начальная порция слабоминерализованной воды, имеющей содержание TDS в пределах 5000 ч./млн и предпочтительно в пределах 1000 ч./млн, или в пределах 500 ч./млн от содержания TDS водной полимерной смеси, вводится в нефтеносный участок 417 пласта 415 до введения водной полимерной смеси в пласт. Начальная порция слабоминерализованной воды может снизить содержание TDS текучих сред в нефтеносном пласте вблизи водной полимерной смеси, впоследствии вводимой в пласт, тем самым замедляя вызванное поливалентными катионами осаждение полимера из водной полимерной смеси в пласте и замедляя снижение вязкости водной полимерной смеси в пласте. В варианте осуществления начальная порция слабоминерализованной воды в количестве от 0,05 до 1 поровых объемов, как определено между первой скважиной 421 и второй скважиной 423, или от 0,1 до 0,5 поровых объемов, может быть введена в нефтеносный участок 417 пласта через первую скважину 421 до введения водной полимерной смеси в пласт. Слабоминерализованная вода для начальной порции слабоминерализованной воды может обеспечиваться из источника слабоминерализованной воды, используемого для подачи воды, используемой в водной полимерной смеси, например, из части обработанной воды 115, образованной с помощью контактирования исходной воды с ионным фильтром 113, полученной из хранилища 401 слабоминерализованной воды. Начальная порция слабоминерализованной воды может подаваться из хранилища 401 слабоминерализованной воды к насосу 425 по трубопроводу 435 для закачивания в пласт через первую скважину 421.
По мере того как водная полимерная смесь вводится в пласт 415, в случае с начальной порцией слабоминерализованной воды или без нее, водная полимерная смесь распространяется в пласт, как показано стрелками 433. После введения в пласт 415 водная полимерная смесь контактирует с нефтью и водой в пористой матричной структуре пласта и вытесняет нефть и воду в направлении второй скважины 423. Предпочтительно водная полимерная смесь вытесняет нефть и воду в режиме пробкообразного потока
- 9 031121 через пласт для добычи из второй скважины 423 по мере закачивания в пласт большего количества водной полимерной смеси, при этом водная полимерная смесь действует в качестве поршня для вытеснения нефти и воды через пласт благодаря коэффициенту подвижности водной полимерной смеси относительно нефти в пласте.
После завершения закачивания водной полимерной смеси в пласт 415 рабочая текучая среда может быть введена в пласт, чтобы оказать давление или иным образом вытеснить нефть и водную полимерную смесь ко второй скважине 423 для добычи. Рабочая текучая среда может быть слабоминерализованной водой из хранилища слабоминерализованной воды, или может быть водой из любого водного источника, включая источник минерализованной воды, имеющей содержание TDS, превышающее содержание TDS слабоминерализованной воды. Рабочая текучая среда может подаваться к насосу 425 для закачивания в пласт через первую скважину 421. Давление, при котором рабочая текучая среда может закачиваться в пласт 415 через первую скважину 421, может доходить до давления гидроразрыва пласта или превышать его, или составлять от 20 до 99%, или от 30 до 95%, или от 40 до 90% давления гидроразрыва пласта или менее предпочтительно превышать давление гидроразрыва пласта. Количество рабочей текучей среды, введенное в пласт 415 через первую скважину 421, после введения в пласт через первую скважину водной полимерной смеси, может находиться в диапазоне от 0,05 до 10 поровых объемов, или от 0,1 до 5 поровых объемов, или от 0,2 до 2 поровых объемов, или от 0,3 до 1 поровых объемов.
Количество водной полимерной смеси, взятой в отдельности, или объединенное количество водной полимерной смеси и рабочей текучей среды, вводимое в пласт 415, должно быть достаточным для вытеснения мобилизованной нефти и водной полимерной смеси через пласт ко второй скважине 423, для добычи из второй скважины.
Водная полимерная смесь и рабочая текучая среда могут вводиться в пласт через первую скважину 421 чередующимися порциями. Например, водная полимерная текучая среда может вводиться в пласт 415 через первую скважину 421 в течение первого периода времени, после чего рабочая текучая среда может вводиться в пласт через первую скважину в течение второго периода времени, следующего за первым периодом времени, после чего водная полимерная смесь может вводиться в пласт через первую скважину в течение третьего периода времени, следующего за вторым периодом времени, после чего рабочая текучая среда может вводиться в пласт через первую скважину в течение четвертого периода времени, следующего за третьим периодом времени. Столько, сколько необходимо чередующихся порций водной полимерной смеси и рабочей текучей среды может вводиться в пласт через первую скважину.
