HUT72812A - Stimulation of coalbed methane production - Google Patents
Stimulation of coalbed methane production Download PDFInfo
- Publication number
- HUT72812A HUT72812A HU9503140A HU9503140A HUT72812A HU T72812 A HUT72812 A HU T72812A HU 9503140 A HU9503140 A HU 9503140A HU 9503140 A HU9503140 A HU 9503140A HU T72812 A HUT72812 A HU T72812A
- Authority
- HU
- Hungary
- Prior art keywords
- group
- acid
- surfactant
- process according
- formation
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 86
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 27
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 38
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O ammonium group Chemical group [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 18
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 11
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 claims abstract description 8
- 150000003868 ammonium compounds Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 36
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 34
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 31
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 29
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 20
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 17
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 16
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 claims description 14
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 claims description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 11
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 11
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- -1 2-methylpropanoyl Chemical group 0.000 claims description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 6
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 6
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 5
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 125000001325 propanoyl group Chemical group O=C([*])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 4
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 claims 1
- 125000002636 imidazolinyl group Chemical group 0.000 claims 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 abstract 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 18
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 14
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 8
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 7
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 4
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 4
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 4
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 4
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- WGQKYBSKWIADBV-UHFFFAOYSA-N benzylamine Chemical compound NCC1=CC=CC=C1 WGQKYBSKWIADBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 description 2
- GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N decanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCC(O)=O GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N octanoic acid Chemical compound CCCCCCCC(O)=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- SECPZKHBENQXJG-FPLPWBNLSA-N palmitoleic acid Chemical compound CCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O SECPZKHBENQXJG-FPLPWBNLSA-N 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 2
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CLSIFQGHPQDTHQ-DTWKUNHWSA-N (2s,3r)-2-[(4-carboxyphenyl)methyl]-3-hydroxybutanedioic acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](C(O)=O)CC1=CC=C(C(O)=O)C=C1 CLSIFQGHPQDTHQ-DTWKUNHWSA-N 0.000 description 1
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BMVXCPBXGZKUPN-UHFFFAOYSA-N 1-hexanamine Chemical compound CCCCCCN BMVXCPBXGZKUPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005632 Capric acid (CAS 334-48-5) Substances 0.000 description 1
- 239000005635 Caprylic acid (CAS 124-07-2) Substances 0.000 description 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000021319 Palmitoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical group C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000007313 Tilia cordata Species 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical class 0.000 description 1
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- SECPZKHBENQXJG-UHFFFAOYSA-N cis-palmitoleic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O SECPZKHBENQXJG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 230000010006 flight Effects 0.000 description 1
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002446 octanoic acid Drugs 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 235000021313 oleic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000005588 protonation Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- LMBFAGIMSUYTBN-MPZNNTNKSA-N teixobactin Chemical compound C([C@H](C(=O)N[C@@H]([C@@H](C)CC)C(=O)N[C@@H](CO)C(=O)N[C@H](CCC(N)=O)C(=O)N[C@H]([C@@H](C)CC)C(=O)N[C@@H]([C@@H](C)CC)C(=O)N[C@@H](CO)C(=O)N[C@H]1C(N[C@@H](C)C(=O)N[C@@H](C[C@@H]2NC(=N)NC2)C(=O)N[C@H](C(=O)O[C@H]1C)[C@@H](C)CC)=O)NC)C1=CC=CC=C1 LMBFAGIMSUYTBN-MPZNNTNKSA-N 0.000 description 1
- 125000001302 tertiary amino group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003866 tertiary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N tetradecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC[14C](O)=O TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N 0.000 description 1
- 230000002792 vascular Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B43/006—Production of coal-bed methane
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Description
A találmány szerinti eljárást, az jellemzi, hogy a képződménybe egy savas vizes oldatot injektálunk, amely oldat hatásos mennyiségű szerves amfoter tercier-ammónium típusú felületaktív anyagot tartalmaz, amely anyag (a) egy hidrofil-részt tartalmaz, amely 1-3 tercier-ammónium-csoporttal rendelkezik, ahol valamennyi ilyen csoport N-atomja legalább egy 3-4 szénatomszámú telítetlen-karbonsav-csoporthoz kapcsolódik; és (b) egy hidrofób-részt tartalmaz, amely szénhidrogén-csoporttal jellemezhető, ahol a szénhidrogén-csoport lehet benzilcsoport vagy 4-8 szénatomszámú alkilcsoport, ami közvetlenül az N-atom-
hoz kapcsolódik a tercier-ammónium-csoportba, vagy lehet 5-19 szénatomszámú szénhidrogén-csoport, amely a hidrofil-részhez imidazolin-kapcsolódással kapcsolódik.
A találmány szerinti eljárást illetve amfoter felületaktív adalékanyagot bányászatban alkalmazzák.
Chj -n- F f *
61.458/SZE
S.B.G.&K.
Nemzetközi Szabadalmi Iroda H-1062 Budapest, Andrássy út 113. Telefon: 34-24-950, Fax: 34-24-323
KÖZZÉTÉTELI PÉLDÁNY
Szénágyas metántermelés stimulálása
Exxon Chemical Patents Inc., LINDEN, New Jersey,
AMERIKAI EGYESÜLT ÁLLAMOK
Feltalálók: WILLIAMS Dennis A., HOUSTON, Texas,
LOONEY James R., BRADY, Texas,
CONWAY Michael W., MARLOW, Oklahoma,
SWENSON Róbert A., JANESVILLE, Wisconsin,
AMERIKAI EGYESÜLT ÁLLAMOK
A bejelentés napja: 1994. 04. 29.
Elsőbbsége: 1993. 05. 03. (056,674)
AMERIKAI EGYESÜLT ÁLLAMOK
A nemzetközi bejelentés száma: PCT/US94/04734
A nemzetközi közzététel száma: WO 94/25730
A találmány tárgya eljárás széntelep lerakódásból metán kinyerésre. A találmány tárgya részletesebben eljárás széntelep lerakódásból metán kinyerésére egy savas kezelés segítségével, amelyben valamely felületaktív anyagot alkalmazunk.
A széntelepet függőleges törésvonalakkal (behatolhatóság iránya) rendelkeznek, amelyek általában vízzel telítettek. A széntelepeken található gáz tömege általában a széntelepben mátrix belső felületén adszorbeált formában van jelen a telepben. A széntelepből a metángáz kinyerése általában úgy történik, hogy vízképződést idéznek elő (vízmentesítést végeznek) a szénérből és így csökkentik a tartály nyomását. A gáztartály nyomásának csökkenésével a metángáz deszorbeálódik és az érrendszeren keresztül a mélyfuratba áramlik.
