EA035356B1 - Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта - Google Patents
Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA035356B1 EA035356B1 EA201792061A EA201792061A EA035356B1 EA 035356 B1 EA035356 B1 EA 035356B1 EA 201792061 A EA201792061 A EA 201792061A EA 201792061 A EA201792061 A EA 201792061A EA 035356 B1 EA035356 B1 EA 035356B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- water
- oil
- organic solvent
- monomer
- range
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 122
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 53
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 53
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 35
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 34
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 24
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- -1 polyoxyethylene chain Polymers 0.000 claims abstract description 10
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 43
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 36
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 54
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 42
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 40
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 29
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 24
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 14
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 13
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 12
- 150000001875 compounds Chemical group 0.000 description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 6
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 5
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 5
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000012966 redox initiator Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000000527 sonication Methods 0.000 description 4
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 4
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N Sorbitan monooleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 3
- 238000002296 dynamic light scattering Methods 0.000 description 3
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 238000010557 suspension polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N tetralin Chemical compound C1=CC=C2CCCCC2=C1 CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N Hydroxyethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCO WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M acrylate group Chemical group C(C=C)(=O)[O-] NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N diphenyl ether Chemical compound C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 238000005227 gel permeation chromatography Methods 0.000 description 2
- 238000010907 mechanical stirring Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 2
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 2
- 235000010482 polyoxyethylene sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 2
- 229920000053 polysorbate 80 Polymers 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 238000012552 review Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- NKJOXAZJBOMXID-UHFFFAOYSA-N 1,1'-Oxybisoctane Chemical compound CCCCCCCCOCCCCCCCC NKJOXAZJBOMXID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RAPXVKLHABTPOM-UHFFFAOYSA-N 1-ethenyl-4-[4-(4-ethenylphenoxy)butoxy]benzene Chemical compound C1=CC(C=C)=CC=C1OCCCCOC1=CC=C(C=C)C=C1 RAPXVKLHABTPOM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPIUIOXAFBGMNB-UHFFFAOYSA-N 1-hexoxyhexane Chemical compound CCCCCCOCCCCCC BPIUIOXAFBGMNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYKPJMYWPYIXGG-UHFFFAOYSA-N 2,2-dimethylbutane;prop-2-enoic acid Chemical compound OC(=O)C=C.OC(=O)C=C.OC(=O)C=C.CCC(C)(C)C OYKPJMYWPYIXGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CGDNFXSLPGLMHK-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyldisulfanyl]ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCSSCCOC(=O)C(C)=C CGDNFXSLPGLMHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 1
- DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 4-bromo-1,1,1-trifluorobutane Chemical compound FC(F)(F)CCCBr DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JHWGFJBTMHEZME-UHFFFAOYSA-N 4-prop-2-enoyloxybutyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCCCOC(=O)C=C JHWGFJBTMHEZME-UHFFFAOYSA-N 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
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 125000000751 azo group Chemical group [*]N=N[*] 0.000 description 1
- 230000001588 bifunctional effect Effects 0.000 description 1
- 239000003225 biodiesel Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N butyl acrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C=C CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 125000004386 diacrylate group Chemical group 0.000 description 1
- FDENMIUNZYEPDD-UHFFFAOYSA-L disodium [2-[4-(10-methylundecyl)-2-sulfonatooxyphenoxy]phenyl] sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].CC(C)CCCCCCCCCc1ccc(Oc2ccccc2OS([O-])(=O)=O)c(OS([O-])(=O)=O)c1 FDENMIUNZYEPDD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000012674 dispersion polymerization Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- WBZKQQHYRPRKNJ-UHFFFAOYSA-L disulfite Chemical compound [O-]S(=O)S([O-])(=O)=O WBZKQQHYRPRKNJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol dimethacrylate Substances CC(=C)C(=O)OCCOC(=O)C(C)=C STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 150000002432 hydroperoxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 238000006479 redox reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 1
- HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L sodium disulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])(=O)=O HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229940001584 sodium metabisulfite Drugs 0.000 description 1
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 229920000247 superabsorbent polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010558 suspension polymerization method Methods 0.000 description 1
- 238000002411 thermogravimetry Methods 0.000 description 1
- 229910001428 transition metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
- C08F220/04—Acids; Metal salts or ammonium salts thereof
- C08F220/06—Acrylic acid; Methacrylic acid; Metal salts or ammonium salts thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L33/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L33/02—Homopolymers or copolymers of acids; Metal or ammonium salts thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L33/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L33/04—Homopolymers or copolymers of esters
- C08L33/06—Homopolymers or copolymers of esters of esters containing only carbon, hydrogen and oxygen, which oxygen atoms are present only as part of the carboxyl radical
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- 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
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
- C08F220/10—Esters
- C08F220/26—Esters containing oxygen in addition to the carboxy oxygen
- C08F220/28—Esters containing oxygen in addition to the carboxy oxygen containing no aromatic rings in the alcohol moiety
- C08F220/285—Esters containing oxygen in addition to the carboxy oxygen containing no aromatic rings in the alcohol moiety and containing a polyether chain in the alcohol moiety
- C08F220/286—Esters containing oxygen in addition to the carboxy oxygen containing no aromatic rings in the alcohol moiety and containing a polyether chain in the alcohol moiety and containing polyethylene oxide in the alcohol moiety, e.g. methoxy polyethylene glycol (meth)acrylate
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
- C08F220/52—Amides or imides
- C08F220/54—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide
- C08F220/56—Acrylamide; Methacrylamide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F2800/00—Copolymer characterised by the proportions of the comonomers expressed
- C08F2800/20—Copolymer characterised by the proportions of the comonomers expressed as weight or mass percentages
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L2201/00—Properties
- C08L2201/52—Aqueous emulsion or latex, e.g. containing polymers of a glass transition temperature (Tg) below 20°C
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L2201/00—Properties
- C08L2201/56—Non-aqueous solutions or dispersions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L33/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L33/24—Homopolymers or copolymers of amides or imides
- C08L33/26—Homopolymers or copolymers of acrylamide or methacrylamide
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Macromonomer-Based Addition Polymer (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта, включающему а) введение в указанный пласт по меньшей мере одного состава для обработки приствольной зоны, содержащего по меньшей мере одну дисперсию, в частности одну эмульсию, в органическом растворителе по меньшей мере одного сополимера: первого мономера, выбранного из акриловой кислоты или метакриловой кислоты, и второго мономера, содержащего по меньшей мере одну этиленовую ненасыщенность и по меньшей мере одну полиоксиэтиленовую цепь и имеющего следующую формулу (I): CH=CR-CO-X-(CHCHO)-R(I), где Rпредставляет собой H или CH; Rпредставляет собой H или C-C-алкил; X представляет собой О; n представляет собой целое число в интервале от 4 до 200, и при этом указанный органический растворитель, по существу, не растворим в воде и растворим или частично растворим в нефти, и при этом органический растворитель имеет растворимость в воде при 25°С, меньше или равную 5 г/л, и растворимость в нефти при 25°С, равную или превышающую 100 г/л. Настоящее изобретение также относится к дисперсиям, и в частности эмульсиям сополимеров, пригодным для применения в вышеупомянутом способе.
Description
Настоящее изобретение относится к способу ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта.
В частности, настоящее изобретение относится к способу ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта, включающему введение в указанный пласт состава для обработки приствольной зоны, содержащего по меньшей мере одно химическое соединение, способное избирательно поглощать присутствующую здесь пластовую воду, препятствуя ее проникновению в добывающую скважину. Состав для обработки приствольной зоны составлен таким образом, что введенное соединение взаимодействует только с пластовой водой, а не со связанной водой, чтобы не оказывать влияния на подвижность углеводородной текучей среды.
