RU2453690C2

RU2453690C2 - Способ обработки углеводородной формации

Info

Publication number: RU2453690C2
Application number: RU2009136514/03A
Authority: RU
Inventors: Гари А. ПОУП (US); Гари А. Поуп; ДЖР. Джимми Р. БАРАН (US); ДЖР. Джимми Р. БАРАН; Вишал БАНГ (US); Вишал БАНГ; Мукул М. ШАРМА (US); Мукул М. ШАРМА
Original assignee: Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем; 3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани
Priority date: 2007-03-23
Filing date: 2007-12-30
Publication date: 2012-06-20
Also published as: RU2009136514A; WO2008118239A1; EP2134806A1; US20100276149A1; EP2134806A4; WO2008118239A9; US8403050B2; CN101835872B; CN101835872A; MX2009010091A

Abstract

Изобретение относится к обработке углеводородной формации, где присутствует рассол. Технический результат - повышение производительности скважин, где присутствует рассол и/или газовый конденсат. Способ обработки кластической формации, несущей углеводород, в которой имеется рассол, включает этапы, на которых приводят в соприкосновение указанную формацию с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, одна из, по меньшей мере, частично растворяющей или, по меньшей мере, частично вытесняющей рассол в указанной формации и впоследствии приводят в соприкосновение указанную формацию с композицией, включающей неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество - НФПАВ, содержащее, по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную приведенными структурными формулами, и растворитель, причем, когда композицию приводят в соприкосновение с указанной формацией, указанное НФПАВ имеет точку помутнения, которая выше температуры указанной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 24 з.п. ф-лы, 3 пр, 20 табл., 3 ил.

Description

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В технике подземного бурения скважин известно, что в некоторых скважинах (например, некоторых нефтяных и/или газовых скважинах) присутствует рассол в геологических формациях, несущих углеводород, поблизости ствола скважины (также в технике известно как "призабойная зона скважины"). Рассол может быть природного происхождения (например, реликтовая вода) и/или может быть результатом операций, проведенных в скважине.

В случае некоторых скважин (например, некоторых газовых скважин) жидкие углеводороды (также известны в технике как "конденсат") могут образовываться и накапливаться в призабойной зоне скважины. Присутствие конденсата может вызывать большое снижение в относительной проницаемости газа и конденсатов, таким образом, производительность скважины снижается.

Присутствие рассола и/или газовых конденсатов в призабойной зоне скважины геологической формации, несущей углеводород, может ингибировать или останавливать получение углеводородов из скважины и поэтому обычно является нежелательным.

Были опробованы различные подходы для увеличения производства углеводорода таких скважин. Один подход, например, включает операцию дробления и расклинивания (например, перед или одновременно с операцией гравийной засыпки) для усиления проницаемости геологической формации, несущей углеводород, расположенной рядом со стволом скважины. Химические обработки (например, введение метанола) также применяли для улучшения производительности таких нефтяных и/или газовых скважин. Последние обработки типично вводят в призабойную зону скважины геологической формации, несущей углеводород, где они взаимодействуют с рассолом и/или конденсатами для их замещения и/или растворения, таким образом содействуя повышенному получению углеводорода из скважины.

Традиционные обработки для повышения получения углеводорода из скважин с рассолом и/или конденсатом в призабойной зоне скважины несущей углеводород геологической формации, тем не менее, часто относительно кратковременны, и требуют дорогой и продолжительной повторной обработки.

Выявление приемлемых химических обработок и способов, которые будут эффективны для увеличения эффективности получения углеводородов и будут надежными, остается проблемой, тем более, что условия скважин, такие как температура, содержание рассола и композиция рассола, могут варьировать в скважинах и/или даже могут варьировать со временем в данной скважине.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном аспекте данное изобретение представляет способ обработки кластической формации, несущей углеводород, в которой имеется рассол, способ включает этапы, на которых:

приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере, одна из, по меньшей мере, частично растворяющей или, по меньшей мере, частично вытесняющей рассол в кластической формации, несущей углеводород; и

впоследствии приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с композицией, причем композиция включает:

неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, включающее:

по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой;

и по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:

или

где R_f представляет перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;

R, R₁ и R₂ каждый независимо представляет собой водород или алкил от 1 до 4 атомов углерода;

n является целым числом от 2 до 10;

ЕО представляет собой -CH₂CH₂O-;

каждый РО независимо представляет собой -CH(CH₃)CH₂O- или -СН₂СН(СН₃)O-;

каждый р независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128; и

каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55; и

растворитель,

причем, когда композицию приводят в соприкосновение с кластической формацией, несущей углеводород, неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество имеет точку помутнения, которая выше температуры кластической формации, несущей углеводород. В некоторых вариантах осуществления R_f представляет собой перфторбутил.

В некоторых вариантах осуществления, когда композицию приводят в соприкосновение с кластической формацией, несущей углеводород, формация, главным образом, не содержит осажденную соль. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда, в основном, не содержит поверхностно-активного вещества. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из толуола, дизельного топлива, гептана, октана или конденсата. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда, по меньшей мере частично, растворяет рассол. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления, полиол или полиоловый эфир, по меньшей мере, один из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, диэтиленгликоля монометилового эфира, этиленгликоля монобутилового эфира или дипропиленгликоля монометилового эфира. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда дополнительно включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, имеющие независимо от 1 до 4 атомов углерода.