Нефть может быть мобилизована для добычи из пласта 415 через вторую скважину 423 с помощью введения водной полимерной смеси, и необязательно, рабочей текучей среды в пласт через первую скважину 421, при этом мобилизованная нефть вытесняется через пласт от первой скважины для добычи из второй скважины, как показано стрелками 433 и 435. По меньшей мере часть водной полимерной смеси может проходить через пласт 415 от первой скважины 421 ко второй скважине 423 для добычи из пласта вместе с мобилизованной нефтью. Вода, отличная от воды из водной полимерной смеси, может также быть мобилизована для добычи из пласта 415 через вторую скважину 423 с помощью введения водной полимерной смеси и, необязательно, рабочей текучей среды в пласт через первую скважину 421.
Нефть, часть водной полимерной смеси и другая вода могут быть добыты из пласта через вторую скважину 423 в виде добываемой текучей среды после введения водной полимерной смеси и, необязательно, рабочей текучей среды и/или начальной порции слабоминерализованной воды в пласт 415 через первую скважину 421. На второй скважине 423 или на второй установке 439 закачивания/добычи может находиться устройство для извлечения и добычи добываемой текучей среды из пласта 415 после введения водной полимерной смеси в пласт. Устройство для добычи и извлечения добываемой текучей среды может быть образовано из насоса 437. Насос 437 может откачивать добываемую текучую среду из пласта 415 через перфорации во второй скважине 423, например, по трубопроводу 443, для подачи добываемой текучей среды к установке 441 разделения, например, по трубопроводу 445. Установка 441 разделения может находиться во второй установке 439 закачивания/добычи.
Вязкость водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды может быть снижена, и добытая текучая среда может быть разделена на нефтяную и водную фракции в установке 441 разделения. Вязкость водной фазы добытой текучей среды снижают с помощью добавления насыщенного солевого раствора в добытую текучую среду, при этом насыщенный солевой раствор имеет содержание TDS, которое по меньшей мере на 5000 ч./млн превышает содержание TDS водной фазы добытой текучей среды. Насыщенный солевой раствор может быть получен из источника минерализованной воды, такого как морская вода, эстуарная вода и солоноватая вода, или может быть получен из насыщенного солевого раствора ретентата, образованного в ионном фильтре при получении слабоминерализованной воды для водной полимерной смеси из источника минерализованной воды, как описано выше. В предпочтительном варианте осуществления вязкость водной фазы добытой текучей среды может быть снижена с помощью добавления насыщенного солевого раствора в добытую текучую среду перед разделением нефтяной и водной фаз добытой текучей среды. Снижение вязкости водной фазы перед разделением нефтяной и водной фаз из добытой текучей среды повышает простоту разделения нефтяной и водной фаз за счет увеличения
- 10 031121 различий в вязкости между нефтяной фазой и водной фазой.
Как показано на фиг. 4 и 5, добытая текучая среда может подаваться в смесительный бак 501 в установке 441 разделения через трубопровод 445. Насыщенный солевой раствор может подаваться в смесительный бак из хранилища 403 насыщенного солевого раствора по трубопроводу 447. Добытая текучая среда и насыщенный солевой раствор могут быть смешаны в смесительном баке 501, при этом количество насыщенного солевого раствора, подаваемого в смесительный бак и смешиваемого с добытой текучей средой, выбирают достаточным для снижения вязкости водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды. В варианте осуществления количество насыщенного солевого раствора, выбираемое для смешивания с добытой текучей средой в смесительном баке, является достаточным для снижения вязкости водной полимерсодержащей фазы смеси до не более 2 мПа-с (2 сП), или не более 1 мПа-с (1 сП), или не более 0,5 мПа-с при 25°C. Смесь добытой текучей среды и насыщенного солевого раствора может затем подаваться в водосепараторный сосуд 503, в котором нефтяная фаза и водная полимерсодержащая фаза разделяются. Отделенная нефтяная фаза может быть подана из водосепараторного сосуда в хранилище 449 нефти по трубопроводу 451, и отделенная водная полимерсодержащая фаза может быть подана в хранилище 453 сильноминерализованного водного раствора полимера по трубопроводу 455. В варианте осуществления часть сильноминерализованной водной полимерной фазы, отделенная от нефтяной фазы, может быть смешана со слабоминерализованной водой из хранилища слабоминерализованной воды для получения смеси, имеющей содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, и смесь может повторно вводиться в пласт для мобилизации и добычи дополнительной нефти из пласта.