Для целей настоящего изобретения термин углеводородная текучая среда относится к текучей среде, содержащей углеводороды или главным образом углеводороды в газообразном или жидком состоянии или в форме газожидкостной смеси, имеющей естественное происхождение и присутствующей в подземных или подводных породах, такой как углеводородная нефть или природный газ. Углеводородная нефть может содержать воду в диспергированной или эмульгированной форме. Далее в настоящем описании термины углеводородная нефть и нефть используют альтернативно.
Для целей настоящего изобретения термин связанная вода относится к фракции воды, присутствующей либо в порах горной породы, содержащей углеводородную текучую среду, либо в пространствах между зернами, которые образуют такую горную породу; связанная вода в основном удерживается в породе за счет действия сил поверхностного натяжения и практически не удаляется во время извлечения углеводородной текучей среды из горной породы.
Для целей настоящего изобретения термин пластовая вода относится к фракции воды, которая присутствует в горной породе, содержащей углеводородную текучую среду, и которая может быть удалена во время извлечения углеводородной текучей среды из горной породы. Пластовая вода может образовываться, например, из-за проникновения воды из водоносного слоя, расположенного вблизи пласта, или из-за закачивания воды или пара в подстилающий слой грунта, которое осуществляют для того, чтобы вытеснить углеводородную текучую среду в добывающую скважину.
В соответствии с настоящим изобретением глагол включать и все его производные термины, используемые как в описании, так и в формуле изобретения, также включают в себя значение глагола состоять и всех его производных форм.
Присутствие воды в углеводородной текучей среде, извлеченной из подземного пласта, представляет собой серьезную экономическую проблему в области добычи нефти.
При извлечении углеводородной текучей среды в смеси с водой снижается эффективность извлечения самой углеводородной текучей среды, увеличиваются как затраты, так и размеры оборудования, необходимого для отделения воды, увеличиваются общие затраты, связанные с извлечением углеводородной текучей среды, и, наконец, возникает проблема утилизации отделенной воды, которая загрязнена углеводородами.
Извлечение воды вместе с углеводородной текучей средой из нефтяной скважины, а также необходимость частых перерывов при операциях извлечения, связанных с осуществлением мер по предотвращению проникновения воды, в некоторых случаях могут привести к раннему закрытию скважины, тем самым препятствуя полной разработке нефтяного пласта (например, когда нефтяной пласт расположен вблизи водоносного слоя).
В современном уровне техники хорошо известны различные способы уменьшения извлечения воды из нефтяной скважины. Один из этих способов обеспечивает введение в пластовую горную породу химических соединений, таких как полимеры, гели и пены, способные создавать механический барьер, который непроницаем для воды, тем самым блокируя ее предпочтительные пути в горной породе в сторону добывающей скважины. Как правило, механический барьер получают путем взаимодействия in situ двух или более реагентов, введенных по отдельности, которые образуют барьерное соединение.
В патенте US 3965986, например, описан способ повышения производительности нефтяной скважины за счет уменьшения водопроницаемости выбранных слоев пластовой горной породы. Снижения водопроницаемости определенного слоя горной породы достигают путем первого введения водной дисперсии коллоидного диоксида кремния в слой с последующим вторым введением водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество. Контакт между водным раствором, содержащим поверхностно-активное вещество, и коллоидным диоксидом кремния приводит к образованию геля, который блокирует поры слоя горной породы, что снижает проницаемость слоя по отношению к воде.
В WO 2012/090153 описан способ уменьшения явлений образования конуса обводнения и образования газового конуса в скважине для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта, расположенного в непосредственной близости от водоносного слоя или газовой шапки.
Этот способ включает введение в водоносный слой (или в газовую шапку) состава для обработки приствольной зоны, содержащего активный ингредиент, имеющий промежуточную плотность между плотностью извлекаемой углеводородной текучей среды и плотностью воды (или газовой шапки). Из-за различной плотности состав для обработки приствольной зоны спонтанно мигрирует до границы контакта между углеводородной текучей средой и водой (или газовой шапкой). Активный ингредиент, содер
- 1 035356 жащийся в составе, активируется in situ, образуя соединения, способные образовывать барьер, непроницаемый для воды, на границе контакта. Согласно одному воплощению способ, раскрытый в WO 2012/090153, предусматривает введение первого состава для обработки приствольной зоны, содержащего эмульсию типа масло-в-воде или вода-в-масле, в котором активный ингредиент представляет собой мономер (например, амид, акриламид, этиленгликоль) или форполимер (полиамид, полиакриламид, полиэтиленгликоль), содержащийся в дисперсной органической фазе эмульсии. Затем второй состав для обработки приствольной зоны, содержащий инициатор полимеризации, вводят в ту же точку пласта, чтобы инициировать полимеризацию мономера или форполимера (активация in situ) и сформировать барьер, непроницаемый для воды.
Известные в данной области техники способы имеют несколько недостатков. Во-первых, эффект уменьшения проникновения воды в добывающие скважины является кратковременным. Это подразумевает частые перерывы в добыче для осуществления дополнительных введений состава для обработки приствольной зоны в пласт, в результате чего падает производительность.
Во-вторых, соединения, которые вводят в соответствии со способами, известными в уровне техники, имеют низкую селективность по отношению к пластовой воде. Такие соединения, по сути, также могут взаимодействовать со связанной водой, а также с диспергированной водой или водой, эмульгированной в нефти, что также приводит к уменьшению подвижности углеводородной текучей среды и, следовательно, к снижению ее добычи.
В-третьих, эффекты, связанные с применением способов ингибирования проникновения воды в соответствии с уровнем техники, являются необратимыми. Поэтому в результате возможных ошибок при введении состава для обработки приствольной зоны может быть нанесен серьезный экономический ущерб (например, досрочное закрытие добывающей скважины).
Принимая во внимание вышеупомянутый уровень техники, заявитель обратился к основной цели по созданию способа эффективного ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды, чтобы уменьшить перерывы в добыче и повысить производительность добычи углеводородной текучей среды.
В соответствии с указанной целью одна из задач настоящего изобретения состоит в создании способа ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды, способного уменьшить количество извлеченной воды, тем самым уменьшая недостатки, связанные с отделением воды от углеводородной текучей среды и отведением воды, загрязненной углеводородами.
Вторая задача настоящего изобретения состоит в создании способа ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды, который можно эффективно использовать в пластах, характеризующихся горными породами, имеющими различные геологические особенности.
Заявитель неожиданно обнаружил, что эти и прочие задачи, которые будут лучше проиллюстрированы в последующем описании, могут быть решены с помощью способа ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта, включающего
а) введение в указанный пласт по меньшей мере одного состава для обработки приствольной зоны, содержащего по меньшей мере одну эмульсию или дисперсию в органическом растворителе по меньшей мере одного сополимера:
первого мономера, выбранного из акрилового мономера или метакрилового мономера, и второго мономера, содержащего по меньшей мере одну этиленовую ненасыщенность и по меньшей мере одну полиоксиэтиленовую цепь.
Согласно второму аспекту настоящее изобретение относится к эмульсии или дисперсии в органическом растворителе по меньшей мере одного сополимера первого мономера, выбранного из акрилового мономера или метакрилового мономера, и второго мономера, содержащего по меньшей мере одну этиленовую ненасыщенность и по меньшей мере одну полиоксиэтиленовую цепь.
Способ по настоящему изобретению позволяет повысить эффективность добычи углеводородной текучей среды, такой как углеводородная нефть или природный газ, из подземного пласта.
Способ по настоящему изобретению может быть преимущественно использован для повышения эффективности добычи как жидкой текучей среды, такой как углеводородная нефть, так и газообразной текучей среды, такой как природный газ.