В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из воды, метанола, этанола или изопропанола. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда включает, по меньшей мере, одно из азота, диоксида углерода или метана. В некоторых вариантах осуществления, композиция включает, по меньшей мере, 50 весовых процентов (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, 60, 70, 80 и 90 весовых процентов) растворителя на основе общего веса композиции. В некоторых вариантах осуществления, композиция дополнительно включает воду.

В некоторых вариантах осуществления, растворитель включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода; причем растворитель включает, по меньшей мере, одно из одноатомного спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления, полиол или полиоловый эфир, по меньшей мере, одно из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, (1,8-октандиола, диэтиленгликоля монометилового эфира, этиленгликоля монобутилового эфира или дипропиленгликоля монометилового эфира. В некоторых вариантах осуществления, растворитель включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, независимо имеющий от 1 до 4 атомов углерода.

В некоторых вариантах осуществления, неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество имеет среднечисловой молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 30000, 40000, 50000, 60000, 75000, 100000 или больше грамм/моль. В некоторых вариантах осуществления, кластическая формация, несущая углеводород, является нисходящей скважиной. В некоторых вариантах осуществления, кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну первую газопроницаемость перед приведением в соприкосновение формации с текучей средой и приведением в соприкосновение формации с композицией и, по меньшей мере, одну вторую газопроницаемость после приведения в соприкосновение формации с текучей средой и приведением в соприкосновение формации с композицией, где вторая газопроницаемость, по меньшей мере, на 5 процентов (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, на 10, 15, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 110, 120, 130, 140 или даже, по меньшей мере, на 150 процентов или больше) больше первой газопроницаемости. В некоторых вариантах осуществления, относительная проницаемость представляет собой относительную проницаемость по газу.

В некоторых вариантах осуществления, способ может также включать допуск потока конденсата в кластическую формацию, несущую углеводород, после приведения в соприкосновение формации с текучей средой и перед приведением в соприкосновение формации с композицией.

В некоторых вариантах осуществления, формация имеет конденсат, где текучая среда, по меньшей мере, одна из, по меньшей мере, частично растворяющей или, по меньшей мере, частично вытесняющей конденсат. В некоторых вариантах осуществления ствол скважины прокладывают через кластическую формацию, несущую углеводород, причем способ дополнительно включает получение углеводородов из скважины после приведения в соприкосновение кластической формации, несущей углеводород, с композицией. В некоторых вариантах осуществления, кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину. В некоторых вариантах осуществления, трещина содержит в себе множество расклинивающих агентов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА

Для более полного понимания признаков и преимуществ данного изобретения выполнили подробное описание со ссылкой на сопровождающие фигуры, на которых:

Фиг.1 представляет собой схематическое изображение примера осуществления морской нефтегазовой платформы, на которой используется устройство для обработки призабойной зоны скважины по данному изобретению,

Фиг.2 представляет собой увеличенный фрагмент фиг.1, на котором более подробно показана призабойная зона скважины для тех вариантов осуществления, связанных с трещиноватой формацией; и

Фиг.3 представляет собой схематическую иллюстрацию установки заводнения керна для исследования образцов керна и других материалов, применяя композиции и способы по данному изобретению.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Между тем создание и применение различных вариантов осуществления по данному изобретению обсуждено подробно ниже, нужно принимать во внимание, что данное изобретение представляет применимые идеи изобретения, которые могут быть применены в большом разнообразии отдельно взятых контекстов. Конкретные варианты осуществления, обсуждаемые тут, являются всего лишь иллюстративными конкретными путями создания и применения изобретения и не ограничивают объем изобретения.

Для облегчения понимания данного изобретения ниже определен ряд выражений. Выражения, которые определены в описании, принимают значения, общеизвестные для специалиста в областях, имеющих отношение к данному изобретению. Формы единственного числа не предназначены ссылаться только на отдельную единицу, но включают общий класс, в котором конкретный пример можно применять для иллюстрации. Здесь терминологию применяют для описания специфических вариантов осуществления изобретения, но ее применение не ограничивает данное изобретение за исключением изложенного в формуле изобретения.

Выражение "рассол" означает воду с, по меньшей мере, одной растворенной солью электролита (например, имеющую любую ненулевую концентрацию, которая может быть, в некоторых вариантах осуществления, меньше чем 1000 частей на миллион по весу (ppm) или более 1000 ppm, более 10000 ppm, более 20000 ppm, 30000 ppm, 40000 ppm, 50000 ppm, 100000 ppm, 150000 ppm или даже более 200000 ppm).

Выражение "условия нисходящей скважины" означают температуру, давление, влажность и другие условия, что обычно обнаруживается в подземных кластических формациях.

Выражение "гомогенный" означает макроскопическую однородность по всей толще, а не предрасположенность к самопроизвольному макроскопическому разделению фаз.

Выражение "формация, несущая углеводороды" включает и формации, несущие углеводороды в месторождении (т.е. подземные формации, несущие углеводороды), и части таких формаций, несущих углеводороды (например, образцы керна).

Выражение "трещина" означает трещину, сделанную человеком. При эксплуатации, например, трещины типично делаются введением продавочной текучей среды в подземную геологичекую формацию при скорости и давлении, достаточных для открытия там трещины (т.е. превышения прочности горных пород).