В качестве альтернативы, но менее предпочтительно, как это показано на фиг. 4 и 6, добытая текучая среда может подвергаться механическому сдвигу перед смешиванием с насыщенным солевым раствором. Добытая текучая среда может закачиваться с помощью насоса 437 по трубопроводу 445 в смесительный бак 501 через форсунку 601 в установке 441 разделения, при этом форсунка выполнена с возможностью сдвига проходящей через нее добытой текучей среды. Сдвиг может уменьшать размер молекул полимера в добытой текучей среде за счет механического разрушения основной цепи молекул полимера. Водная полимерсодержащая фаза подвергнутой сдвигу добытой текучей среды может иметь сниженную вязкость по сравнению с водной полимерсодержащей фазой добытой текучей среды из-за меньшего размера молекул подвергнутого сдвигу полимера. Подвергнутая сдвигу добытая текучая среда может быть смешана с насыщенным солевым раствором в смесительном баке 501, с последующим отделением нефтяной фазы от водной полимерсодержащей фазы в водосепараторном сосуде 503, как описано выше.
В другом варианте осуществления нефтяная фаза и водная фаза, содержащая полимер, могут быть отделены из добытой текучей среды, отделенная водная фаза может быть подвергнута сдвигу, и после этого насыщенный солевой раствор может быть смешан с отделенной подвергнутой сдвигу водной фазой для снижения ее вязкости. Добавление насыщенного солевого раствора в водную фазу, содержащую полимер, после отделения от нефтяной фазы добытой текучей среды и сдвига отделенной водной фазы, хотя и не способствует разделению нефтяной и водной фаз добытой текучей среды, значительно снижает вязкость отделенной водной фазы с улучшением возможности удаления отделенной водной фазы. Как показано на фиг. 4 и 7, добытая текучая среда может подаваться из насоса 437 по трубопроводу 445 в водосепараторный сосуд 701 в установке 441 разделения. Нефтяная фаза может быть отделена от водной фазы, содержащей полимер, в водосепараторном сосуде, и отделенная нефть может быть подана в хранилище 449 нефти по трубопроводу 451. Отделенная водная фаза, содержащая полимер, может подаваться к насосу 703 в установке 441 разделения, при этом насос может подавать отделенную водную фазу, содержащую полимер, в смесительный бак 705 через форсунку 707, выполненную с возможностью механического сдвига водной фазы. Молекулы полимера в отделенной водной фазе могут быть разрушены с помощью механического сдвига, что снижает вязкость подвергнутого сдвигу водного раствора. Насыщенный солевой раствор может подаваться из хранилища 403 насыщенного солевого раствора в смесительный бак 705 по трубопроводу 447 и может смешиваться с подвергнутым сдвигу водным раствором, содержащим разрушенные молекулы полимера, для дополнительного уменьшения вязкости подвергнутого сдвигу водного раствора. Насыщенный солевой раствор может быть добавлен в подвергнутый сдвигу водный раствор, содержащий разрушенные молекулы полимера, в количестве, достаточном для снижения вязкости водного раствора до не более 2 мПа-с (2 сП), или 1 мПа-с (1 сП), или не более 0,5 мПа-с (0,5 сП), измеренной при температуре 25°C.
Независимо от того, смешивается ли насыщенный солевой раствор с добытой текучей средой или с отделенной водной фазой добытой текучей среды, для смешивания с добытой текучей средой или отделенной водной фазой добытой текучей среды может быть выбрано количество насыщенного солевого раствора, достаточное для снижения вязкости водной фазы добытой текучей среды до не более 2 мПа-с (2 сП), или не более 1 мПа-с (1 сП), или не более 0,5 мПа-с (0,5 сП). Насыщенный солевой раствор может быть добавлен в добытую текучую среду или отделенную водную фазу в количестве, достаточном для обеспечения содержания TDS в водной фазе добытой текучей среды или в отделенной водной фазе, составляющего по меньшей мере 20000 ч./млн, или по меньшей мере 25000 ч./млн, или по меньшей мере
- 11 031121
30000 ч./млн, или по меньшей мере 35000 ч./млн, или по меньшей мере 40000 ч./млн, или от 25000 до 50000 ч./млн, или от 20000 до 40000 ч./млн. Насыщенный солевой раствор может быть добавлен в добытую текучую среду или отделенную водную фазу в количестве, достаточном для повышения содержания TDS в водной фазе добытой текучей среды или в отделенной водной фазе на по меньшей мере 5000
ч./млн, или по меньшей мере 10000 ч./млн, или по меньшей мере 15000 ч./млн, или по меньшей мере 20000 ч./млн.