Способ по настоящему изобретению основан на введении в пласт состава для обработки приствольной зоны, содержащего полимер, способный избирательно взаимодействовать с присутствующей пластовой водой, для увеличения ее вязкости и соответственно предотвращения или, по меньшей мере, замедления ее проникновения в скважину для добычи углеводородной текучей среды.
Способ по настоящему изобретению можно применять к горным породам, имеющим различные геологические особенности. В частности, данный способ подходит для уменьшения проникновения воды в преимущественно трещиноватые или в основном пористые горные породы.
Состав для обработки приствольной зоны, который вводят в пласт, содержит по меньшей мере один органический растворитель и по меньшей мере один органический полимер. Органический полимер представляет собой полимер, по существу, нерастворимый в воде и обладающий высокой склонностью к
- 2 035356 поглощению воды. При контакте полимера с водой происходит набухание полимера с образованием трехмерной структуры (гидрогеля).
Полимеры, пригодные для использования для целей настоящего изобретения, являются сополимерами, полученными полимеризацией по меньшей мере одного первого акрилового мономера (основного мономера) по меньшей мере с одним вторым мономером, содержащим по меньшей мере одну этиленовую ненасыщенность и по меньшей мере одну полиоксиэтиленовую цепь (сомономер).
Эти сополимеры обладают высокой способностью поглощать воду и являются стабильными при температурах и степенях минерализации воды, типичных для нефтяного пласта или пласта с природным газом (например, при температурах в интервале 50-90°С).
В частности, вышеупомянутые сополимеры после поглощения ими воды и образования гидрогеля могут противостоять длительному контакту с высокоминерализованной водой, не подвергаясь значительной структурной деградации.
Таким образом, в настоящей заявке предложен способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта, включающий
а) введение в указанный пласт по меньшей мере одного состава для обработки приствольной зоны, содержащего по меньшей мере одну эмульсию или одну дисперсию в органическом растворителе по меньшей мере одного сополимера:
первого мономера, выбранного из акриловой кислоты или метакриловой кислоты, и второго мономера, содержащего по меньшей мере одну этиленовую ненасыщенность и по меньшей мере одну полиоксиэтиленовую цепь и имеющего следующую формулу (I)
CH2=CR1-CO-X-(CH2CH2O)n-R2 (I), где
R1 представляет собой H или CH3;
R2 представляет собой H или C1-C4-αлкил;
X представляет собой O;
n представляет собой целое число в интервале от 4 до 200, и при этом указанный органический растворитель, по существу, не растворим в воде и растворим или частично растворим в нефти, и при этом органический растворитель имеет растворимость в воде при 25°С, меньше или равную 5 г/л, и растворимость в нефти при 25°С, равную или превышающую 100 г/л.
Основной мономер представляет собой мономер, содержащий по меньшей мере одну акриловую или метакриловую функциональную группу.
Основной мономер предпочтительно выбран из акриловой кислоты и метакриловой кислоты.
Кислотные карбоксильные группы акриловой или метакриловой кислот предпочтительно, по меньшей мере частично, нейтрализованы, например ионами металлов, такими как ионы щелочных и щелочноземельных металлов или ионы переходных металлов.
Количество нейтрализованных карбоксильных групп акриловой или метакриловой кислот предпочтительно составляет 50-90% от количества карбоксильных групп в исходной кислоте, более предпочтительно составляет 55-75%, еще более предпочтительно составляет 60-70%.
Сомономер содержит по меньшей мере одну этиленовую ненасыщенность и по меньшей мере одну полиоксиэтиленовую цепь.
Предпочтительным примером сомономера является соединение, имеющее формулу (I), представленную ниже:
CH2=CR1-CO-X-(CH2CH2O)n-R2 (1) где
R1 представляет собой H или CH3;
R2 выбран из: H или ^-^-алкила или акрилатной группы COCR3=CH2, где R3 представляет собой H или CH3;
X представляет собой O или NH;
n представляет собой целое число в интервале от 1 до 500, предпочтительно в интервале от 4 до 200, еще более предпочтительно в интервале от 10 до 100.
Согласно одному предпочтительному воплощению в вышеуказанной формуле (I) X представляет собой атом кислорода, таким образом, сомономер представляет собой акрилтатный мономер.
Согласно другому воплощению в вышеуказанной формуле (I) X может представлять собой NHгруппу, таким образом сомономер представляет собой акриламидный мономер.
Согласно особенно предпочтительному воплощению мономер формулы (I) имеет только одну этиленовую ненасыщенность, а именно в мономере формулы (I) R1 представляет собой CH3, R2 выбран из H и ^-^-алкила, X представляет собой O или NH, предпочтительно O, а n представляет собой целое число в интервале от 4 до 50.
Класс мономеров общей формулы (I), где X представляет собой O, a R1 представляет собой CH3, известен в предшествующем уровне техники также под названием 2-гидроксиэтилметакрилат-ПЭГ (HEMA-PEG).
Согласно другому воплощению сомономер формулы (I) может представлять собой бифункциональ
- 3 035356 ный мономер и содержит по меньшей мере две этиленовые ненасыщенности.
Согласно еще одному предпочтительному воплощению указанный сомономер представляет собой смесь мономеров формулы (I), имеющих одну этиленовую ненасыщенность и две этиленовые ненасыщенности.
Предпочтительно сомономер имеет молекулярную массу в интервале 200-10000 Да, более предпочтительно в интервале 500-5000 Да, еще более предпочтительно в интервале 1000-4000 Да.
В настоящем описании молекулярные массы полимера выражены в виде среднемассового значения (Mw), которое определяют, например, с помощью гель-проникающей хроматографии (ГПХ).
Функция органического растворителя в составе для обработки приствольной зоны состоит в переносе сополимера внутри горной породы вплоть до его контакта с пластовой водой путем пересечения возможно присутствующей углеводородной нефти.
Органический растворитель, пригодный для целей настоящего изобретения, по существу, не растворим в воде и растворим или частично растворим в нефти. Термин по существу, не растворим в воде означает, что растворимость органического растворителя в воде при 25°С меньше или равна 5 г/л, предпочтительно меньше или равна 1 г/л.
Термин частично растворим в нефти означает, что растворимость органического растворителя в нефти при 25°С равна или превышает 100 г/л.
Растворитель предпочтительно находится в жидком состоянии в интервале рабочих температур, в частности в интервале от -5 до 90°С. Растворитель может быть полярным или предпочтительно неполярным.
Предпочтительными примерами растворителей, пригодных для целей настоящего изобретения, являются C6-C25, более предпочтительно C10-C15, алифатические или ароматические углеводородные растворители (например, керосин); амиды с общим числом атомов углерода от 7 до 25; спирты с общим числом атомов углерода от 7 до 25; простые эфиры с общим числом атомов углерода от 7 до 25 (например, дигексиловый эфир, диоктиловый эфир, дифениловый эфир); сложные эфиры с общим числом атомов углерода от 7 до 25; кетоны с общим числом атомов углерода от 7 до 25.
Особенно предпочтительны углеводородные растворители, такие как, например, коммерчески доступные растворители следующих наименований: LAMIX 30® (смесь Сц-С14 углеводородов, содержащая н-алканы, изоалканы, циклические углеводороды, содержание ароматических углеводородов в смеси составляет менее 2 мас.%) и Versalis E-solv G® (смесь алифатических и ароматических углеводородных растворителей).
Другими примерами растворителей являются лигроины, керосиновые фракции, дизельные и биодизельные фракции, ароматические растворители, такие как ксилол, толуол и тетралин.
Состав для обработки приствольной зоны может содержать смесь двух или более органических растворителей.