Выражение "гидролизуемая силановая группа" означает группу, имеющую, по меньшей мере, одну часть Si-O-Z, которая подвергается гидролизу с водой при рН от приблизительно 2 до приблизительно 12, где Z представляет собой Н или замещенный или незамещенный алкил или арил.

Выражение "неионный" означает отсутствие ионных групп (например, соли) или групп (например, -CO₂H, -SO₃H, -OSO₃H, -Р(=O)(ОН)₂), которые полностью ионизированы в воде.

Выражение "нормальная точка кипения" означает точку кипения при давлении в одну атмосферу (100 кПа).

Выражение "полимер" означает молекулу с молекулярным весом, по меньшей мере, 1000 грамм/моль, структура которой включает многократное повторение единиц, происходящих, фактически или концептуально, от молекул с относительно низкой молекулярной массой.

Выражение "полимерный" означает включающий полимер.

Выражение "растворитель" означает гомогенный жидкий материал (включающий любую воду, с которой его можно смешать), способный, по меньшей мере частично, растворять неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество (вещества), с которым его смешали при 25°С.

Выражение "смешивающийся с водой" означает растворимый в воде во всех пропорциях.

Выражение "производительность", по отношению к скважине, означает способность скважины вырабатывать углеводороды; а именно соотношение скорости потока углеводородов к падению давления, где падением давления является разница между средним пластовым давлением и динамическим забойным давлением скважины (т.е. поток на единицу движущей силы).

Как применяют в данном описании выражение "в основном без осажденной соли", относится к количеству солей, обнаруженных при условиях нисходящей скважины, которые оседают. В одном примере, в основном без осажденной соли подразумевает количество соли, которое не более чем на 5% выше количества продукта растворимости при данной температуре и давлении. В другом примере, формация становится в основном без осажденной соли, когда количество соли в формации снизили, растворили или вытеснили, так что соли не препятствуют взаимодействию (например, адсорбции) неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества с формацией.

Выражение "точка помутнения" поверхностно-активного вещества относится к температуре, при которой неионное поверхностно-активное вещество становится негомогенным в воде. Эта температура может зависеть от многих переменных (например, концентрации поверхностно-активного вещества, концентрации растворителя, композиции растворителя, концентрации воды, концентрации и композиции электролита, концентрации и композиции масляной фазы и присутствия других поверхностно-активных веществ).

Как применяют тут, выражение "в основном не содержит поверхностно-активного вещества" относится к текучей среде, которая может содержать поверхностно-активное вещество в количестве, недостаточном для того, что текуча среда имела точку помутнения, например когда она ниже своей критической концентрации мицелл. Текучая среда, которая, в основном, не содержит поверхностно-активное вещество, может быть текучей средой, которая содержит поверхностно-активное вещество, но в количестве, недостаточном для изменения смачиваемости, например кластической формации, несущей углеводород, при условиях нисходящей скважины. Текучая среда, которая, в основном, не содержит поверхностно-активного вещества, содержит весовые проценты поверхностно-активного вещества, настолько низкие, как 0 весовых процентов.

Способы по данному изобретению применяют для обработки кластических формаций, несущих углеводороды, в которых имеется рассол. Рассол может быть реликтовой или нереликтовой водой, подвижной (например, с поперечным течением) или неподвижной (например, остаточной) водой, водой природного происхождения или водой, полученной в результате действий на формацию (например, водой из водных промывочных текучих сред или водных продавочных текучих сред). В некоторых вариантах осуществления рассолом является реликтовая вода. Типично, способы по данному изобретению применяют, когда рассол, что находится в кластической формации, несущей углеводород, имеет высокий уровень содержания соли и/или когда высокий уровень водонасыщения находится в формации.

В некоторых вариантах осуществления, кластическая формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из залежи сухого газа, залежи влажного газа, залежи отходящего конденсата газа, залежи газа в плотных породах, залежи газа из угольных пластов или залежи хранения.

Текучие среды (жидкости и газы), применимыми в осуществлении данного изобретения, являются, по меньшей мере, одной из, по меньшей мере, частично растворяющих или, по меньшей мере, частично замещающих рассол в кластической формации, несущей углеводород. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда, по меньшей мере частично, замещает рассол в кластической формации, несущей углеводород. В некоторых вариантах осуществления, текучая среда, по меньшей мере частично, растворяет рассол в кластической формации, несущей углеводород. Примеры применимых текучих сред включают полярные и/или смешивающиеся с водой растворители, такие как одноатомные спирты, имеющие от 1 до 4 или более атомов углерода (например, метанол, этанол, изопропанол, пропанол или бутанол); полиолы, такие как гликоли (например, этиленгликоль или пропиленгликоль), концевые алкандиолы (например, 1,3-пропандиол, 1,4-бутандиол, 1,6-гександиол или 1,8-октандиол), полигликоли (например, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль или дипропиленгликоль) или триолы (например, глицерол, триметилолпропан); эфиры (например, диэтиловый эфир, метил t-бутиловый эфир, тетрагидрофуран, р-диоксан); полиоловые эфиры, такие как гликолевые эфиры (например, монобутиловый эфир этиленгликоля, монометиловый эфир диэтиленгликоля, монометиловый эфир дипропиленгликоля, монометиловый эфир пропиленгликоля или такие гликолевые эфиры, доступные под торговым обозначением "DOWANOL" от Dow Chemical Co., Midland, MI); и кетоны (например, ацетон или 2-бутанон). Применимые текучие среды также включают жидкие или газообразные углеводороды (например, толуол, дизельное топливо, гептан, октан, конденсат, метан и изопарафиновые растворители, полученные от Total Fina, Paris, France, под торговым обозначением "ISANE" и от Exxon Mobil Chemicals, Houston, TX, под торговым обозначением "ISOPAR") и другие газы (например, азот и диоксид углерода).