Деэмульгатор также может быть подан в установку 441 разделения из хранилища 457 деэмульгатора, которое может быть функционально связано по текучей среде с установкой разделения по трубопроводу 459. Деэмульгатор может быть подан в установку 441 разделения для смешивания с добытой текучей средой и, необязательно, с насыщенным солевым раствором, чтобы облегчить отделение нефтяной фазы от водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды. Деэмульгатор может быть выбран из группы, состоящей из амил-смол; бутил-смол; нонил-смол; катализированных кислотой или основанием фенолформальдегидных смол; фенолакрилатных ангидридных полигликолевых смол; уретанов; полиаминов; сложных полиэфираминов; сульфонатов; диэпоксидов; полиолов; сложных эфиров и сложных эфиров полиолов, включая сложные эфиры жирных кислот и триола, сложные эфиры адипиновой кислоты и триола и сложные эфиры фумаровой кислоты и триола; этоксилированных или пропоксилированных соединений амил-смол, бутил-смол, нонил-смол, катализированных кислотой или основанием фенолформальдегидных смол, жирных кислот, полиаминов, диэпоксидов и полиолов; и их сочетаний, которые могут быть диспергированы в растворителе- носителе, выбранном из группы, состоящей из ксилола, толуола, тяжелой ароматической нафты, изопропанола, метанола, 2-этоксигексанола, дизельного топлива и их сочетаний. Подходящий деэмульгатор для разделения нефти и воды, добытых из пласта 415, может быть выбран с помощью проведения бутылочного теста, - стандартного испытания, известного специалистам в данной области техники для выбора деэмульгатора, эффективного для разделения сырой нефти и воды. Коммерчески доступные деэмульгаторы включают ЕВ-серию от National Chemical Supply, 4151 SW 47th Ave., Davie, FL, 33314, United States, и деэмульгаторы Tretolite от Baker Petrolite Corporation, 12645 W. Airport Blvd., Sugar Land, TX 77478, United States.
Деэмульгатор может быть подан в установку 441 разделения в количествах, достаточных для обеспечения быстрого деэмульгирования любой присутствующей эмульсии нефть-в-воде или вода-в-нефти, что способствует быстрому полному разделению нефтяной и водной фаз. Деэмульгатор может добавляться в добытую текучую среду или в смесь добытой текучей среды и насыщенного солевого раствора таким образом, что деэмульгатор содержится в количестве от 2 до 200 ч./млн, или от 10 до 100 ч./млн. В качестве альтернативы раствор деэмульгатора может добавляться в добытую текучую среду или смесь добытой текучей среды и насыщенного солевого раствора таким образом, что раствор деэмульгатора составляет от 0,05 до 5 об.% или от 0,1 до 2 об.% добытой текучей среды или смеси добытой текучей среды и насыщенного солевого раствора, при этом раствор деэмульгатора может содержать от 0,1 до 5 мас.%, или от 0,5до 2,5 мас.%, или от 1 до 2 мас.% соединения (соединений) деэмульгатора. Способ настоящего изобретения также может осуществляться в отсутствие или без деэмульгатора.