Согласно предпочтительному воплощению настоящего изобретения состав для обработки приствольной зоны представляет собой эмульсию типа вода-в-масле (так называемая обратная эмульсия).
Обратная эмульсия содержит по меньшей мере одну дисперсную фазу на основе воды и непрерывную фазу на основе масла. Дисперсная фаза диспергирована в непрерывной фазе в виде капель.
В обратной эмульсии согласно настоящему изобретению непрерывная фаза на основе масла содержит органический растворитель или смесь органических растворителей, которые служат переносчиком поглощающего полимера. Напротив, дисперсная водная фаза содержит жидкость на водной основе, по меньшей мере частично несмешиваемую с непрерывной фазой, и по меньшей мере один сополимер, способный поглощать воду.
Средний диаметр частиц сополимера в обратной эмульсии предпочтительно находится в интервале от 10 до 500 нм, более предпочтительно в интервале от 50 до 300 нм для применений в пористых матричных образованиях.
Чтобы избежать коалесценции капель дисперсной фазы друг с другом с нежелательным увеличением их размеров, обратная эмульсия может содержать один или более эмульгирующих агентов. Эмульгирующие агенты предпочтительно являются поверхностно-активными соединениями, предпочтительно неионными или анионными поверхностно-активными веществами, многие из которых являются коммерчески доступными продуктами.
Состав для обработки приствольной зоны в форме обратной эмульсии предпочтительно используют для ингибирования проникновения воды в пласт, в котором горная порода в основном имеет пористый тип. Благодаря обратной эмульсии полимерные частицы, имеющие наноскопические размеры, могут быть перенесены внутри пор горной породы. Капли дисперсной фазы, содержащие полимер, благодаря значительной смешиваемости органического растворителя с углеводородной нефтью, могут мигрировать через последнюю, если она присутствует в горной породе, вплоть до контакта с пластовой водой, не претерпевая существенных изменений.
Контакт с водой вызывает инверсию обратной эмульсии и, следовательно, высвобождение частиц сополимера, которые поглощают воду, образуя гидрогель in situ. Образование гидрогеля вызывает иммо
- 4 035356 билизацию поглощенной воды в горной породе, в результате чего поток к добывающей скважине замедляется или останавливается.
Кроме того, частицы гидрогеля взаимодействуют и связываются друг с другом, тем самым образуя слой, который действует как барьер против потока воды.
Для достижения инверсии обратной эмульсии необходимо, чтобы капли дисперсной фазы вступали в контакт с относительно большим количеством воды, а контакт капель со связанной водой (присутствующей на контактной поверхности с нефтью в дисперсной форме и в значительно меньшем количестве, чем количество пластовой воды) или с возможно диспергированной или эмульгированной в нефти водой не вызывает высвобождение полимера. Поэтому состав для обработки приствольной зоны избирательно взаимодействует с пластовой водой, проявляя активность только в тех точках горной породы, где соотношение вода/нефть достаточно велико.
Обратную эмульсию, содержащую частицы полимера, можно получить в соответствии со способами, известными специалисту в данной области техники.
В соответствии с предпочтительным способом получения обратная эмульсия может быть получена путем добавления по каплям дисперсной водной фазы, которая включает водный раствор по меньшей мере одного основного мономера, сомономера и инициатора полимеризации, в непрерывную фазу на основе масла, содержащую по меньшей мере один органический растворитель. Дисперсную фазу добавляют по каплям в непрерывную фазу, подвергая последнюю обработке ультразвуком (например, с применением ультразвукового диспергатора), или при механическом перемешивании (например, с помощью статического смесителя).
Соотношение между массой дисперсной фазы и общей массой обратной эмульсии предпочтительно находится в интервале от 5 до 50%.
Соотношение между массой сомономера и массой основного мономера предпочтительно находится в интервале от 5 до 50%, предпочтительно в интервале от 10 до 35%, более предпочтительно в интервале от 20 до 30%.
В присутствии инициатора полимеризации мономер и сомономер реагируют, образуя частицы сополимера, которые оказываются захваченными внутри капель, которые образуют дисперсную фазу эмульсии.
Максимальное значение среднего диаметра полимерных частиц можно поддерживать в пределах требуемого интервала значений путем регулирования энергии при обработке ультразвуком или напряжений сдвига в механической мешалке.
Инициатор полимеризации предпочтительно является соединением, растворимым или диспергируемым в воде. Примерами инициаторов, используемых для целей настоящего изобретения, являются молекулы с атомами галогенов, гидропероксиды, азосоединения и персульфаты.
Особенно предпочтительны окислительно-восстановительные инициаторы. Окислительновосстановительные инициаторы содержат два соединения, способные реагировать друг с другом в ходе окислительно-восстановительной реакции, образуя радикалы, необходимые для инициирования реакции полимеризации. Примером окислительно-восстановительной пары, используемой в качестве инициатора полимеризации, является ионная пара персульфат/метабисульфит.
Реакция полимеризации, инициированная окислительно-восстановительной парой, предпочтительно происходит при температуре в интервале 0-30°С.
Реакция полимеризации также может быть инициирована с использованием инициатора, активируемого при повышении температуры.
Реакция полимеризации, инициируемая путем повышения температуры, предпочтительно происходит при температуре в интервале 30-120°С в зависимости от типа используемого инициатора.
Чтобы повысить структурную стойкость полимера до значений, подходящих для условий использования в пласте, полимер предпочтительно сшивают. Для этой цели обратная эмульсия также содержит сшивающий агент, который предпочтительно добавляют в водную дисперсионную фазу.
Сшивающие агенты могут быть выбраны из соединений, способных сшивать мономеры и сомономеры, выбранные для получения сополимера. Предпочтительными сшивающими агентами являются N.N'-метилен-бис-акриламид. этиленгликольдиметакрилат, дивинилбензол, полиэтиленгликольдиакрилат, 1,4-бутандиолдиакрилат, триметилпропантриакрилат, 1,4-бис-(4-винилфенокси)бутан, бис(2метакрилоил)оксиэтилдисульфид.
Степень сшивания сополимера можно варьировать путем регулирования концентрации сшивающего агента в композиции.
Соотношение между массой сшивающего агента и общей массой мономеров (основной мономер + сомономер) предпочтительно находится в интервале 0,2-1%, предпочтительно в интервале 0,5-0,9%.
Как непрерывная фаза, так и дисперсная фаза также могут содержать по меньшей мере один эмульгирующий агент для стабилизации эмульсии.
Эмульгирующий агент предпочтительно представляет собой поверхностно-активное вещество.
Эмульгирующий агент предпочтительно добавляют, по меньшей мере, в непрерывную фазу на основе масла.
- 5 035356
Эмульгирующие агенты присутствуют в обратной эмульсии предпочтительно в общей концентрации в интервале 2,5-50 мас.% по отношению к массе обратной эмульсии, предпочтительно в интервале 10-30 мас.%.
Чтобы регулировать стабильность эмульсии путем добавления поверхностно-активных веществ, предпочтительно можно использовать два или более поверхностно-активных вещества, имеющие разные значения ГЛБ (гидрофильно-липофильный баланс). Изменяя массовое соотношение поверхностноактивных веществ в композиции, можно получить требуемое значение ГЛБ. Значение ГЛБ обратной эмульсии, содержащей поверхностно-активные вещества, предпочтительно находится в интервале 4-15, более предпочтительно в интервале 8-12.
Эмульгирующие агенты также могут способствовать инверсии эмульсии и, следовательно, высвобождению сополимера при контакте с водой. С этой целью в дисперсную водную фазу вместе с мономерами добавляют по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, предпочтительно анионное поверхностно-активное вещество. Количество поверхностно-активного вещества, присутствующего в дисперсной водной фазе, предпочтительно находится в интервале 0,1-5 мас.% по отношению к общей массе поверхностно-активных веществ, присутствующих в эмульсии, более предпочтительно в интервале 1-3 мас.%.