A metán szénágyból történő kinyerése alapvetően eltér a szénhidrogének kinyerési eljárásától homokkő vagy mészkő ágyakból. Ezen túlmenően a metán szénhidrogén a szénágyakban adhéziós erővel kötött a szén mátrixhoz vagy a különböző törésvonal felületekhez, míg a homokkő és mészkő képződményekben a szénhidrogén a képződmény térközeit tölti ki. A termelés mechanizmusa is eltér egymástól: a szénágyakban a metántermelés úgy történik, hogy a metán deszorbeálódik a szénágyból, míg a homokkő és mészkő képződményekben a szénhidrogén kinyerés úgy történik, hogy csupán befúrnak a képződménybe, majd a képződési nyomást csökkentik, így ez azt eredményezi, hogy a nyomás alatti gáz vagy olaj a mélyfuratba áramlik.
Mint fent leírtuk a szénágyból a metán deszorbcióját úgy idézhetjük elő, hogy az egyes törésvonalakat vízmentesítjük és így csökkentjük az ott jelenlevő nyomást. A nyomás csökkentését olyan szintig kell megvalósítani, amely lehetővé teszi a metán eltávozását illetve metán kötés megszűnését a szénágyból és a metán törésvonalakhoz történő áramlását illetve a mélyfuratba történő bejutását. Mivel a törésvonalak általában kalcit vagy karbonát lerakódás vagy szén ülepedés tartalmúak, ami megakadályozza a törésvonalakon keresztül történő átáramlást, az általános gyakorlat szerint a szénágyat savas kezeléssel előkezelik, abból a célból, hogy ezeket a mész típusú anyagokat feloldják. A kinyerési gyakorlathoz tartozik továbbá általában a szénágyaknak tördelése, abból a célból, hogy függőleges törésvonalakkal az egyes törésvonalakat összekössék és így biztosítsák az áramlás útját a mélyfuratba.
A vízmentesítési lépés javítására több kísérletet tettek és pl. felületaktív anyagokat alkalmaztak a fúrólyuk kezelő folyadékban abból a célból, hogy ezt a víznedvesítési lépést stimulálják. Például az SPE 23455 számú közleményben leírták, hogy a stimulálás vagy a túlzott megmunkálási kezelés következtében a széntelep tartályok sérülnek és leírták egyben azt is, hogy az egyes felületaktív anyagok előnye az eljárásban milyen lehet. A közleményben javasolják a CBMA nevű Dowell Schlumberger, Inc. cég felületaktív anyagának adalékanyagként történő felhasználását, valamint leírták mely kereskedelemben kapható adalékanyagok használhatók. Az egyik ilyen adalékanyag, mint olajnedvesítő felületaktív jelölt és ezt szokásosan alkalmazzák a szokásos olaj- és gáztároló képződmények esetében, a másik adalékanyag egy fluor-szénhidrogén felületaktív anyag.
A Dowell Schlumberger, Inc. cég által benyújtott 0,444,760 A1 számú európai szabadalmi bejelentésben leírtak egy felületaktív anyagot a szénér vízmentesítésére illetve az ebből történő metán kinyerés javítására. A felületaktív anyag (a) etilén-oxid, butilén-oxid szubsztituált alkohol, (b) szerves polietilén-karbonát szubsztituált alkohol, (c) butoxilezett glikol és (d) etoxilezett-butoxilezett glikol tartalmú.
• *
Más eljárásokat írtak le, amelyekben szűrölepényekből víz eltávolítást felületaktív anyagokkal, mint pl. hexatol-polioxi-etilén-éterekkel és hosszú szénláncú zsírsav-észter hidridekkel távolítanak el, leírtak a 2,864,765 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi bejelentésben, ugyanilyen célra alkalmazott oxialkilezett felületaktív anyagokat írtak le a 3,194,758 számú, a 4,156,649 számú és a 4,206,063 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi bejelentésekben, továbbá dialkil-szulfoszukcinát felületaktív anyagokat írtak le erre a célra a 4,097,390 számú és a 4,146,473 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi bejelentésekben, végül fluorozott alkil-kvaterner-ammónium-jodid felületaktív anyagokat írtak le a 4,028,257 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi bejelentésben. A 4,842,065 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi bejelentésben olajnedvesítő felületaktív anyagokat írtak le, amelyek homokkő vagy karbonát képződményeket nedvesítenek olaj kinyerés során.
Az ábrák rövid ismertetése
1. ábra: Az átlagos stabilizált permeabilitás-idő függvénye injektálás esetében, amely injektálást egy szénágy tesztvizsgálati mintába végeztük és amely bemutatja a permeabilitásra kifejtett injektálás hatást mindenféle felületaktív anyag alkalmazása nélkül a folyadékban.
2. ábra: Az 1. ábrán bemutatott görbéhez hasonló függvény, amely bemutatja a szénágy metán képződmény kezelésének hatását, amennyiben ezt a kezelést a találmány szerinti eljárással végezzük.
A találmány tárgya eljárás metántartalmú széntelep képződmény kezelésére, amely vizes kezelést jelent, ahol a vizes kezelő oldat amfoter típusú felületaktív anyagot tartalmaz. A találmány szerinti eljárásban alkalmazott felületaktív c ······ “ \J ~ ·· ··· ·· ···· anyag szerves amfoter tercier-ammónium vegyület (pl. só), amely 1-3 tercier-ammónium-csoportot tartalmaz, ahol valamennyi csoport legalább egy 3-4 telítetlen karbonsav-csoporthoz kötött és ahol a vegyület egy 4-8 szénatomszámú szénhidrogén-csoportot tartalmaz, amelyben a terminális csoport közvetlenül a tercier-ammónium-csoport N-atomjához kapcsolódik és terminális 5-19 szénatomszámú alkilcsoportot tartalmaz, amely az egyik tercier-ammónium-csoporthoz imidazolin-kötéssel kapcsolódik. A találmány szerinti eljárásban alkalmazható előnyös amfoter felületaktív anyagok az (I) általános képletű és a (II) általános képletű vegyületek, amelyeket az alábbiakban bemutatunk, ahol az (I) általános képletben R1 jelentése benzilcsoport vagy 4-8 szénatomszámú alkilcsoport;
R2 jelentése egymástól függetlenül propanoil-csoport (C3H4OOH) vagy 2-metil-propanoil-csoport (2-CH2-C3H4OOH) és
X' jelentése egymástól függetlenül Cl' csoport, HCOO' csoport, NH2SO3' csoport vagy CH3COO' csoport.