Обращаясь снова к фиг. 4 в варианте осуществления способа настоящего изобретения первая скважина 421 может использоваться для закачивания водной полимерной смеси и, необязательно, начальной порции слабоминерализованной воды и/или рабочей текучей среды в пласт 415, и вторая скважина 423 может использоваться для добычи добываемой текучей среды из пласта, как описано выше, в течение первого периода времени, и вторая скважина может использоваться для закачивания водной полимерной смеси и, необязательно, начальной порции слабоминерализованной воды и/или рабочей текучей среды в пласт 415 для мобилизации нефти в пласте и направления мобилизованной нефти через пласт к первой скважине, и первая скважина может использоваться для добычи добываемой текучей среды из пласта в течение второго периода времени, при этом второй период времени следует за первым периодом времени. Устройство, такое как насос 461, может быть функционально связано по текучей среде со смесительным баком 405 с помощью трубопровода 463 и может быть функционально связано по текучей среде со второй скважиной 423 по трубопроводу 464 для введения водной полимерной смеси в пласт 415 через вторую скважину. Насос 461 также может быть функционально связан по текучей среде с хранилищем 401 слабоминерализованной воды с помощью трубопровода 465 или с минерализованной исходной водой для введения начальной порции слабоминерализованной воды и/или рабочей текучей среды в пласт 415 через вторую скважину 423 после введения водной полимерной смеси в пласт через вторую скважину. Первая установка 429 закачивания/добычи или первая скважина 421 может содержать устройство, такое как насос 467, для добычи добываемой текучей среды из пласта 415 через первую скважину. Первая установка 429 закачивания/добычи также может включать в себя установку 469 разделения для отделения нефтяной фазы от водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды, при этом установка разделения может быть функционально связана с насосом 467 с помощью трубопровода 471, при этом установка 469 разделения может быть аналогична описанной выше установке 441 разделения. Хранилище 403 насыщенного солевого раствора может быть функционально связано по текучей среде с установкой 469 разделения с помощью трубопровода 473 для подачи насыщенного солевого раствора в установку 469 разделения, и хранилище 457 деэмульгатора может быть функционально связано по текучей среде
- 12 031121 с установкой 469 разделения с помощью трубопровода 475 для подачи деэмульгатора в установку 469 разделения. Нефть, отделенная от добытой текучей среды в установке 469 разделения, может подаваться в хранилище 449 нефти по трубопроводу 477, и водная полимерная фаза, отделенная от добытой текучей среды в установке 469 разделения, может подаваться в хранилище 453 сильноминерализованного водного раствора полимера по трубопроводу 479.
Первая скважина 421 может использоваться для введения водной полимерной смеси и, необязательно, после этого рабочей текучей среды в пласт 415, и вторая скважина 423 может использоваться для добычи и разделения нефти и водного раствора полимера из пласта в течение первого периода времени; затем вторая скважина может использоваться для введения водной полимерной смеси и, необязательно, после этого рабочей текучей среды в пласт, и первая скважина может использоваться для добычи и разделения нефти и водного раствора полимера из пласта в течение второго периода времени; при этом первый и второй периоды времени составляют цикл. Может проводиться несколько циклов, которые включают чередование первой скважины 421 и второй скважины 423 между введением водной полимерной смеси и, необязательно, после этого рабочей текучей среды в пласт 415, и добычей и разделением нефти и водного раствора полимера из пласта, при этом одна скважина является нагнетательной, а на другой осуществляется добыча и разделение в течение первого периода времени, и затем они меняются функциями в течение второго периода времени. Один цикл может длиться от примерно 12 ч до примерно 1 года, или от примерно 3 суток до примерно 6 месяцев, или от примерно 5 суток до примерно 3 месяцев. Водная полимерная смесь может вводиться в пласт в начале цикла, и рабочая текучая среда может вводиться в конце цикла. В некоторых вариантах осуществления начало цикла может составлять от первых 10% до примерно 80% цикла, или от первых 20% до примерно 60% цикла, или от первых 25% до примерно 40% цикла, и конец цикла может составлять оставшуюся часть цикла.
Обратимся теперь к фиг. 8, на которой проиллюстрирована сетка 800 скважин. Сетка 800 включает в себя первую группу 802 скважин (обозначенную горизонтальными линиями) и вторую группу 804 скважин (обозначенную диагональными линиями). В некоторых вариантах осуществления способа настоящего изобретения описанная выше первая скважина способа может включать в себя множество первых скважин, изображенное как первая группа 802 скважин в сетке 800, и описанная выше вторая скважина способа может включать в себя множество вторых скважин, изображенное как вторая группа 804 скважин в сетке 800.
Каждая скважина в первой группе 802 скважин может иметь расстояние 830 по горизонтали от соседней скважины в первой группе 802 скважин. Расстояние 830 по горизонтали может составлять от примерно 5 до примерно 5000 м, или от примерно 7 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м. Каждая скважина в первой группе 802 скважин может иметь расстояние 832 по вертикали от соседней скважины в первой группе 802 скважин. Расстояние 832 по вертикали может составлять от примерно 5 до примерно 5000 м, или от примерно 7 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
Каждая скважина во второй группе 804 скважин может иметь расстояние 836 по горизонтали от соседней скважины во второй группе 804 скважин. Расстояние 836 по горизонтали может составлять от примерно 5 до примерно 5000 м, или от примерно 7 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м. Каждая скважина во второй группе 804 скважин может иметь расстояние 838 по вертикали от соседней скважины во второй группе 804 скважин. Расстояние 838 по вертикали может составлять от примерно 5 до примерно 5000 м, или от примерно 7 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
Каждая скважина в первой группе 802 скважин может находиться на расстоянии 834 от соседних скважин во второй группе 804 скважин. Каждая скважина во второй группе 804 скважин может находиться на расстоянии 834 от соседних скважин в первой группе 802 скважин. Расстояние 834 может составлять от примерно 5 до примерно 5000 м, или от примерно 7 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.