Согласно второму предпочтительному воплощению состав для обработки приствольной зоны представляет собой дисперсию частиц сополимера по меньшей мере в одном органическом растворителе.
Органический растворитель выбирают из растворителей, описанных ранее для случая обратной эмульсии.
Дисперсию можно получить в соответствии со способами, известными из уровня техники.
Согласно предпочтительному способу получения, дисперсия, содержащая сополимер, может быть получена способом суспензионной полимеризации. Этот способ описан, например, в следующих источниках:
Dispersion polymerization in polar-solvents. (SAENZ, JM); ASUA, JM (ASUA, JM).
JOURNAL OF POLYMER SCIENCE PART A-POLYMER CHEMISTRY;
Dispersion copolymerization of styrene and butyl acrylate in polar solvents. Saenz, JM (Saenz, JM); Asua, JM (Asua, JM), JOURNAL OF POLYMER SCIENCE PART A-POLYMER CHEMISTRY;
An updated review on suspension polymerization. VivaldoLima, E (VivaldoLima, E);
Wood, PE (Wood, PE); Hamielec, AE (Hamielec, AE); Penlidis, A (Penlidis, A). INDUSTRIAL & ENGINEERING CHEMISTRY RESEARCH;
Superabsorbent polymer materials: A review. Zohuriaan-Mehr, MJ (Zohuriaan-Mehr, Mohammad J.) [1]; Kabiri, К (Kabiri, Kourosh) [1]. IRANIAN POLYMER JOURNAL.
Средний диаметр частиц сополимера в дисперсиях согласно настоящему изобретению, например полученных суспензионной полимеризацией, предпочтительно находится в интервале 1-1000 мкм, предпочтительно в интервале 5-500 мкм, более предпочтительно в интервале 10-200 мкм.
Принимая во внимание микрометрические размеры частиц, частицы полимера в дисперсиях имеют тенденцию к осаждению, если не поддерживать перемешивание. Такое поведение может быть выгодно использовано для ингибирования проникновения воды в добывающую скважину, расположенную в трещиноватой горной породе. Фактически микрометрические размеры частиц полимера сравнимы с размерами трещин в вышеупомянутой горной породе. Поэтому полимерные частицы могут проникать в трещины, пересекая возможно присутствующую нефть, вплоть до достижения границы раздела между нефтью и водой.
Действительно, было неожиданно обнаружено, что во время седиментации через нефть полимер остается, по существу, неизменным, то есть за время, требуемое для седиментации, он не взаимодействует ни с возможной связанной водой, ни с возможной водой, присутствующей в диспергированной или эмульгированной в нефти формах. После того как полимер вступил в контакт с пластовой водой, он выполняет свое поглощающее действие по отношению к сплошной массе воды, с которой полимер вступает в контакт.
Поэтому даже в случае дисперсий в органическом растворителе высвобождение полимера происходит селективно только в тех точках пласта, в которых присутствует пластовая вода. Не желая формулировать какую-либо теорию, заявитель считает возможным, что диспергированная или эмульгированная в нефти вода не взаимодействует с частицами микрометрических размеров в достаточном количестве, чтобы активировать процесс застывания. В частности, благоприятные результаты получают, когда концентрация диспергированной или эмульгированной в нефти воды предпочтительно составляет от 0 до 50 мас.%, более предпочтительно от 0 до 30 мас.%, еще более предпочтительно от 0 до 20 мас.%.
Использование частиц микрометрических размеров также связано с более высокой эффективностью
- 6 035356 при переносе полимера к пластовой воде.
Кроме того, с помощью суспензионной полимеризации можно получать гораздо более концентрированные дисперсии (до 50 мас.%) по сравнению с дисперсиями, полученными эмульсионной полимеризацией (до 5 мас.%).
Способ по настоящему изобретению можно применять как до начала добычи углеводородной текучей среды из нефтяного пласта, так и когда скважина уже находится в стадии разработки, а именно когда ее эксплуатация уже началась.
В частности, способ может быть преимущественно применен к добывающим скважинам, так называемым зрелым скважинам, а именно к скважинам, которые достигли предела их производственной мощности и которые характеризуются извлечением значительных количеств воды вместе с углеводородной текучей средой.
Введение состава для обработки приствольной зоны в пласт можно осуществлять с помощью устройств и в соответствии со способами, хорошо известными в области нефтедобывающей промышленности.
Введение состава для обработки приствольной зоны в пласт можно осуществлять как через скважину для добычи углеводородной текучей среды, так и через другие скважины, обычно присутствующие на нефтяном месторождении, такие как скважины для введения пара, воды или других текучих сред в подстилающий слой почвы (так называемые нагнетательные скважины).
Поэтому способ по настоящему изобретению можно использовать в контексте вторичной и третичной деятельности по добыче углеводородной текучей среды, как при операциях для изоляции водоносных горизонтов, так и при конформационных обработках.
Количество состава для обработки приствольной зоны, которое требуется ввести, может широко варьироваться в зависимости от конкретной геологической структуры пласта.
Количество состава, которое требуется ввести, может быть легко определено специалистом в данной области на основе геологических особенностей пласта и простых стандартных экспериментальных испытаний, как это обычно происходит в данной области.
После введения состава для обработки приствольной зоны, возможно, может следовать введение вытесняющей текучей среды (например, того же самого органического растворителя, который используют для получения дисперсии сополимера, или эмульсии воды в масле, содержащей сополимер), чтобы способствовать проникновению состава для обработки приствольной зоны в горную породу пласта.
По окончании введения состава для обработки приствольной зоны и, возможно, вытесняющей текучей среды можно начать или возобновить извлечение углеводородной текучей среды из скважины. Перед началом извлечения углеводородной текучей среды предпочтительно следует выждать достаточный промежуток времени, в течение которого состав для обработки приствольной зоны высвободит полимерные частицы, которые вступят в контакт с пластовой водой и, таким образом, будет обеспечен требуемый эффект ингибирования подвижности воды.
При необходимости извлечение углеводородной текучей среды может быть прервано для проведения дополнительных введений состава для обработки приствольной зоны, чтобы получить дополнительное увеличение производительности добывающей скважины.
Эффекты после введения состава для обработки приствольной зоны согласно настоящему изобретению предпочтительно, по меньшей мере частично, обратимы. Вода, поглощенная гидрогелями, фактически может быть снова удалена из полимеров в результате контакта гидрогелей с кислотным соединением. Кислотное соединение, такое как неорганическая кислота (например, соляная кислота) или органическая кислота (например, муравьиная кислота), может быть введено в пласт с помощью тех же процедур, которые описаны для состава для обработки приствольной зоны.
Такое свойство гидрогелей согласно настоящему изобретению можно использовать, чтобы избежать, по меньшей мере частично, возможных ошибок в отношении введения полимеров в пласт, например, если введение полимера вызывают ухудшение с точки зрения производительности добычи нефти.
Следующие примеры приведены только для иллюстративных целей в настоящем изобретении и не должны рассматриваться как ограничивающие область защиты, определенную прилагаемой формулой изобретения.
Пример 1. Состав для обработки приствольной зоны в виде эмульсии типа вода-в-масле.
Непрерывную фазу на основе масла приготовили в трехгорлой колбе, поместив в нее 64 г керосина и 1,44 г смеси коммерческих неионных поверхностно-активных веществ SPAN80 (ГЛБ=4,3) и TWEEN80 (ГЛБ=15,0). Соотношение масс двух поверхностно-активных веществ выбирали таким образом, чтобы реакция полимеризации происходила при заданных значениях ГЛБ в композиции.