Továbbá a (II) általános képletben n jelentése 1-3 közötti egész szám;
R., jelentése 5-19 szénatomszámú szénhidrogén alkilcsoport;
R2 jelentése C2H4 csoport vagy C3H6 csoport;
R3 jelentése egymástól függetlenül propanoil-csoport (CH3H4OOH) vagy 2-metil-propanoil-csoport (2-CH3C3H4OOH) és
X' jelentése az (I) általános képletre fent megadott.
A találmány szerinti eljárásban alkalmazható felületaktív anyag ennél fogva, azzal jellemezve, hogy egy hidrofób- (4-19 szénatomszámú szénhidrogén-csoport) -csoportot és egy hidrofil-csoportot tartalmaz, amely legalább egy tercier-ammónium-csoport tartalmú, ahol a hidrofób közvetlenül a hidrofilhez kötött [(I) ·«····· * · ·· • · · · · « ··· ··« · • · · · · · ·· »·· 4· ·*·· ·· általános képletü vegyület] vagy a hidrofób a hidrofil-részhez imidazolin-kötéssel kapcsolódik [(II) általános képletü vegyület].
Az amfoter felületaktív anyagot a találmány szerinti eljárásban vizes savas oldatban alkalmazzuk, előnyösen olyan oldatban, amelynek pH értéke 3,0 vagy ennél kisebb. Az eljárást úgy hajtjuk végre, hogy a vizes savas oldatot, amely az amfoter felületaktív anyagot tartalmazza, a szénágyba injektáljuk, előnyösen olyan injektálási sebességgel, amely kisebb annál, mint ami a képződmény repedéséhez vezetne (azaz mátrix injektálási sebességet alkalmazunk). A tesztvizsgálatok azt mutatták, hogy az amfoter felületaktív anyagot tartalmazó savas oldat alkalmazása lehetővé teszi a forma stimulálását nélkül, hogy a képződményt károsítaná. Ugyan az eljárás mechanizmusa nem tökéletesen tisztázott feltehető, hogy az oldat a kálciumtartalmú anyagot feloldja a járatokban és az amfoter felületaktív anyag megváltoztatja a szénfelület nedvesíthetőségét és így a víz és/vagy a metán számára javított permeabilitást biztosít. Az amfoter felületaktív anyag megváltoztatja a szén nedvesíthetőségét és ez erősen olajos nedves formából semleges vagy kissé olajos nedves állapotba kerül.
A széntelep képződményekből a metán kinyerése úgy történik, hogy áramlási utak állnak elő a szénágy képződményben, amelyek számos természetesen előforduló függőleges törésvonalakból (repedésekből) állnak. Az egyes repedések általában párhuzamosak egymással, ugyanakkor a képződmény néhány kereszttörésvonalat is tartalmaz és így a folyadék számára járatok alakulnak ki az egyes törésvonalak között is. Az olyan képződményekben, ahol megfelelő menynyiségű, egymással összeköttetésben álló repedés vagy járat található nincs szükség a képződmény mesterséges tördelésére, hanem elegendő csupán a képződmény savas oldattal történő kezelése, amely ezzel reakcióba lép és az • · ·
- 7 egyes járatokból a kálciumtartalmú leválásokat eltávolítja. A savas kezelés javítja a permeabilitás kialakulását a víz számára a vízmentesítő lépésben. Amikor megfelelő mennyiségű vizet képeztünk a képződményből az összekötött repedéseken vagy járatokon keresztül az előálló csökkentett nyomás lehetővé teszi, hogy a metán deszorpció megtörténjen a szénágy képződményről és a metán az egymással összekötött repedéseken vagy járatokon keresztül a mélyfuratba áramoljon. Azonban amint fönt jeleztük a savas kezelés gyakran csak kis vagy nem elegendő stimulálást eredményez és egyes esetekben a képződményt károsítja is.
Kísérleteink során felfedeztük, hogy bizonyos amfoter-tercier-ammónium-vegyületek (felületaktív anyagok) alkalmazása azt eredményezi, hogy a savas kezelés a képződményben megnövelt permeabilitást hoz létre a víz és a metán számára. A laboratóriumi tesztvizsgálatok kimutatták, hogy a találmány szerinti eljárással végzett kezelések stimulálják a vízmentesítést illetve a metántermelést.
A találmány szerinti eljárásban alkalmazható savak, mindazok a savak lehetnek, amelyeket a jelen gyakorlatban alkalmaznak szénágy kezelésére és lehetnek pl. sósav, kevert sav (HCI/HF), salétromsav, szulfaminsav és szerves savak, mint pl. hangyasav és ecetsav. Előnyösen alkalmazható savak a hangyasav és a sósav, amelyek koncentrációja vízben 5-15% lehet.
A találmány szerinti amfoter vegyület 1-4 tercier-ammónium-csoportot tartalmaz, ahol mindenegyes csoport legalább egy 3-4 telítetlen karbonsav csoporthoz kapcsolódik és a vegyület 4-8 szénatomszámú terminális csoporttal rendelkezik, amennyiben csak egy tercier-ammónium-csoport található a vegyületben és 5-19 szénatomszámú alkilcsoporttal rendelkezik, amennyiben két vagy több tercier-ammónium-csoport található a vegyületben. Ha a terminális csoportok hidrofób jellegűek a felületaktív anyagon a hidrofil-rész pedig tercier-ammónium···· · · · · ·· · · · ·· · • · · · ·*· · ·· • · * · · · • ··· ·· ···· ··
-csoportokat tartalmaz.
A találmány szerinti amfoter felületaktív anyag lehet az (I) általános képletű vegyület és a (II) általános képletű vegyület.
Előnyös találmány szerinti (I) általános képletű vegyületek az alábbiak: [R1-NH-(-C2H4-COOH)2]+X' általános képletű anyag, ahol az általános képletben Rt jelentése alkilcsoport vagy benzilcsoport, amely 4-8, előnyösen 6-8 szénatomot tartalmaz.
Az (I) általános képletű találmány szerinti vegyületek pl. a [2-etil-hexil-NH-(-CH2CH2-COOH)2]+, X'(benzil-NH-(-CH2CH2-COOH)2+, X'[hexil-N-(-C2H2CH2-COOH)2]X'(butil-NH-(-CH2CH2COOH)2]+X'.