Композиции, применимые в осуществлении данного изобретения, включают неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество и растворитель.

Применимые неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества включают:

по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:

или

R_f представляет перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода. Иллюстративные группы R_f включают перфторметил, перфторэтил, перфторпропил, перфторбутил (например, перфтор-n-бутил или перфтор-sec-бутил), перфторпентил, перфторгексил, перфторгептил и перфтороктил;

R, R₁ и R₂ каждый независимо представляет собой водород или алкил от 1 до 4 атомов углерода (например, метил, этил, n-пропил, изопропил, бутил, изобутил или t-бутил);

n является целым числом от 2 до 10;

ЕО представляет собой -CH₂CH₂O-.

Каждый РО независимо представляет собой -СН(СН₃)CH₂O- или -СН₂СН(СН₃)O-.

Каждый р независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128.

Каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55. В некоторых вариантах осуществления q может находиться в диапазоне от 1 до 55, а соотношение р к q составляет, по меньшей мере, от 0,5, 0,75, 1 или 1,5 до 2,5, 2,7, 3, 4, 5 или более.

Неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, описанные выше, обычно получают сополимеризацией:

по меньшей мере, одного соединения, представленного формулой

и по меньшей мере, одного соединения, представленного формулой:

или

Неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества, описанные выше, можно получить, например, методиками, известными в технике (например, при помощи свободнорадикальной инициированной сополимеризации содержащего нонафторбутансульфонамидогруппу акрилата с поли(алкиленокси) акрилатом (например, моноакрилатом или диакрилатом) или их смесями). Регулируя концентрацию и активность инициатора, концентрацию мономеров, температуру и агенты передачи цепи, можно контролировать молекулярный вес сополимера полиакрилата. Описание получения таких полиакрилатов раскрыто, например, в патенте США №3787351 (Olson), который включен в данное описание ссылкой. Получение мономеров нонафторбутансульфонамидоакрилата описано, например, в патенте США №2803615 (Ahlbrecht et aL), который включен в данное описание ссылкой. Примеры фторалифатических полимерных сложных эфиров и их получение описаны, например, в патенте США №6664354 (Savu et al.), который включен в данное описание ссылкой.

Способы, описанные выше для создания структур, содержащих нонафторбутилсульфонамидогруппу, можно применять для создания гептафторпропилсульфонамидогрупп, начиная с гептафторпропилсульфонилфторида, который можно получить, например, способами, описанными в примерах 2 и 3 патента США №2732398 (Brice et al.), включенного в данное описание ссылкой.

Приемлемые неионные фторированные полимерные поверхностно-активные вещества типично имеют среднечисловой молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 10000 грамм/моль, 20000 грамм/моль, 30000 грамм/моль, 40000 грамм/моль, 50000 грамм/моль или даже 100000 грамм/моль, хотя более высокие и более низкие молекулярные веса могут также применяться. Также в пределах объема данного изобретения находится применение смесей неионных фторированных полимерных поверхностно-активных веществ.

В некоторых вариантах осуществления неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество не содержит гидролизуемых силановых групп. Это может быть преимуществом, например продление срока хранения композиции.

Примеры применимых растворителей включают органические растворители, воду и комбинацию этого. Примеры органических растворителей включают полярные и/или смешивающиеся с водой растворители, такие как одноатомные спирты, независимо имеющие от 1 до 4 или более атомов углерода (например, метанол, этанол, изопропанол, пропанол и бутанол); полиолы, такие как, например, гликоли (например, этиленгликоль или пропиленгликоль), концевые алкандиолы (например, 1,3-пропандиол, 1,4-бутандиол, 1,6-гександиол или 1,8-октандиол), полигликоли (например, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль или дипропиленгликоль) или триолы (например, глицерол, триметилолпропан); эфиры (например, диэтиловый эфир, метил t-бутиловый эфир, тетрагидрофуран, р-диоксан; полиоловые эфиры, такие как гликолевые эфиры (например, монобутиловый эфир этиленгликоля, монометиловый эфир диэтиленгликоля, монометиловый эфир дипропиленгликоля, монометиловый эфир пропиленгликоля или такие гликолевые эфиры, доступные под торговым обозначением "DOWANOL" от Dow Chemical Co., Midland, MI); кетоны (например, ацетон или 2-бутанон), легко газифицируемые текучие среды (например, аммиак, низкомолекулярные углеводороды или замещенные углеводороды, конденсат и сверхкритичный или жидкий диоксид углерода) и смеси этого.

В некоторых вариантах осуществления, растворитель включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира и, по меньшей мере, одно из одноатомного спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода. В этих вариантах осуществления, в случае, если компонент растворителя является членом двух функциональных классов, его можно применять как каждый класс, но не оба. Например, метиловым эфиром этиленгликоля может быть полиоловый эфир или одноатомный спирт, но не оба одновременно.