Каждая скважина в первой группе 802 скважин может быть окружена четырьмя скважинами из второй группы 804 скважин. Каждая скважина во второй группе 804 скважин может быть окружена четырьмя скважинами из первой группы 802 скважин.
В некоторых вариантах осуществления сетка 800 скважин может содержать от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например от примерно 5 до примерно 500 скважин в первой группе 802 скважин, и от примерно 5 до примерно 500 скважин во второй группе 804 скважин.
В некоторых вариантах осуществления сетку 800 скважин можно представить как вид сверху с пер
- 13 031121 вой группой 802 скважин и второй группой 804 скважин, являющихся вертикальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга на некотором участке земли. В некоторых вариантах осуществления сетку 800 скважин можно представить как вид сбоку в поперечном сечении пласта с первой группой 802 скважин и второй группой 804 скважин, являющихся горизонтальными скважинами, расположенными на определенном расстоянии друг от друга в пласте.
Настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также целей и преимуществ, которые являются неотъемлемыми для данного изобретения. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, использующих преимущества изобретения, описанного в данном документе. Более того, на детали конструкции или конструктивное исполнение, приведенные в настоящем документе, не налагается ограничений, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Хотя системы и способы описаны терминами охватывающие, содержащие или включающие в себя различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут состоять, по существу, из или состоять из указанных различных компонентов и стадий. Всякий раз, когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон в пределах данного диапазона являются конкретно раскрытыми. В частности, каждый диапазон значений (в форме от а до b, или равнозначно от а-b), описанный в настоящем документе, следует понимать как указывающий на каждое число и диапазон в более широком диапазоне значений. Всякий раз, когда описан числовой диапазон, имеющий только конкретный нижний предел, имеющий только конкретный верхний предел или конкретный верхний предел и конкретный нижний предел, данный диапазон также может включать в себя любое числовое значение около заданного нижнего предела и/или заданного верхнего предела. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно патентообладателем. Кроме того, формы единственного числа, используемые в формуле изобретения, определяются в настоящем документе как означающие один или более элементов, которые они вводят.
Claims (11)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи углеводородов из углеводородсодержащего пласта, в котором обеспечивают контактирование исходной воды, имеющей общее содержание растворенных твердых веществ (TDS) более 15000 ч./млн, с ионным фильтром;осуществляют пропускание части исходной воды через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженное содержание TDS по сравнению с исходной водой, при исключении пропускания по меньшей мере части исходной воды через ионный фильтр для образования ретентата насыщенного солевого раствора, имеющего повышенное содержание TDS по сравнению с исходной водой;смешивают ионно-заряженный полимер и воду, имеющую содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, с образованием водной полимерной смеси, причем количество полимера, смешанное с водой, выбирают достаточным для повышения вязкости водной полимерной смеси относительно изотермической вязкости воды, при этом по меньшей мере часть указанной обработанной воды подают в качестве воды для смешивания с ионно-заряженным полимером для образования указанной водной полимерной смеси;вводят указанную водную полимерную смесь в нефтеносный пласт;добывают текучую среду, содержащую нефть, воду и полимер, из нефтеносного пласта, при этом добытая текучая среда имеет нефтяную фазу и водную полимерсодержащую фазу, имеющую содержание TDS;смешивают насыщенный солевой раствор по меньшей мере с частью добытой текучей среды, при этом насыщенный солевой раствор имеет содержание TDS, по меньшей мере на 5000 ч./млн превышающее содержание TDS водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды, при этом по меньшей мере часть указанного ретентата насыщенного солевого раствора подают в качестве по меньшей мере части насыщенного солевого раствора для смешивания с добытой текучей средой.
- 2. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, на которой осуществляют отделение нефти от добытой текучей среды после смешивания насыщенного солевого раствора с добытой текучей средой.
- 3. Способ по п.1, в котором исходная вода имеет общее содержание растворенных твердых веществ по меньшей мере 20000 ч./млн.
- 4. Способ по п.1, в котором насыщенный солевой раствор имеет общее содержание растворенных твердых веществ по меньшей мере 25000 ч./млн.
- 5. Способ по п.1 или по любому из пп.2-4, в котором количество полимера для смешивания с водой, имеющей содержание TDS от 200 до 5000 ч./млн, выбирают достаточным для повышения вязкости воды в пределах порядка величины вязкости нефти в нефтеносном пласте, при температуре в диапазоне температур нефтеносного пласта.