A (II) általános képletű találmány szerinti felületaktív anyagok az alábbi módon nyerhetők: 6-20 szénatomszámú zsírsavat reagáltatunk valamely poliaminnal és így imidazolint képezünk, majd az imidazolin vegyületet telítetlen karbonsavval (pl. akrilsavval) reagáltatjuk és így tercier-amint nyerünk. A tercier-amin bevezetése esetében valamely savban az aminocsoportok protonálódnak és így tercier-ammónium-sót képeznek.
A hidrofób-csoport előnyösen 12-20 szénatomszámú, előnyösebben 16-20 szénatomszámú szénhidrogén-csoport. Előnyösen Rt jelentése természetesen előforduló zsírsav szénhidrogén-csoportja, amely kívánt esetben hidrogénezett lehet, pl. kaproinsav, kaprilsav, kaprinsav, laurilsav, mirisztinsav, palmitinsav, sztearinsav, palmitoleinsav, oleinsav, linoleinsav, linolénsav maradék.
A telítetlen imidazolinnal reagált karbonsav molaránya [(II) általános képletű vegyület] úgy megválasztott, hogy a kívánt szubsztituálás mértéket biztosítja.
A találmány szerinti eljárásban alkalmazható felületaktív anyagok a kereskedelemben kapható termékekből könnyen előállíthatok.
·»·· ··« · • 9 · · · ·· « • · · · ·<« « ·« ♦ · · » · « ·
- 9 - .............
Az (I) általános képletű vegyületeket, pl. valamely monoamin, mint pl. hexilamin vagy benzilamin és akrilsav reakciójával állíthatjuk elő tercier-amin képzésével (1. reakcióvázlat).
A savban végzett protonálás után kation keletkezik.
A (II) általános képletű vegyületeket úgy állíthatjuk elő, hogy egy faggyúolaj zsírsavat, valamely poliaminnal, mint pl. dietilén-triaminnal reagáltatunk és így imidazolint képzünk (2. reakcióvázlat).
Ezt követően az imidazolint akrilsavval reagáltatjuk és így tercier-amint nyerünk [(III) általános képletű vegyület],
A találmány szerinti eljárás során a felületaktív anyagot a vizes oldatban kb. 0,1-2,0 tömeg%, előnyösen 0,2-1,0 tömeg% mennyiségben elegyítjük. Az alkalmazott savas oldat lehet HCI, HCI/HF, ecetsav, hangyasav vagy szulfaminsav oldat, előnyösen hangyasav oldat. A kezelőoldat ezen túlmenően egyéb adalékanyagokat is tartalmazhat, amelyek lehetnek pl. leváló vegyszerek, nem emulzifikáló hatóanyagok és korrózió inhibitor anyagok. A kezelésben alkalmazott térfogat széles határértékeken változhat és lehet 10-200 (jellemzően 50) gallon/láb [147,5 l/m-2.950 l/m (jellemzően 737,5 l/m)]. Ez a mennyiség általában a legtöbb kezelés esetében elegendő. Az injektálás nyomása és sebessége előnyösen annál alacsonyabb érték, amely a képződményt károsítaná.
Általában a kút kezelési eljárás az alábbi lépéseket tartalmazza új kutak esetében:
(a) a kútüreget vízzel vagy 2% KCI vizes oldattal töltjük, amennyiben a folyadékszint alacsony.
• « (b) a savas kezelést injektáljuk mátrix sebességgel és nyomással; a savas kezelő oldat vízmentesítő amfoter felületaktív anyagot, nem emulzifikáló szert (amennyiben szükséges), leváló kemikáliát és korrózió inhibitort, stb. tartalmaz. A perforációkat víz/2% KCI oldattal helyettesítjük.
(c) A kutat átfúvatjuk vagy szivattyúzzuk és a kezelő oldatot eltávolítjuk, majd a képződményben található víz eltávolítását megkezdjük.
(d) Amennyiben gazdaságos mennyiségben metán gáz képződik a víz/gáz elválasztóba áramoltatjuk és ezután a gázt a csővezetékbe vezetjük.
A már kitermelt kutat kezelése során, az eljárás lényegében megegyezik a fenti eljárással, azzal az eltéréssel, hogy a kutat savval, előnyösen 10%-os hangyasav oldattal kezeljük, amely az amfoter felületaktív anyagot tartalmazza, továbbá egyéb adalékanyagokat tartalmaz, mint pl. kicsapódás inhibitort, nem emulzifikáló szert, korrózió inhibitort, stb.
Kísérleti eljárások
Szénmaq minták:
A kitermelt szénágy képződményből a szénmintavétel reprezentatív formában igen nehéz és nehéz előállítani olyan szénmag mintát, amely a magbani áramlás vizsgálatokra felhasználható. A nem tartósított mintát, amelyek szénmag minta készletből kerülnek ki általában nem alkalmazhatók a mag áramlási tesztvizsgálatokhoz, mivel a szénminta minősége elsősorban attól függ, hogy a kinyerése után milyen módszerrel tárolták illetve kezelték. A nem tartósított szénmag az ágybani helyzethez képest kémiailag megváltozhat. Amennyiben a mintát hagyjuk kiszáradni ez sokkal nagyobb mértékben éghetővé válik, valamint a szénfelület az oxidáció következtében megváltozik.
*««· ·«*»« t« *« »» • · « 9· · * · * «·· ·«· · ··
- 1 1 - ·..· ..· .:.. ·..·
Mivel a szénmag áramlási mintákat olyan mintákon kell végrehajtani, amelyek a természetes szénágy jellemzőit mutatják igen szigorúan be kell tartani azokat az előírásokat, amelyek biztosítják, hogy a szénmag minták megfelelően tartósítottak. A különlegesen törékeny erek esetében, amelyek néhány képződményben megtalálhatók a szokásos magminta vevés igen kis sikerhez vezet csak egy megfelelő szénmag minta kicserésében. Azonban amennyiben egy megfelelő szénmag kinyerő gyűrűt alkalmazunk ez elég biztos sikert biztosít ahhoz, hogy egy 1,875 inch. (4,7 cm) átmérőjű magmintát nyerhessünk.