В некоторых вариантах осуществления, компонент (компоненты) растворителя и/или текучей среды может иметь нормальную точку кипения менее чем 650°F (343°С) (в некоторых вариантах осуществления, менее чем 450°F (232°C)); например, для облегчения удаления растворителя и/или текучей среды из скважины после обработки.

В некоторых вариантах осуществления, растворитель и/или текучая среда включает полиол, который имеет независимо от 2 до 25 (в некоторых вариантах осуществления 2-20, 2-10, 2-8 или даже 2-6) атомов углерода. В некоторых вариантах осуществления, растворитель и/или текучая среда включает полиоловый эфир, который независимо имеет от 3 до 25 (в некоторых вариантах осуществления 3-20, 3-10, 3-8 или даже 5-8) атомов углерода.

Хотя, не желая связываться теорией, полагали, что более желаемые результаты обработки формации получены, когда композиция, применяемая в конкретной формации, несущей углеводород, является гомогенной при условиях (например, температура (температуры) и композиция рассола), встречающихся в формации. Соответственно, количество текучей среды и тип можно выбрать так, что оно, по меньшей мере, одно из растворяющих или замещающих достаточное количество рассола в формации, так что когда композицию добавили к формации, неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество имеет точку помутнения, которая выше, по меньшей мере, одной температуры, обнаруженной в формации. В некоторых вариантах осуществления, количество текучей среды и тип можно выбрать так, что оно, по меньшей мере, одно из растворяющих или замещающих достаточное количество рассола в формации, так что когда композицию приводят в соприкосновение с формацией, формация, главным образом, не содержит осажденную соль.

Эффективность композиций, описанных тут, для улучшения производительности отдельной формации (необязательно имеющей конденсат) типично может определяться способностью композиции растворять количество рассола, которое остается (и необязательно конденсат) в формации после приведения в соприкосновение формации с текучей средой. Следовательно, при данной температуре большие количества композиций, имеющих более низкую растворимость рассола (и/или конденсата) (т.е. композиций, которые могут растворять относительно более низкое количество рассола или конденсата), типично будут необходимы, нежели в случае композиций, имеющих более высокую растворимость рассола (и/или конденсата) и содержащих то же поверхностно-активное вещество при той же концентрации.

Один подходящий способ оценки - будет ли композиция гомогенной при условиях, обеспеченных в кластической формации, несущей углеводород, включает объединение (например, в контейнере) модели рассола с композицией неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества-растворителя при данной температуре и затем смешивание образца рассола с композицией. Со временем смесь можно оценить (например, 5 минут, 1 час, 12 часов, 24 часа или дольше) увидев, разделились ли фазы или стали непрозрачными. Регулируя относительные количества рассола и композиции, возможно определить максимальную емкость накопления рассола (выше которого происходит разделение фазы) композиции при данной температуре. Изменение температуры, при которой проводят вышеописанную процедуру, типично приводит к более полному пониманию пригодности композиций для обработки предложенной скважины.

Типично, композиции, используемые в осуществлении данного изобретения, включают от, по меньшей мере, 0,01, 0,015, 0,02, 0,025, 0,03, 0,035, 0,04, 0,045, 0,05, 0,055, 0,06, 0,065, 0,07, 0,075, 0,08, 0,085, 0,09, 0,095, 0,1, 0,15, 0,2, 0,25, 0,5, 1, 1,5, 2, 3, 4 или 5 процентов по весу до 5, 6, 7, 8, 9 или 10 процентов по весу неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества на основе общего веса композиции. Например, количество неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества в композициях может находиться в диапазоне 0,01-10; 0,1-10, 0,1-5, 1-10 или даже в диапазоне 1-5 процентов по весу неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества на основе общего веса композиции. Более низкие и более высокие количества неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества в композициях могут также применяться и могут быть желательными для некоторых применений.

Количество растворителя в композиции типично изменяется инверсно с количеством компонентов в композициях, применимых в осуществлении данного изобретения. Например, на основе общего веса композиции растворитель может находиться в композиции в количестве от, по меньшей мере, 10, 20, 30, 40 или 50 процентов по весу или более до 60, 70, 80, 90, 95, 98 или даже 99 процентов по весу или более.

В некоторых вариантах осуществления композиции, применимые в осуществлении данного изобретения, могут дополнительно включать воду (например, в растворителе). В некоторых вариантах осуществления, композиции по данному изобретению, в основном, не содержат воду (т.е. содержат менее 0,1 процента по весу воды на основе общего веса композиции).

Ингредиенты для композиций, описанных тут, включающих неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество и растворитель, можно комбинировать с помощью известных в технике методик для комбинирования этих типов материалов, включая применение традиционных магнитных мешалок или механической мешалки (например, совмещенный статический смеситель и рециркуляционный насос).

Как правило, количество неионного фторированного полимерного поверхностно-активного вещества и растворителя (и типа растворителя) зависит от конкретного применения, поскольку условия типично изменяются между формациями, несущими углеводород, например при различных глубинах в формации и даже со временем в данной формации. Преимущественно, способы по данному изобретению могут быть установлены для индивидуальных формаций и условий.

Способы по данному изобретению можно применять, например, для добычи углеводородов (например, по меньшей мере, одного из метана, этана, пропана, бутана, гексана, гептана или октана) из несущих углеводород подземных кластических формаций (в некоторых вариантах осуществления преимущественно песчаник). В некоторых вариантах осуществления, формация, несущая углеводород, включает, по меньшей мере, одно из глинистых пород, конгломерата, диатомита, песка или песчаника.