Дисперсную водную фазу приготовили в химическом стакане путем смешивания 6,97 г воды, 5 г метакриловой кислоты и такого количества NaOH, которое необходимо для достижения требуемой степени нейтрализации метакриловой кислоты. К раствору нейтрализованной метакриловой кислоты добавили 2,5 г водного раствора 2-гидроксиэтилметакрилатного мономера (HEMA-PEG компании SigmaAldrich, MW=2000 Да, 42 полиоксиэтиленовых звена) концентрацией 50 мас.%, 0,056 г N.N'-метилен-бисакриламида и 0,239 г персульфата аммония (первый компонент пары окислительно-восстановительных
- 7 035356 инициаторов полимеризации).
Дисперсную водную фазу добавили по каплям в непрерывную фазу на основе масла при обработке ультразвуком, что способствовало образованию эмульсии. Температуру смеси поддерживали в интервале 0-5°С с помощью ледяной бани. После обработки ультразвуком в течение 20 мин добавили 0,1992 г метабисульфита натрия, растворенного в 0,5 г воды (второй компонент пары окислительновосстановительных инициаторов полимеризации). Реакцию полимеризации в присутствии пары окислительно-восстановительных инициаторов проводили в течение 30 мин при обработке ультразвуком в ультразвуковой ванне.
Описанный выше способ был использован для приготовления эмульсий типа вода-в-масле, составы LS1-LS4 которых указаны в табл. 1.
Эмульсии LS5 и LS6 приготовили по описанной выше процедуре, где реакцию полимеризации проводили также в присутствии анионного поверхностно-активного вещества (додецилсульфат натрия (ДСН)) в водной дисперсной фазе.
Средний диаметр частиц и индекс полидисперсности (ИПД) полимера в эмульсии определяли с помощью измерений динамического рассеяния света (ДРС), табл. 2.
Таблица 1. Состав эмульсий
Образец | SPAN80* (г) | TWEEN80 (г) | дсн** (г) | ГЛБ | NaOH (г) | Степень нейтрализации метакриловой кислоты (%) |
LSI | 1,44 | - | - | 4,3 | 2,323 | 100 |
LS2 | 1,211 | 0,229 | - | 6 | 2,323 | 100 |
LS3 | 0,942 | 0,498 | - | 8 | 2,323 | 100 |
LS4 | 0,673 | 0,767 | - | 10 | 2,323 | 100 |
LS5 | 0,666 | 0,759 | 0,014 | не пр. | 2,323 | 100 |
LS6 | 0,659 | 0,752 | 0,028 | не пр. | 2,323 | 100 |
не пр.: не применимо, так как присутствует анионное поверхностно-активное вещество Таблица 2
Образец | ГЛБ | Средний диаметр частиц (нм) | ИПД |
LSI | 4,3 | 106 | 0,10 |
LS2 | 6 | 154 | 0,12 |
LS3 | 8 | 164 | 0,14 |
LS4 | 10 | 205 | 0,12 |
LS5 | не пр. | 198 | о,и |
LS6 | не пр. | 208 | 0,13 |
не пр.: не применимо, так как присутствует анионное поверхностно-активное вещество
Результаты показывают, что средний диаметр частиц полученного сополимера находится в интервале приблизительно 100-200 нм. Индекс полидисперсности показывает, что распределение частиц является, по существу, одномодальным.
Полученные эмульсии являются стабильными.
Эффект инверсии эмульсии при контакте с водой и последующее выделение полимера оценивали путем введения эмульсии во флакон, содержащий воду, при объемном соотношении эмульсия/вода 3:1. Испытание повторяли, используя воду с различными концентрациями соли.
Через одну неделю контакта в статических условиях верхний масляный слой, присутствующий во флаконе, подвергли термогравиметрическому анализу, чтобы определить количество присутствующего сополимера; в нижнем водном слое присутствие сополимера и соответствующий ИПД определяли с помощью ДРС-анализа.
В результате контакта с водой у границы раздела между верхним масляным слоем и нижним водным слоем наблюдалось образование беловатого слоя, имеющего вязкую консистенцию из-за частиц гидрогеля, образовавшихся после поглощения воды, которые концентрируются.
Фазовую инверсию эмульсии оценивали путем контакта со следующими растворами: (i) дистиллированная вода, (ii) вода-1 (концентрация ионов Na+=9 г/л; ионов Ca++=0,53 г/л; ионов Mg++=1,2 г/л) и (iii) вода-2 (концентрация ионов Na+=34 г/л, ионов Ca++=5,8 г/л, ионов Mg++=0,6 г/л).
Результаты контактных испытаний, проведенных на образцах LS4-LS6, приведены в табл. 3-5.
- 8 035356
Таблица 3. Образец LS4
Средний диаметр частиц (нм) | ИПД | Процентное содержание частиц в эмульсии (%) | |
Дистиллированная вода | 420 | 0,29 | 49% |
Вода-1 | 384 | 0,41 | 52% |
Вода-2 | 230 | 0,43 | 45% |
Таблица 4. Образец LS5
Средний диаметр частиц (нм) | ИПД | Процентное содержание частиц в эмульсии (%) | |
Дистиллированная вода | 435 | 0,31 | 21% |
Вода-1 | 377 | 0,39 | 18% |
Вода-2 | 240 | 0,55 | 24% |
Таблица 5. Образец LS6
Средний диаметр частиц (нм) | ИПД | Процентное содержание частиц в эмульсии (%) | |
Дистиллированная вода | 460 | 0,29 | 16% |
Вода-1 | 395 | 0,44 | 14% |
Вода-2 | 244 | 0,52 | 15% |
Увеличение среднего диаметра частиц после перехода в водную фазу является указанием на тот факт, что полимеры высвобождаются и поглощают воду.
Экспериментальные результаты также показали во всех случаях, что по меньшей мере 50% частиц сополимера мигрировали из эмульсии в водную фазу. Присутствие в возрастающих количествах поверхностно-активного вещества, добавленного в водную дисперсную фазу, содержащую мономеры (LS5 и LS6), значительно способствует такой миграции.
Значения ИПД в соленой воде выше, чем в дистиллированной воде. Это показывает, что присутствие солей способствует образованию агрегатов между частицами полимера.
Пример 2. Дисперсия полимера в органическом растворителе.
Дисперсию частиц полимера (D1) в органическом растворителе приготовили следующим образом.
Непрерывную фазу на основе масла приготовили в трехгорлом реакторе, загружая в него 404 г Lamix 30, а также 5,388 г Span 80 и 5,388 г Atlox 4914 (оба являются нерастворимыми в жире неионными поверхностно-активными веществами и имеют стерическое действие). Растворение этих поверхностноактивных веществ осуществляли посредством механического перемешивания с помощью лопастной мешалки. Систему довели до температуры реакции, составляющей 70°С.
Отдельно приготовили дисперсную водную фазу в химическом стакане путем смешивания 37,879 г метакриловой кислоты и 43,749 г раствора NaOH концентрацией 30 мас.%. Нейтрализацию метакриловой кислоты проводили в ледяной бане. 25 г водного раствора 2-гидроксиэтилметакрилатного мономера (HEMA-PEG компании Sigma-Aldrich, MW=2000 Да, 42 полиоксиэтиленовых звена) концентрацией 50 мас.%, 0,379 г ^У-метилен-бис-акриламида и 0,253 г персульфата аммония (радикальный инициатор) добавили в раствор нейтрализованной метакриловой кислоты. К этой водной фазе добавили 16,164 г водного раствора, содержащего 33,33 мас.% Dowfax 2A1 (стерическое анионное поверхностно-активное вещество).