A minta kivétel után a magmintákat olyan PVC csőbe helyezzük, amely képződési vizet tartalmaz. Ezt követően a mintákat szárazjég hőmérsékleten fagyasztjuk. Ez az eljárás két eredményt szolgáltat: (1) biztosítja a magminta szállítás során a mechanikus stabilitást és (2) korlátozza, hogy a magminta felülete oxigénnel érintkezzen. A laboratóriumi kísérlet során ezután a szénmintát a fagyasztott állapotból úgy állítjuk normál állapotba, hogy a műanyagborítást levágjuk, majd folyékony nitrogén hűtőanyagot tartalmazva mag dugókat készítünk. Még fagyott állapotban a mag dugókat méretve faragjuk, majd ezt követően Hassler üregbe helyezzük és korlátozott nyomáson hagyjuk megolvadni.
Mivel általában a megfelelően tartósított szénmintákban hiány mutatkozott gyakran bányászott mintákat alkalmazunk a tesztvizsgálatban. A bányászott mintákat a bányász helyéhez lehető legközelebb kell vizsgálni abból a célból, hogy az oxidáció és a dehidratálás hatásokat minimálisra csökkentsük. Ezt követően a mintákat vagy a képződményt vízbe kell helyezni vagy szintetikus sóoldat készítménybe, amely hasonló a kinyert vízhez vagy 2%-os KCI oldathoz. Ez megakadályozza, hogy a mintadarab kiszáradjon. A gyakorlat azt mutatja, hogy a mintákat megfelelően szállíthatjuk, vízzel töltött tartályokban, és ennek során igen kismér···· ··· • » • ···
- 12 • 4« ·9 »» • V * · · · ··· · »· « < # · · *· tékű mechanikai és kémiai változás történik ezekben. A szénmintákat a vízbe rázódást vagy sokkot kivédő rétegek között helyezzük el, amelyek általában 1/2 inch - 1 inch (1,5-2,5 cm) vastagságú gumihabok és amelyek a minták rétegeit elválasztják.
Tesztvizsqálati berendezés:
Egy Hassler hüvely magtartót alkalmazunk úgy, hogy ez 1 inch x 1,5 inch (2,54 cm - 3,8 cm) méretű magot betudjon fogadni úgy, hogy a folyadékot axiális irányból mindkét irányba a magon át bocsáthassuk. Az alkalmazható mag külső méretei korlátozottak. Az egyik irányba történő folyadék injektálás stimulálja a folyadék injektálást a képződménybe és a másik irányból ellenkező oldali injektálás pedig stimulálja a képződményből történő folyadék kiáramlást. Megfelelő szivatytyú áramlási irányító és hőmérsékletszabályó berendezések vannak a készüléken, amelyek biztosítják a magok közötti terekbe történő injektálást, a magokból történő kiáramlást és a magok, valamint a folyadékok hőmérsékletét is szabályozzák.
Olyan csővezeték elosztást alakítunk ki, hogy a folyadék közül mindkettő injektálható a termelési irányba, az alap permeabilitás meghatározása céljából illetve a folyadékok injektálhatok az injektálási irányba (a termelési injektálás irányával ellentétesen). A mag korlátozott nyomásnak lehet kitéve, ez a nyomás kezdetben 650 psi (4.485 x 103 Pa) és a háttérnyomás 400 psi (2.760 x 103 Pa), amely így 250 psi (1.725 x 103 Pa) korlátozott nettó nyomást biztosít. A korlátozott nyomást növelni lehet abból a célból, hogy a permeabilitást kívánt permeabilitás határértékek közé állítsuk be, amennyiben a permeabilitás túl magas. A folyadékáramot Bechman kétszeres dugattyúval rendelkező kromatográfiás szivattyúval állítjuk be, amellyel olajat szivattyúzunk a helyettesítő hengerbe, amely
- 13 • · ·«· sóoldatot vagy kezelő folyadékot tartalmaz. A sóoldat áramlási sebességét egy digitális mérleggel követjük, amely folyamatosan méri a tömegét a szabályozó háttérnyomásánál kiáramló folyadéknak. A metán áramlási sebességet Nupro mérőszeleppel mérjük és az áramlási sebességet Fisher vagy Teledyne áramlásmérővel mérjük, miután ez áthaladt a sóoldat/gáz elválasztó berendezésen. A permeabilitás standard értékét az áramlás függvényében periodikusan atmoszférikus áramlási sebesség értéknél mérjük 0,098-0,3 l/perc mellett és a permeabilitást a 0,098 l/perc referencia sebességgel hasonlítva adjuk meg. 400 psi (2.760 χ 103 Pa) pórusnyomás esetében a gáz áramlási sebessége a magban 3,1-9,7 ml/perc érték közötti. A magban létrejövő nyomásesést Validyne D15 nyomás átalakítóval mérjük és a jeleket MCI-20, valamint DA 380 adatgyűjtő rendszeren dolgozzuk fel. A kapott adatokat előre meghatározott idő intervallumokon PC számítógépen rögzítjük Workbench® adatgyűjtő szoftver segítségével. Az adatokat ezt követően Quattro Pro Spreadsheet adatfeldozóba visszük és feldolgozzuk.
Összehasonlító tesztvizsgálat:
Tesztvizsgálatot végzünk abból a célból, hogy a Blue Creek bányából nyert szénminták relatív permeabilitására a savak hatását meghatározzuk.
A minta szénmagokat 2% KCI oldattal töltjük, majd a cellába adott injektálások az alábbiak:
········ ·· ·· «· ··· ··· · ·· • · · · · » · • « » A < « · ···. . ·
| Lépés | Injektált folyadék | Iránv | Átlaqos stabilizált permeabilitás |
| 1. lépés | metán | termelés | 0,5 |
| 2. lépés | 2% KCI | termelés | 2,4 |
| 3. lépés | metán | termelés | 0,3 |
| 4. lépés | 2% KCI | termelés | 2,2 |
| 5. lépés | metán | termelés | 0,3 |
| Lépés | Folyadék | Irány | Átlaqos permeabilitás |
| 6. lépés | 2% KCI | termelés | 2,3 |
| 7. lépés | 10% hangyasav | injektálás | 3,2 |
| 8. lépés | 2% KCI | injektálás | 4,0 |
| 9. lépés | 2% KCI | termelés | 2,8 |
| 10. lépés | metán | termelés | 0,8 |
| 11. lépés | 2% KCI | termelés | 2,1 |
| 12. lépés | metán | termelés | 0,4 |
| 13. lépés | 2% KCI | termelés | 2,0 |
A tesztvizsgálati cellában végzett váltakozó injektálás stimulálja a szénérből a metántermelést. Az 1. ábra adataiból kitűnik, hogy a hangyasav adagolása időszakos, azonban igen nagymértékű relatív permeabilitást, növekedést biztosít a sóoldattal (2% KCI) szemben. A metán relatív permeabilitására igen kismértékű vagy egyáltalán semmilyen hatást sem tapasztaltunk. Ez a hatás még amennyiben létrejött is általában megszűnt az ismételt sóoldat és gáz injektálás során. Ebből eredően feltételezhető, hogy valószínűleg egy relatív permeabilitás hatás jön létre, nem pedig egy általános abszolút permeabilitás növekedés. Mivel a sav
- 15 az abszolút permeabilitásra, egyes példákban és mintákban, jelentős hatást fejtett ki szükséges volt, hogy a tesztvizsgálatot duplikált vagy háromszoros párhuzamos mintán elvégezzük abból a célból, hogy ezeket a következtetéseket statisztikusan megtehessük. Az 1. ábrán bemutatjuk ezeket a tesztvizsgálatokat.