На фиг.1 схематически показана иллюстративная морская нефтегазовая платформа, имеющая общее обозначение 10. Полу погруженная платформа 12 помещена в центре над подводной кластической формацией, несущей углеводороды 14, расположенной под морским дном 16. Подводный нефтепровод 18 тянется от площадки 20 платформы 12 до устья установки 22, включающего противовыбросовые превенторы 24. Платформа 12 показана с подъемным устройством 26 и буровой вышкой 28 для подъема и понижения колонн труб, таких как спусковая колонна 30.

Ствол скважины 32 проходит через различные земные слои, включая формацию, несущую углеводороды 14. Крепление 34 скреплено цементом со стволом скважины 32 при помощи цемента 36. Спусковая колона 30 может включать различные средства, включая, например, сетчатый фильтр в сборе для борьбы с песком 38, который размещен в стволе скважины 32, примыкая к формации, несущей углеводороды 14. Также от платформы 12 через ствол скважины 32 тянется трубка подачи промывочного раствора 40, имеющая секцию нагнетания жидкости или газа 42, размещенную рядом с формацией, несущей углеводороды, 14, что показано с эксплуатационной зоной 48 между пакерами 44, 46. Когда нужно обработать область возле ствола скважины формации, несущей углеводороды 14, соседнюю с эксплуатационной зоной 48, спусковую колону 30 и трубу подачи промывочного раствора 40 опускают сквозь корпус 34 до тех пор, пока сетчатый фильтр в сборе для борьбы с песком 38 и секция нагнетания жидкости или газа 42 не будут установлены рядом с областью возле ствола скважины формации, несущей углеводороды 14, включающей перфорации 50. Затем описанную тут композицию закачивают в трубу подачи 40 для постепенной обработки области возле ствола скважины формации, несущей углеводороды 14.

Также на фиг.2 зона обработки изображена рядом с корпусом 34, цементом 36 в пределах перфорации 50. На увеличенном фрагменте показана трещина 57, в которую добавили расклинивающий агент 60. Трещина 57 показана в отношении к "зоне дробления" 62 и областям, окружающим область ствола скважины 32, показывая неразрабатываемую формацию, несущую углеводород 14. Поврежденная зона 64 имеет более низкую проходимость и показана между неразрабатываемой формацией, несущей углеводород 14, и креплением 34.

Несмотря на то что на графических материалах изображены морские работы, специалисту в данной области будет понятно, что композиции и способы для обработки эксплуатационной зоны ствола скважины одинаково хорошо подходят для применения в наземных работах. Кроме того, несмотря на то, что на графических материалах изображена вертикальная скважина, специалисту в данной области будет понятно, что способы по данному изобретению могут одинаково подходить, например, для применения в искривленных скважинах, наклонных скважинах или горизонтальных скважинах.

Схематическая диаграмма устройства для заводнения керна 100, которое применяли для определения относительной проницаемости образца субстрата, показана на фиг.3. Устройство для заводнение керна 100 включает поршневые насосы (модель №1458; получена от General Electric Sensing, Billerica, MA) 102 для введения текучей среды 103 при постоянной скорости в аккумуляторы текучей среды 116. Многочисленные напорные отверстия 112 на кернодержателе 108 использовали для измерения падения давления через четыре секции (2 дюйма в длину каждая) керна 109. Напорное отверстие 111 использовали для измерения падения давления по всей длине керна. Два регулятора обратного давления (модель № BPR-50 получена от Temco, Tulsa, OK) 104, 106 использовали для контроля гидродинамического давления на входе и выходе соответственно керна 109. Поток текучей среды проходил через вертикальный керн для избежания гравитационной сегрегации газа. Кернодержатель высокого давления (тип Hassler, модель UTPT-1×8-3K-13, доступная от Phoenix, Houston ТХ) 108, регуляторы обратного давления 106, аккумуляторы текучей среды 116 и трубопроводы заключались внутри печи с регулировкой давления и температуры (Модель DC 1406F; максимальные температурные значения 650°F (343°C), доступная от SPX Corporation, Williamsport, PA) при исследуемых температурах.

В основном, полагают, что желательно учитывать продолжительность остановки скважины после того, как трещины формаций, несущих углеводороды, были в контакте с композициями, описанными тут. Например, продолжительность остановки скважины может составлять несколько часов (например, 1-12 часов), около 24 часов или даже несколько (например, 2-10) дней.

Специалисту в данной области после рассмотрения данного описания будет понятно, что для осуществления данного изобретения нужно принимать во внимание различные факторы, включая, например, ионную силу композиции, рН (например, диапазон рН от приблизительно 4 до приблизительно 10) и радиальное напряжение вокруг ствола скважины (например, от приблизительно 1 бар (100 кПа) до приблизительно 1000 бар (100 МПа)).

Типично, после обработки по данному изобретению углеводороды затем получают из ствола скважины при повышенной скорости по сравнению со скоростью перед обработкой. В некоторых вариантах осуществления, где формация имеет, по меньшей мере, одну трещину, формация имеет, по меньшей мере, одну первую проводимость перед приведением в соприкосновение формации с композицией и, по меньшей мере, одну проводимость после приведения в соприкосновение формации с композицией, и где вторая проводимость, по меньшей мере, на 5 (в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, на 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 110, 120, 130, 140 или даже, по меньшей мере, 150 или более) процентов выше первой проводимости.