Дисперсную водную фазу ввели в трехгорлый реактор, после чего его подвергли циклам вакуумирование - продувка азотом. Общая продолжительность реакции составила 3 ч при температуре 70°С.
Оказалось, что дисперсия D1 содержала частицы сополимера со средним диаметром приблизительно 15 мкм.
Испытание на пересечение нефтяной фазы.
Эффективность миграции сополимера из дисперсии в органическом растворителе в углеводородную нефть и из последней в водную фазу оценивали следующим образом.
Воду (имеющую состав вода-2, как в примере 1, углеводородную нефть (извлеченную из добывающей скважины) и дисперсию сополимера поместили во флакон высотой 7 см и диаметром 2 см так, чтобы получить три слоя в следующем порядке (сверху вниз): эмульсия/нефть/вода.
Соотношение по массе эмульсия/нефть/вода составляло 1:1:1. Испытание проводили при комнатной температуре и при 90°С в статических условиях (без перемешивания).
Было отмечено, что при комнатной температуре осаждение частиц полимера через нефть до кон
- 9 035356 такта с водой происходит в течение примерно 5 ч.
При 90°С время, необходимое для пересечения нефти, составляло 30 мин. Кроме того, было отмечено, что частицы сополимера пересекают нефть без возникновения какого-либо эффекта поглощения диспергированной или эмульгированной воды, возможно присутствующей в нефти.
Испытания на старение.
Часть дисперсии D1 поместили во флакон, содержащий воду-2 из примера 1 в массовом соотношении 1:1. После контакта дисперсии с водой произошло значительное увеличение вязкости водной фазы за счет перехода сополимера в эту фазу и последующего поглощения воды.
Образец выдерживали в печи при 90°С в течение одной недели. В конце периода старения в печи образец сохранил практически неизменную консистенцию.
Испытание на обратимость эффекта поглощения воды.
Часть дисперсии D1 поместили во флакон, содержащий воду-2 из примера 1, в массовом соотношении 1:1 для образования гидрогеля.
Как только образование гидрогеля завершилось, во флакон добавили соляную кислоту до достижения pH=2. При добавлении кислоты наблюдали значительное снижение вязкости водной фазы. Такое же поведение наблюдали после добавления муравьиной кислоты до pH=2.
Использование дисперсии полимера в органическом растворителе в капилляре.
Поведение состава для обработки приствольной зоны в трещиноватой горной породе моделировали с помощью проведения следующего практического испытания в капиллярной трубке.
Флакон заполнили образцом воды-2 и довели до 90°С. Затем стеклянную капиллярную трубку (внутренний диаметр 2,5 мм и длина 40 см) вставили во флакон в вертикальном положении таким образом, чтобы погрузить один ее конец под поверхность воды.
Образец дисперсии D1 (8 мл) затем ввели в капиллярную трубку с помощью шприца. Через 24 ч в нижней части трубки выше уровня воды наблюдали образование высоковязкой фазы высотой около 2 см.
Затем ввели вторую порцию дисперсии D1 (8 мл) в капиллярную трубку, при этом было отмечено, что:
i) вязкая фаза вела себя как пробка, проявляя значительную адгезию к стенкам капиллярной трубки;
ii) адгезия была такой, что введение второй порции дисперсии потребовало применения определенного давления шприцем;
iii) вторая порция дисперсии частично вытеснила первую порцию, вызывая осаждение ее части во флаконе;
iv) через двое суток наблюдали присутствие водной фазы над слоем гидрогеля;
v) эффект блокирования воды, вызванный образованием вязкой фазы, может быть нейтрализован путем введения муравьиной кислоты или соляной кислоты в капиллярную трубку.
Пример 3.
Полимерную дисперсию, приготовленную в соответствии с предыдущим примером 2, испытывали при обработке частично выработанной необсаженной скважины в частично трещиноватом пласте, для снижения водопритока, связанного с добычей нефти.
Глубина скважины составляла около 3000 м. Общий объем скважины: 19 м3. Температура дна скважины: 95-100°С. В скважине была оборудована насосно-компрессорная система добычи Thomassen 5 holes. Средние условия эксплуатации до обработки нефтяной скважины были следующими:
неф ть - 5 м3/сутки;
вода - 20 м3/сутки;
прито к - 6 м3/сутки.
Объемное содержание воды - обводненность (объем попутно добываемой воды)/(общий добытый объем) - составляло 65%.
Полимерная дисперсия в количестве 20 м3 была приготовлена в полупромышленном масштабе с использованием тех же реагентов в тех же пропорциях и той же процедуры, как в предыдущем примере 2. Содержание твердого вещества (полимера) в дисперсии составляло 25 мас.%. Средний размер частиц составлял около 15 мкм.
Добычу из скважины остановили и следующие текучие среды закачали под давлением (с помощью насосного оборудования высокого давления) в следующей последовательности:
1) 10 м3 сухого легкого газойля (средняя температура кипения 170°С, плотность 0,907 г/см3, содержание воды <500 мас.ч./млн) для вытеснения воды;
2) 16 м3 полимерной дисперсии, приготовленной в соответствии с процедурой, описанной в примере 2;
3) 20 м3 сухого легкого газойля, как на стадии 1, для вытеснения полимерной дисперсии в пласт.
После введения текучих сред скважина была выдержана в закрытом состоянии в течение 50 ч перед возобновлением добычи для того, чтобы произошло оседание частиц полимера, их контакт с водой в пласте и набухание.
Добычу из скважины возобновили снова. Примерно через 20 суток добыча из скважины стабилизировалась до общей производительности приблизительно 60 м3/сутки, при этом обводненность составила
- 10 035356 приблизительно 40% (снижение на 20% по сравнению с начальными условиями перед обработкой). Общая средняя добыча нефти увеличилась до 30 м3/сутки. Эти эксплуатационные характеристики сохранялись более 1 года.
Таким образом, способ по настоящему изобретению на практике оказался очень эффективным для повышения добычи нефти и уменьшения водопритока в частично выработанной нефтяной скважине.
Claims (8)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта, включающий:а) введение в указанный пласт по меньшей мере одного состава для обработки приствольной зоны, содержащего по меньшей мере одну обратную эмульсию или одну дисперсию в органическом растворителе по меньшей мере одного сополимера:первого мономера, выбранного из акриловой кислоты или метакриловой кислоты, и второго мономера, содержащего по меньшей мере одну этиленовую ненасыщенность и по меньшей мере одну полиоксиэтиленовую цепь и имеющего следующую формулу (I)СН2=СК!-СО-Х-(СН2СН2О)П-К2 (I), гдеR1 представляет собой H или CH3;R2 представляет собой H или C1-C4-αлкил;X представляет собой О;n представляет собой целое число в интервале от 4 до 200, и при этом указанный органический растворитель, по существу, не растворим в воде и растворим или частично растворим в нефти, и при этом органический растворитель имеет растворимость в воде при 25°С, меньше или равную 5 г/л, и растворимость в нефти при 25°С, равную или превышающую 100 г/л.
- 2. Способ по п.1, в котором указанный второй мономер имеет формулу (I), в которойR1 представляет собой CH3;R2 выбран из H и C1-C4-aлкила;X представляет собой О;n представляет собой целое число в интервале от 4 до 50.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором указанный второй мономер имеет молекулярную массу в интервале 200-10000 Да, предпочтительно в интервале 500-5000 Да, более предпочтительно в интервале 10004000 Да.
- 4. Способ по п.1, в котором указанный состав для обработки приствольной зоны содержит дисперсию указанного сополимера в указанном органическом растворителе, причем средний диаметр частиц указанного сополимера находится в интервале 1-1000 мкм.
- 5. Способ по одному из предшествующих пп.1-4, в котором соотношение между массой указанного второго мономера и массой указанного первого мономера находится в интервале 5-50%, предпочтительно 10-35%, более предпочтительно 20-30%.