Hasonló hatásokat tapasztalhatunk amennyiben a tesztvizsgálatot szulfaminsavval és ecetsavval végezzük.
További tesztvizsgálatokat végeztünk, hogy meghatározzuk a fent leírt amfoter felületaktív anyagok adagolásával a savas oldatok hatását. A tesztvizsgálatban alkalmazott felületaktív anyagokat az I. táblázatban mutatjuk be.
I. táblázat
Minta Összetétel
Általános képlet
A [2-etil-hexil-N+-(-CH2-CH2-COOH)]HCOO'
B [izodecil-N±(-CH2CH2-COOH)2]HCOO·
C [benzil-N±(-CH2CH2-COOH)2HCOO
D TOFA/TEPA imidazolin + akrilsav
E TOFA/TETA imidazolin + akrilsav
II
Az A, B és C képleteket az I. táblázatban mutatjuk be.
A D mintát úgy állítjuk elő, hogy 1 ekvivalens faggyú olaj zsírsavat (TOFA) 1 ekvivalens tetraetilén-pentaaminnal (ΤΕΡΑ) reagáltatunk és így imidazolint képezünk, amelyet ezt követően 4,5 ekvivalens akrilsavval reagáltatunk. Az aktív hatóanyag 50 tömeg% koncentrációjú szek-butilalkohol oldószerben. A kezelő savban alkalmazott vegyület képlete a (IV) képlet.
- 16 Az Ε mintát, amely ugyancsak 50%, hatóanyagot tartalmazott, oldószerben 1 ekvivalens TOFA és 1 ekvivalens TETA reakciójával állítjuk elő, így imidazolint képezünk, amelyet ezt követően 3,5 ekvivalens akrilsavval reagáltatunk. A vegyület képlete hasonló a D mintában alkalmazott vegyületével, azonban csak két tercier-ami n-csoportot tartalmaz.
I. és II. kísérletek:
Két kezelést végeztünk Blue Creek bányából származó szénmintán a fent leírt tesztvizsgálati berendezés alkalmazásával. A I. kísérletben 0,5 tömeg% A példa felületaktív anyagot adagoltunk 2% KCI vizes oldathoz (3. lépés). All. kísérletben az A minta additív anyagot 10%-os hangyasav oldathoz adagoltuk ugyanilyen koncentrációban. A kamrán keresztüli injektálás az alábbi volt:
| Kezelés | Lépés | Injektált folyadék | Irány | Átlaqos permeabilitás |
| I | 1 | metán | termelés | 2,5 |
| I | 2 | 2% KCI | termelés | 8,5 |
| I | 3 | 2% KCI | injektálás | 9,0 |
| I | 4 | metán | termelés | 2,0 |
| II | 5 | 2% KCI | termelés | 6,1 |
| II | 6 | hangyasav | injektálás | 12,2 |
| II | 7 | 2% KCI | termelés | 17,0 |
| 8 | metán | termelés | 7,0 |
A fenti adatokat grafikailag ábrázoltuk a 2. ábrán és azt találtuk, hogy az A minta szerinti anyag 250%-os növekedést biztosított a metán permeabilitásban,
- 17 amennyiben ezt hangyasavhoz adagoltuk. Ez a minta ugyanakkor semmilyen hatást sem fejtett ki, amennyibben KCI oldathoz adagoltuk. A tesztvizsgálati kísérleteket többször megismételtük és ugyanezt az eredményt tapasztaltuk.
Ili, kísérlet:
Az I. és II. kísérletekben végrehajtott tesztvizsgálatokhoz hasonló tesztvizsgálatot végeztünk a B minta alkálikus felületaktív anyag alkalmazásával és kísérletek során azt tapasztaltuk, hogy a hidrofób R csoport (10 szénatomszámú) nem hatásos a permeabilitás növelésében, akár a KCI oldat, akár a metán permeabilitását vizsgáljuk. Ez a tesztvizsgálat azt mutatja, hogy az (I) általános képletű vegyületben az Rt csoport kisebb, mint 10 szénatomszámú legyen (pl. 4-8 szénatomszámú).
IV. kísérlet:
A I. és II. kísérleti tesztvizsgálatokhoz hasonló eljárást végeztünk Utley szénbányából származó szénmintákon A felületaktív anyag alkalmazásával. Az eredmények azt mutatják, hogy az A felületaktív anyag hangyasavban történő alkalmazása a 2% KCI oldat permeabilitásban és sorrendben a metán permeabilitásban 70% illetve 100% növekedést eredményezett.
V. és VI kísérletek:
További tesztvizsgálatokat hajtottunk végre a fenti eljárások alkalmazásával. Ezen vizsgálatok eredményeit továbbá az alapesetek (adalékanyag nélküli esetek) eredményeit és a I., II. és III. kísérletek eredményeit a II. táblázatban foglaljuk össze (kivéve az I. kísérlet eredményét, ahol felületaktív anyag volt a savas oldatban).