В некоторых вариантах осуществления, кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину. В некоторых из этих вариантов осуществления, трещина содержит в себе множество расклинивающих агентов. Расклинивающие материалы трещины типично вводят в формацию как часть гидравлической обработки трещины. Типичные расклинивающие агенты, известные в технике, включают те, что сделаны из песка (например, пески Ottawa, Brady или Colorado часто рассматриваются как белые или коричневые пески, имеющие различные соотношения), покрытого смолой песка, спеченного боксита, керамики (т.е. стекла, кристаллической керамики, стеклокерамики и их комбинаций), термопластмасс, органических материалов (например, перемолотые или раздробленные скорлупы орехов, скорлупы семян, косточки плодов и обработанная древесина) и глины. Песчаные расклинивающие агенты доступны, например, от Badger Mining Corp., Berlin, WI; Borden Chemical, Columbus, ОН и Fairmont Minerals, Chardon, OH. Термопластические расклинивающие агенты доступны, например, от Dow Chemical Company, Midland, MI; и BJ Services, Houston, TX. Расклинивающие агенты на основе глины доступны, например, от CarboCeramics, Irving, TX и Saint-Gobain, Courbevoie, France. Расклинивающие агенты из керамического спеченного боксита доступны, например, от Borovichi Refractories, Borovichi, Russia; 3M Company, St.Paul, MN; CarboCeramics и Saint Gobain. Расклинивающие агенты из стеклянных пузырьков и шариков доступны, например, от Diversified Industries, Sidney, British Columbia, Canada и 3М Company. В некоторых вариантах осуществления, расклинивающие агенты образуют блоки внутри формации и/или ствола скважины. Расклинивающие агенты можно выбрать, чтобы они были химически совместимы с текучими средами и композициями, описанными тут. Измельченные твердые частицы можно вводить в формацию, например, как часть гидравлической обработки трещины, борьбы с песком, заносимым в ствол скважины/формации, как часть любой обработки для борьбы с песком, такой как гравийный фильтр или гидроразрыв с установкой сетчатого фильтра.

Способ можно осуществить, например, в лабораторных условиях (например, образец керна (т.е. часть) формации, несущей углеводороды) или в месторождении (например, на подземной формации, несущей углеводороды, расположенной в забое нисходящей скважины). Типично, способы по данному изобретению применимы для условий нисходящей скважины с давлением в диапазоне от приблизительно 1 бар (100 кПа) до приблизительно 1000 бар (100 МПа) и температурой в диапазоне от приблизительно 100°F (37,8°C) до 400°F (204°С), хотя также их можно применять для обработки формаций, несущих углеводороды, при других условиях.

Кроме рассола и, необязательно, конденсата, в формации, несущей углеводород, могут присутствовать другие материалы (например, асфальтен или вода). Способы по данному изобретению можно также применять в этих случаях.

Различные способы (например, нагнетание), известные специалистам нефтегазовой области, можно применять в соответствии с данным изобретением для соприкосновения формаций в подземных формациях, несущих углеводород, с текучими средами и композициями, включающими растворитель и неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество. Колонну гибких труб, например, можно применять для доставки текучей среды и композиции в отдельную зону в формации. В некоторых вариантах осуществления, при осуществлении данного изобретения может быть желательным отделить отдельную зону в формации (например, обычными уплотнителями) для соприкосновения с текучей средой и композицией.

Преимущества и варианты осуществления данного изобретения дополнительно иллюстрируются следующими примерами, но отдельные материалы и их количества, что изложены в данных примерах, а также другие условия и подробности не должны рассматриваться как ограничивающие данное изобретение. Если не указано иное, все части, проценты, соотношения и т.д. в примерах и остальной части данного описания находятся по весу.

ПРИМЕР 1

Неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество ("Неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество А") получали в основном, как в примере 4 патента США №6664354 (Savu), кроме применения 15,6 грамм (г) 50/50 уайтспиритов/органического перекисного инициатора (tret-бутил перокси-2-этилгексаноата, доступного от Akzo Nobel, Arnhem, Netherlands под торговым обозначением «TRIGONOX-21-C50») вместо 2,2'-азобисизобутиронитрила, и с 9,9 г 1-метил-2-пирролидинона, добавленного к загрузкам.

Керн с параметрами, определенными ниже, отрезали от блока горной породы. Керн сушили в печи при 100°С на протяжении 24 часов и затем взвесили. Керн затем упаковали в политетрафторэтилен (ПТФЭ), алюминиевую фольгу и упаковали в термоусаживающуюся трубку (доступную под торговым обозначением "TEFLON HEAT SHRINK TUBING" от Zeus, Inc., Orangeburg, SC). Обернутый керн поместили в кернодержатель внутри печи при экспериментальной температуре.

Провели предварительную промывку, применяя текучую среду для предварительной промывки перед обработкой формации песчаника газового конденсата, имеющего рассол с высокой соленостью и/или высокое насыщение воды. Пример был осуществлен с применением керна песчаника Berea при температуре 322°F (161°С).

Начальную газопроницаемость измеряли, применяя азот при 75°F (23,9°C). Начальное насыщение рассола 30% устанавливали вдуванием измерянного значения рассола в вакуумированный керн. Соленость применяемого рассола была 180600 ppm. NaCl. Относительную проницаемость по газу при начальном насыщении воды измеряли, применяя азот, при 75°F (23,9°C). Таблица 1 (ниже) заключает в себе свойства керна и условия метода.