- 6. Способ по п.1 или по любому из пп.2-5, в котором ионно-заряженный полимер является, по- 14 031121 меньшей мере частично, гидролизованным.
- 7. Способ по п.6, в котором ионно-заряженный полимер представляет собой частично гидролизованный полиакриламид.
- 8. Способ по п. 1 или по любому из пп.2-7, в котором количество насыщенного солевого раствора, которое смешивают с добытой текучей средой, является достаточным для снижения вязкости водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды.
- 9. Способ по п.1 или по любому из пп.2-8, в котором количество полимера, смешиваемое с водой, имеющей содержание TDS от 200 до 500 ч./млн, выбирают для получения водной полимерной смеси с вязкостью от 0,5 до 250 мПа-с при температуре в диапазоне температурных условий нефтеносного пласта.
- 10. Способ по п.1 или по любому из пп.2-9, в котором количество полимера, смешиваемое с водой, имеющей содержание TDS от 200 до 5000 ч./млн, выбирают для обеспечения коэффициента подвижности водной полимерной смеси относительно нефти в нефтеносном пласте от 0,2 до 1,5.
- 11. Способ по п.1 или по любому из пп.2-10, в котором количество насыщенного солевого раствора, смешиваемое с добытой текучей средой, выбирают для получения смеси насыщенного солевого раствора и водной фазы добытой текучей среды с содержанием TDS, которое по меньшей мере на 10000 ч./млн превышает содержание TDS водной фазы добытой текучей среды.- 15 031121Фиг. 4- 16 031121Фиг. 8
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361894675P | 2013-10-23 | 2013-10-23 | |
| PCT/US2014/061298 WO2015061193A1 (en) | 2013-10-23 | 2014-10-20 | Process for reducing viscosity of polymer-containing fluid produced in the recovery of oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201690815A1 EA201690815A1 (ru) | 2016-09-30 |
| EA031121B1 true EA031121B1 (ru) | 2018-11-30 |
Family
ID=52825159
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201690815A EA031121B1 (ru) | 2013-10-23 | 2014-10-20 | Способ снижения вязкости полимерсодержащей текучей среды, добытой при извлечении нефти |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9657216B2 (ru) |
| EP (1) | EP3060748B1 (ru) |
| BR (1) | BR112016009016B1 (ru) |
| EA (1) | EA031121B1 (ru) |
| MY (1) | MY172015A (ru) |
| WO (1) | WO2015061193A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105683093B (zh) | 2013-08-05 | 2019-07-09 | 格雷迪安特公司 | 水处理系统及相关方法 |
| CN105683095B (zh) | 2013-09-23 | 2019-09-17 | 格雷迪安特公司 | 脱盐系统及相关方法 |
| US10174597B2 (en) * | 2014-12-23 | 2019-01-08 | Shell Oil Company | Subsurface injection of reject stream |
| US20160228795A1 (en) | 2015-02-11 | 2016-08-11 | Gradiant Corporation | Methods and systems for producing treated brines |
| US10167218B2 (en) | 2015-02-11 | 2019-01-01 | Gradiant Corporation | Production of ultra-high-density brines |
| US10518221B2 (en) | 2015-07-29 | 2019-12-31 | Gradiant Corporation | Osmotic desalination methods and associated systems |
| WO2017030932A1 (en) | 2015-08-14 | 2017-02-23 | Gradiant Corporation | Selective retention of multivalent ions |
| US10245555B2 (en) | 2015-08-14 | 2019-04-02 | Gradiant Corporation | Production of multivalent ion-rich process streams using multi-stage osmotic separation |
| GB201600456D0 (en) * | 2016-01-11 | 2016-02-24 | Statoil Petroleum As | Process |
| US20190022550A1 (en) | 2016-01-22 | 2019-01-24 | Gradiant Corporation | Formation of solid salts using high gas flow velocities in humidifiers, such as multi-stage bubble column humidifiers |
| US10689264B2 (en) | 2016-02-22 | 2020-06-23 | Gradiant Corporation | Hybrid desalination systems and associated methods |
| US11479713B2 (en) | 2018-08-09 | 2022-10-25 | King Abdullah University Of Science And Technology | Polymer-based enhanced oil recovery with compositionally-tuned slugs |
| WO2020041542A1 (en) | 2018-08-22 | 2020-02-27 | Gradiant Corporation | Liquid solution concentration system comprising isolated subsystem and related methods |