II. táblázat
| Kísérlet | Felületaktív anyaq | Sav | Szénminta | Permeabilitás növekedés % | |
| KCI oldat | Metán | ||||
| alap | — | hangyasav | Blue Creek | (-) | (-) |
| I | A | hangyasav | Blue Creek | (-) | (-) |
| II | A | hangyasav | Blue Creek | 100 | 250 |
| III | B | hangyasav | Blue Creek | (-) | (-) |
| IV | A | hangyasav | Utley | 70 | 100 |
| V | C | hangyasav | Blue Creek | 50 | 50 |
| VI | D | hangyasav | Blue Creek | 25 | 0 |
A fenti kísérletek alapján elmondhatjuk, hogy az amfoter felületaktív anyagok hatásosak mind a víz termelés, mind a metántermelés stimulálásában szénágy képződményekben. Ezen túlmenően a csatolt 962,494 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi bejelentésünkben, amelyeket 1992. október 15-én nyújtottunk be, kimutattuk, hogy a találmány szerinti vegyületek korrózió védelemmel is rendelkeznek savakkal szemben, amely savak a kút csővezetékeivel és egyéb vas típusú fémekkel érintkeznek. A 962,494 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi bejelentés adatait referenciaként adjuk meg.
- 19 SZABADALMI IGÉNYPONTOK
Claims (14)
1. Eljárás metán kinyerésére szénágy képződményekből, azzal jellemezve, hogy a képződménybe egy savas vizes oldatot injektálunk, amely oldat hatásos mennyiségű szerves amfoter tercier-ammónium típusú felületaktív anyagot tartalmaz, amely anyag (a) egy hidrofil-részt tartalmaz, amely 1-3 tercier-ammónium-csoporttal rendelkezik, ahol valamennyi ilyen csoport N-atomja legalább egy 3-4 szénatomszámú telítetlen-karbonsav-csoporthoz kapcsolódik; és (b) egy hidrofób-részt tartalmaz, amely szénhidrogén-csoporttal jellemezhető, ahol a szénhidrogén-csoport lehet benzilcsoport vagy 4-8 szénatomszámú alkilcsoport, ami közvetlenül az N-atomhoz kapcsolódik a tercier-ammónium-csoportba, vagy lehet 5-19 szénatomszámú szénhidrogén-csoport, amely a hidrofil-részhez imidazolin-kapcsolódással kapcsolódik.
2. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az alkalmazott savas oldat pH értéke 3 vagy ennél alacsonyabb.
3. Az 1. vagy 2. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az alkalmazott amfoter felületaktív anyagban mindenegyes tercier-ammónium-csoport N-atomja két 3-4 szénatomszámú telítetlen karbonsav-csoporthoz kapcsolódik.
4. A 3. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az alkalmazott felületaktív anyag csak egy tercier-ammónium-csoportot tartalmaz és a hidrofób-rész a tercier-ammónium-csoport nitrogénatomjához közvetlenül kapcsolódik és lehet 4-8 szénatomszámú alkilcsoport vagy benzilcsoport.
5. A 3. vagy 4. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az alkalmazott savas oldat sósav vizes oldata hangyasav vagy ecetsav.
6. Az 1., 2., 3., 4. vagy 5. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a felületaktív anyagot tartalmazó vizes savas oldatot a képződményben olyan nyomással injektáljuk, amely a képződményt károsító nyomás alatti érték.
7. Az 1., 2., 3., 4., 5. vagy 6. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a sav koncentrációja a savas oldatban 5-15 tömeg% közötti.
8. A 4. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az alkalmazott felületaktív anyag az (I) általános képletü vegyület, ahol az általános képletben
R1 jelentése benzilcsoport vagy 4-8 szénatomszámú alkilcsoport; R2 jelentése 3-4 szénatomszámú telítetlen karbonsav-csoport; és X' jelentése egymástól függetlenül CT, HCOO, NH2SO3· vagy CH3COO'.
9. Az 1., 2. vagy 3. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az alkalmazott felületaktív anyag a (II) általános képletü vegyület, ahol az általános képletben n jelentése 1-3 közötti egész szám;
R·! jelentése 5-19 szénatomszámú alkilcsoport;
R2 jelentése egymástól függetlenül C2H4-csoport vagy C3H6-csoport;
R3 jelentése propanoil-csoport vagy 2-metil-propanoil-csoport; és
X' jelentése egymástól függetlenül Cl·, HCOO', NH2SO3',vagy CH3COO*.
10. Eljárás földalatti szénágy képződmények kezelésére, amelyek metánt tartalmaznak, azzal jellemezve, hogy a képződményben egy savas vizes kezelő folyadékot injektálunk, amely 0,1-2,0 tömeg% felületaktív anyagot tartalmaz, amely azzal jellemezhető, hogy egy amfoter ammónium-vegyület, amely (a) (la) általános képletü vegyület, ahol az általános képletben
R! jelentése benzilcsoport vagy 4-8 szénatomszámú alkilcsoport; R2 jelentése propanoil-csoport vagy 2-metil-propanoil-csoport;
X’ jelentése Cl·, HCOO'- vagy NH2SO3‘ vagy CH3COO' és (b) (Ha) általános képletü vegyület, ahol az általános képletben n jelentése 1-3 közötti egész szám;
Rt jelentése 5-19 szénatomszámú alkilcsoport;
R2 jelentése C2H4-csoport vagy C3H6-csoport;
R3 jelentése egymástól függetlenül C3H4OOH-csoport vagy 2-CH3-C3H3OOH-csoport és
X' jelentése Cl·, HCOO', NH2SO3‘ vagy CH3COO‘.
11. A 10. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a savas oldat lehet sósav vagy hangyasav oldat.
12. A 10. vagy 11. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az általános képletekben R-j jelentése 6-8 szénatomszámú csoport.
13. A 10., 11. vagy 12. igénypontok bármelyike szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy az injektált savas oldatot a képződménybe mátrix sebességgel illetve nyomással injektáljuk.