- 6. Способ по одному из предшествующих пп.1-5, в котором после указанного введения указанного состава для обработки приствольной зоны следует по меньшей мере одно введение по меньшей мере одной вытесняющей текучей среды.
- 7. Дисперсия для ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта в органическом растворителе по меньшей мере одного сополимера: первого мономера, выбранного из акриловой кислоты или метакриловой кислоты, и второго мономера, содержащего по меньшей мере одну этиленовую ненасыщенность и по меньшей мере одну полиоксиэтиленовую цепь и имеющего следующую формулу (I):СН2=СК!-СО-Х-(СН2СН2О)П-К2 (I), гдеR1 представляет собой H или CH3;R2 представляет собой H или ^-^-алкил;X представляет собой О;n представляет собой целое число в интервале от 4 до 200, и при этом указанный органический растворитель, по существу, не растворим в воде и растворим или частично растворим в нефти, и при этом органический растворитель имеет растворимость в воде при 25°С, меньше или равную 5 г/л, и растворимость в нефти при 25°С, равную или превышающую 100 г/л.
- 8. Дисперсия по п.7, представляющая собой обратную эмульсию.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
ITUB20150067 | 2015-04-13 | ||
PCT/IB2016/052089 WO2016166672A1 (en) | 2015-04-13 | 2016-04-13 | Method for inhibiting the permeation of water in an extraction well of a hydrocarbon fluid from an underground reservoir |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201792061A1 EA201792061A1 (ru) | 2018-04-30 |
EA035356B1 true EA035356B1 (ru) | 2020-06-01 |
Family
ID=53502744
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201792061A EA035356B1 (ru) | 2015-04-13 | 2016-04-13 | Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10927247B2 (ru) |
EP (1) | EP3283570B1 (ru) |
CN (1) | CN107646065B (ru) |
AU (1) | AU2016247878B2 (ru) |
CA (1) | CA2982229C (ru) |
CY (1) | CY1123588T1 (ru) |
EA (1) | EA035356B1 (ru) |
SA (1) | SA517390147B1 (ru) |
WO (1) | WO2016166672A1 (ru) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
IT201600086697A1 (it) * | 2016-08-23 | 2018-02-23 | Eni Spa | Metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo. |
IT201900004191A1 (it) | 2019-03-22 | 2020-09-22 | Eni Spa | Metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un fluido idrocarburico da un giacimento sotterraneo. |
US11885219B2 (en) * | 2020-03-23 | 2024-01-30 | Cameron International Corporation | Chemical injection system for a resource extraction system |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4182417A (en) * | 1977-07-08 | 1980-01-08 | The Dow Chemical Company | Method for controlling permeability of subterranean formations |
WO2012013877A1 (fr) * | 2010-07-29 | 2012-02-02 | Societe D'exploitation Des Produits Pour Les Industries Chimiques Seppic | Nouveaux polymères aptes à former des microgels, procédés pour leur préparation et utilisation dans le traitement de cavités souterraines |
WO2012090153A1 (en) * | 2010-12-27 | 2012-07-05 | Eni S.P.A. | Method for limiting the water or gas coning in an extraction well of a hydrocarbon fluid |
US20120261120A1 (en) * | 2009-10-20 | 2012-10-18 | Eni S.P.A. | Process for the recovery of heavy oil from an underground reservoir |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3965986A (en) | 1974-10-04 | 1976-06-29 | Texaco Inc. | Method for oil recovery improvement |
IT1403889B1 (it) | 2010-12-27 | 2013-11-08 | Eni Spa | Metodo per la riduzione del coning in pozzi a olio mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera |
FR2986034B1 (fr) | 2012-01-20 | 2016-08-12 | Snf Sas | Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une solution polymerique |
-
2016
- 2016-04-13 CA CA2982229A patent/CA2982229C/en active Active
- 2016-04-13 WO PCT/IB2016/052089 patent/WO2016166672A1/en active Application Filing
- 2016-04-13 AU AU2016247878A patent/AU2016247878B2/en active Active
- 2016-04-13 US US15/565,813 patent/US10927247B2/en active Active
- 2016-04-13 EP EP16718912.5A patent/EP3283570B1/en active Active
- 2016-04-13 CN CN201680029823.4A patent/CN107646065B/zh active Active
- 2016-04-13 EA EA201792061A patent/EA035356B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2017
- 2017-10-12 SA SA517390147A patent/SA517390147B1/ar unknown
-
2020
- 2020-11-30 CY CY20201101131T patent/CY1123588T1/el unknown
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4182417A (en) * | 1977-07-08 | 1980-01-08 | The Dow Chemical Company | Method for controlling permeability of subterranean formations |
US20120261120A1 (en) * | 2009-10-20 | 2012-10-18 | Eni S.P.A. | Process for the recovery of heavy oil from an underground reservoir |
WO2012013877A1 (fr) * | 2010-07-29 | 2012-02-02 | Societe D'exploitation Des Produits Pour Les Industries Chimiques Seppic | Nouveaux polymères aptes à former des microgels, procédés pour leur préparation et utilisation dans le traitement de cavités souterraines |
WO2012090153A1 (en) * | 2010-12-27 | 2012-07-05 | Eni S.P.A. | Method for limiting the water or gas coning in an extraction well of a hydrocarbon fluid |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US10927247B2 (en) | 2021-02-23 |
CA2982229C (en) | 2023-07-25 |
SA517390147B1 (ar) | 2021-12-08 |
EA201792061A1 (ru) | 2018-04-30 |
US20180134887A1 (en) | 2018-05-17 |
CN107646065A (zh) | 2018-01-30 |
CY1123588T1 (el) | 2022-03-24 |
AU2016247878A1 (en) | 2017-11-02 |
EP3283570B1 (en) | 2020-09-02 |
EP3283570A1 (en) | 2018-02-21 |
CA2982229A1 (en) | 2016-10-20 |
AU2016247878B2 (en) | 2020-07-09 |
WO2016166672A1 (en) | 2016-10-20 |
CN107646065B (zh) | 2020-11-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11001748B2 (en) | Method of preparing and using a drag-reducing additive having a dispersion polymer | |
US11781055B2 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
US20190048246A1 (en) | Aqueous ampholyte polymer containing solutions for subterranean applications | |
US8263533B2 (en) | Method of treating underground formations or cavities by microgels | |
US9315722B1 (en) | Methods for improving friction reduction in aqueous brine | |
AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
US8680028B2 (en) | Method for the treatment of rock formations and novel polyampholytes | |
BR112019028277A2 (pt) | composições de polímero de alta estabilidade com compostos de siloxano-poliéter para aplicações de recuperação de óleo intensificadas | |
EA035356B1 (ru) | Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи углеводородной текучей среды из подземного пласта | |
CA2641479C (en) | Method of using polyquaterniums in well treatments | |
US11859125B2 (en) | Method for inhibiting water permeation in an extraction well of a hydrocarbon fluid from an underground reservoir | |
CN109689835B (zh) | 用于抑制来自地下储层的烃油的抽提井中的水渗透的方法 | |
EA046475B1 (ru) | Способ ингибирования проникновения воды в добывающую скважину углеводородного флюида из подземного пласта | |
RU2698784C2 (ru) | Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель | |
BR112019028283A2 (pt) | composições de polímero de alta estabilidade com compostos de poli(alquil)acrilato para aplicações de recuperação de óleo intensificadas | |
EA044849B1 (ru) | Коллоидная дисперсная система, подходящая для инверсии фаз, для стимуляции скважин для добычи углеводородов | |
BR112019028283B1 (pt) | Composição de polímero líquido ou emulsão inversa |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG TJ TM |