| EP4247522A4 (en) | 2020-11-17 | 2024-10-09 | Gradiant Corp | OSMOTIC PROCESSES AND SYSTEMS WITH ENERGY RECOVERY |
| US11987750B2 (en) * | 2021-12-16 | 2024-05-21 | Saudi Arabian Oil Company | Water mixture for fracturing application |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4266611A (en) * | 1979-08-30 | 1981-05-12 | Texaco Inc. | Oil recovery method employing alternate slugs of surfactant and fresh water solution of polymer |
| US20010020531A1 (en) * | 1999-05-27 | 2001-09-13 | Ramesh Varadaraj | Brine viscosification for enhanced oil recovery |
| US20080194432A1 (en) * | 2007-02-14 | 2008-08-14 | Jurgen Heidlas | Method for breaking the viscosity of polymer-thickened aqueous systems for mineral oil and natural gas exploration |
| US20100006283A1 (en) * | 2006-09-08 | 2010-01-14 | Ian Ralph Collins | Hydrocarbon recovery process |
| US20110240289A1 (en) * | 2008-12-18 | 2011-10-06 | Pich Rene | Enhanced Oil Recovery By Polymer Without Supplementary Equipment Or Product |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3908764A (en) * | 1974-11-25 | 1975-09-30 | Phillips Petroleum Co | Method of treating petroleum-bearing formations for supplemental oil recovery |
| US4579667A (en) * | 1984-11-07 | 1986-04-01 | Hercules Incorporated | Gelled aqueous compositions |
| WO2014025847A1 (en) * | 2012-08-09 | 2014-02-13 | Shell Oil Company | Process for producing and separating oil |
-
2014
- 2014-10-20 EP EP14856539.3A patent/EP3060748B1/en active Active
- 2014-10-20 MY MYPI2016701448A patent/MY172015A/en unknown
- 2014-10-20 EA EA201690815A patent/EA031121B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-10-20 US US14/518,511 patent/US9657216B2/en active Active
- 2014-10-20 BR BR112016009016-0A patent/BR112016009016B1/pt active IP Right Grant
- 2014-10-20 WO PCT/US2014/061298 patent/WO2015061193A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4266611A (en) * | 1979-08-30 | 1981-05-12 | Texaco Inc. | Oil recovery method employing alternate slugs of surfactant and fresh water solution of polymer |
| US20010020531A1 (en) * | 1999-05-27 | 2001-09-13 | Ramesh Varadaraj | Brine viscosification for enhanced oil recovery |
| US20100006283A1 (en) * | 2006-09-08 | 2010-01-14 | Ian Ralph Collins | Hydrocarbon recovery process |
| US20080194432A1 (en) * | 2007-02-14 | 2008-08-14 | Jurgen Heidlas | Method for breaking the viscosity of polymer-thickened aqueous systems for mineral oil and natural gas exploration |
| US20110240289A1 (en) * | 2008-12-18 | 2011-10-06 | Pich Rene | Enhanced Oil Recovery By Polymer Without Supplementary Equipment Or Product |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112016009016A2 (pt) | 2017-08-01 |
| EA201690815A1 (ru) | 2016-09-30 |
| EP3060748B1 (en) | 2023-05-31 |
| US20150107841A1 (en) | 2015-04-23 |
| EP3060748A1 (en) | 2016-08-31 |
| WO2015061193A1 (en) | 2015-04-30 |
| US9657216B2 (en) | 2017-05-23 |
| EP3060748A4 (en) | 2017-06-07 |
| BR112016009016B1 (pt) | 2021-08-17 |
| MY172015A (en) | 2019-11-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA031121B1 (ru) | Способ снижения вязкости полимерсодержащей текучей среды, добытой при извлечении нефти | |
| RU2647524C2 (ru) | Способ добычи и отделения нефти | |
| RU2643241C2 (ru) | Система для добычи и отделения нефти | |
| US20150107840A1 (en) | Process for recovery of oil from an oil-bearing formation | |
| US8789594B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| US9234413B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| EP2627728B1 (en) | Water injection systems and methods | |
| US8794320B2 (en) | Water injection systems and methods | |
| CN102648332B (zh) | 注水系统和方法 | |
| EP2938814A1 (en) | Process for producing oil | |
| WO2015108900A1 (en) | Process and composition for producing oil | |
| OA17253A (en) | System for producing and separating oil. | |
| OA17198A (en) | Process for producing and separating oil. |
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 KZ KG TJ TM |