14. Eljárás földalatti szénágy képződmény kezelésére, amely metánt tartalmaz, azzal jellemezve, hogy a készítménybe savas oldatot injektálunk, amelynek pH értéke 3 vagy ennél alacsonyabb és amely felületaktív anyagot tartalmaz, amely felületaktív anyag hidrofil- és hidrofób-résszel rendelkezik, ahol a hidrofií-rész a hidrofób-részhez közvetlen kötéssel kapcsolódik vagy imidazolin-csoporton keresztül kapcsolódik; és a hidrofób-rész 4-8 szénatomszámú szénhidrogén-
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/056,674 US5470823A (en) | 1993-05-03 | 1993-05-03 | Stimulation of coalbed methane production |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| HU9503140D0 HU9503140D0 (en) | 1995-12-28 |
| HUT72812A true HUT72812A (en) | 1996-05-28 |
Family
ID=22005912
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| HU9503140A HUT72812A (en) | 1993-05-03 | 1994-04-29 | Stimulation of coalbed methane production |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5470823A (hu) |
| EP (1) | EP0695392A4 (hu) |
| AU (1) | AU6821494A (hu) |
| CA (1) | CA2162024A1 (hu) |
| HU (1) | HUT72812A (hu) |
| WO (1) | WO1994025730A1 (hu) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU775661B2 (en) * | 2000-02-25 | 2004-08-12 | Schlumberger Technology B.V. | Foaming agents for use in coal seam reservoirs |
| US6915854B2 (en) * | 2001-10-02 | 2005-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Foaming agents for use in coal seam reservoirs |
| US20050082058A1 (en) * | 2003-09-23 | 2005-04-21 | Bustin Robert M. | Method for enhancing methane production from coal seams |
| US7005087B2 (en) * | 2003-12-30 | 2006-02-28 | Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for preventing fouling in (meth)acrylic acid processes |
| CA2618838C (en) | 2005-08-12 | 2014-02-11 | University Of Wyoming Research Corporation D/B/A Western Research Institute (The) | Biogenic methane production using amendment stimulation |
| US7696132B2 (en) * | 2006-04-05 | 2010-04-13 | Luca Technologies, Inc. | Chemical amendments for the stimulation of biogenic gas generation in deposits of carbonaceous material |
| CA2652144C (en) * | 2006-05-17 | 2016-07-12 | Green Earth Industries, Llc | Increased microbial production of methane gas from subsurface hydrocarbon containing formations |
| US20090306898A1 (en) * | 2008-06-04 | 2009-12-10 | Prop Tester, Inc. | Testing Particulate Materials |
| US8469099B2 (en) * | 2008-10-29 | 2013-06-25 | ACT Operating Company | Hydraulic fracturing of subterranean formations |
| AU2010332294C1 (en) | 2009-12-18 | 2015-06-18 | Ciris Energy, Inc. | Biogasification of coal to methane and other useful products |
| WO2016093690A1 (en) * | 2014-12-12 | 2016-06-16 | Schlumberger Technology B.V. | Method for treating coalbed methane formation |
| CN105604534A (zh) * | 2016-01-24 | 2016-05-25 | 廊坊开发区中油化油气技术服务有限公司 | 用于煤层气储层增产的水力波及压裂工艺方法 |
| CN108977185B (zh) * | 2017-06-02 | 2021-06-01 | 中国石油天然气集团公司 | 一种用于清除煤粉的清洗液及其制备方法和应用 |
| CN110067537A (zh) * | 2019-03-04 | 2019-07-30 | 西安思源学院 | 用于煤层气排采的小变温吸附曲线制作方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3384416A (en) * | 1965-03-24 | 1968-05-21 | Ruehl Walter | Method of degassing and fracturing coal seams |
| US3794116A (en) * | 1972-05-30 | 1974-02-26 | Atomic Energy Commission | Situ coal bed gasification |
| US3934649A (en) * | 1974-07-25 | 1976-01-27 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Method for removal of methane from coalbeds |
| US4883122A (en) * | 1988-09-27 | 1989-11-28 | Amoco Corporation | Method of coalbed methane production |
| US4993491A (en) * | 1989-04-24 | 1991-02-19 | Amoco Corporation | Fracture stimulation of coal degasification wells |
| US5033550A (en) * | 1990-04-16 | 1991-07-23 | Otis Engineering Corporation | Well production method |
| US5058425A (en) * | 1991-01-03 | 1991-10-22 | Texaco Inc. | Earthen core analyzing means and method for determining the methane storage capacity of the core |
| US5249627A (en) * | 1992-03-13 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Method for stimulating methane production from coal seams |
| US5322630A (en) * | 1992-05-14 | 1994-06-21 | Exxon Chemical Patents Inc. | Amine derivatives as corrosion inhibitors |
-
1993
- 1993-05-03 US US08/056,674 patent/US5470823A/en not_active Expired - Fee Related
-
1994
- 1994-04-29 HU HU9503140A patent/HUT72812A/hu unknown
- 1994-04-29 AU AU68214/94A patent/AU6821494A/en not_active Abandoned
- 1994-04-29 EP EP94916605A patent/EP0695392A4/en not_active Withdrawn
- 1994-04-29 CA CA002162024A patent/CA2162024A1/en not_active Abandoned
- 1994-04-29 WO PCT/US1994/004734 patent/WO1994025730A1/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU6821494A (en) | 1994-11-21 |
| HU9503140D0 (en) | 1995-12-28 |
| CA2162024A1 (en) | 1994-11-10 |
| WO1994025730A1 (en) | 1994-11-10 |
| US5470823A (en) | 1995-11-28 |
| EP0695392A4 (en) | 1998-01-07 |
| EP0695392A1 (en) | 1996-02-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5146986A (en) | Methods of reducing the water permeability of water and oil producing subterranean formations | |
| US6875728B2 (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| HUT72812A (en) | Stimulation of coalbed methane production | |
| US20230058204A1 (en) | Surfactants for oil and gas production | |
| EA004514B1 (ru) | Состав жидкости для обработки скважин и способ гидравлического разрыва угольного пласта | |
| EP0566394A1 (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US20040045710A1 (en) | Reservoir treatment fluids | |
| CA2978559A1 (en) | Foam assisted liquid removal using alcohol ether sulfonates | |
| KR102701635B1 (ko) | 오일 및 가스 생산을 위한 계면활성제 | |
| WO2001027440A1 (en) | Well treatment fluids comprising mixed aldehydes | |
| WO1989010463A1 (en) | Recovery of oil from oil reservoirs | |
| US10494907B2 (en) | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks | |
| WO2012154521A2 (en) | Novel quaternary foamers for downhole injection | |
| EP2480624B1 (en) | Foamers for downhole injection | |
| US5168930A (en) | Desiccant for well acidizing process | |
| CA1230960A (en) | Modified waterflood technique for enhanced hydrocarbon recovery from argillaceous subterranean reservoirs | |
| RU2247833C1 (ru) | Способ кислотной обработки продуктивного пласта | |
| RU2314332C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ с его использованием | |
| US20160068736A1 (en) | Reversible foamed wellbore fluids | |
| AU2016426983B2 (en) | Inhibiting corrosion in a downhole environment | |
| US4288332A (en) | Methods and compositions for treating subterranean formations | |
| 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 | |
| RU2257467C1 (ru) | Твердая основа состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| CA2360626C (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| RU2110679C1 (ru) | Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| DFC4 | Cancellation of temporary prot. due to refusal |