Таблица 1
Керн	Песчаник Berea
Длина, дюйм (см)	5,87 (14,91)
Диаметр, дюйм (см)	1 (2,54)
Пористость, %	20
Объем пор, см³	15,38
Swi (закачка соленой воды), %	30
Температура, °F (°C)	322 (161)
k, миллидарси	311

Была приготовлена смесь синтетических углеводородов, которая проявляет свойства ретроградного газоконденсата. Таблица 2 (ниже) представляет композицию смеси синтетического газа. Двухфазное заводнение жидкой смесью выполнили, применяя динамичный способ заполнения, который также известен как способ квазистационарного режима, пропуская текучую среду через верхний регулятор обратного давления, расположенный над давлением точки росы при 5500 фунтов на кв. дюйм (37,91 МПа) к давлению керна, расположенному ниже давления точки росы при помощи нижнего регулятора обратного давления. Этот эксперимент завершили при давлении керна 2600 фунтов на кв. дюйм (17,92 МПа). В таблице 3 суммированы результаты предварительной обработки двухфазного потока.

Таблица 2
Компонент	мол.%
Метан	70
n-Бутан	16,5
n-Гептан	7
n-Декан	3
n-Додекан	2
n-Пентадекан	1,5

Таблица 3
	k_rg	k_ro	Показатель улучшения
Предварительная обработка 2-фазного потока	0,066	0,075
Послеобработка 2-фазного потока	0,112	0,127	1,7

Затем керн промыли 20 перовыми объемами текучей среды (описано в таблице 5 (ниже)). Предварительная промывка удалила рассол с высокой соленостью из керна и, таким образом, это предотвратило рабочий раствор (композиция дана в таблице 4 (ниже)) от достижения точки помутнения, что могло произойти в присутствии рассола с высокой соленостью или воды высокого насыщения. Керн затем обработали 20 объемными порами композиции А, описанной в таблице 4 (ниже), и затем удерживали 15 часов. Установившийся двухфазный поток газа и конденсата затем выполнили при тех же условиях, что и предварительную обработку двухфазного потока. В таблице 3 (выше) подытожили результат для послеобработки двухфазного потока. Результаты показали, что химическая обработка повысила относительную проницаемость газа и конденсата приблизительно в 1,7. В таблице 6 (ниже) показаны результаты испытания на совместимость между композицией А и рассолом, применяемым в примере 1 при 160°С.

Таблица 4
Компонент композиции	вес.%
Неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество А	2
Пропиленгликоль (PG)	69
Изопропиловый спирт (IPA)	29

Таблица 5
Компонент текучей среды	вес.%
Пропиленгликоль (PG)	70
Изопропиловый спирт (IPA)	30

Таблица 6
Рассол, грамм	Композиция-А (Таблица-4), грамм	Рассол, вес.%	Растворимость
1	4	20	Прозрачный
1,25	3,75	25	Прозрачный
1,5	3,5	30	Слегка мутный
1,75	3,25	35	Мутный

Результаты показали, что предварительная промывка текучей средой обеспечивает эффективные средства обработки формаций песчаника, получая текучие среды газового конденсата с присутствующей высокой соленостью рассола. Предварительную промывку можно также применять при обработке формаций с высокой водонасыщаемостью, поскольку предварительная промывка может растворять или замещать бульшую часть воды перед тем, как формацию обработают неионным фторированным полимерным поверхностно-активным веществом. Жидкий предварительный поток может снижать или устранять возможность рабочего раствора, достигнуть точки помутнения во время обработки вышеупомянутых формаций, таким образом делая обработку более эффективной.

ПРИМЕР 2

В этом способе применяли жидкую предварительную промывку перед обработкой формации песчаника с низкой проницаемостью газового конденсата, которая имеет высокую соленость присутствующего рассола. Способ выполнили на образце керна песчаного коллектора с характеристиками, описанными в таблице 7 (ниже), при температуре пласта 279°F (137,2°C). В Таблице 7 (ниже) приведены свойства керна и условия метода.

Таблица 7
Керн	Песчаник
Длина, дюймы (см)	1,9
Диаметр, дюймы (см)	1 (2,54)
Пористость, %	13
Объем пор, куб.см	3,17
Swi, %	15
Температура, °F (°C)	279 (137,2)
k, миллидарси	7,3
k_g (S_wi)	6,9

Получение керна

Керн сушили в печи при 100°С в течение 24 часов и затем взвесили. Затем керн завернули в политетрафторэтилен (ПТФЭ), алюминиевую фольгу и термоусаживающуюся трубку "TEFLON HEAT SHRINK TUBING". Завернутый керн поместили в кернодержатель внутри печи при 279°F (137,2°C).

Получение керна

Исходную газопроницаемость измеряли с помощью азота при 75°F (23,8°C). Исходное насыщение рассола 15% устанавливали вдуванием измерянного объема рассола в вакуумированный керн. Соленость применяемого рассола была 230000 ppm с композицией рассола таблицы 8 (ниже). Относительную проницаемость по газу при исходном водном насыщении измеряли с помощью азота при 75°F (23,8°C).

Таблица 8
Химикат	г/л
NaCl	225,2
CaCl₂	1,5
KCl	3,1

Получили синтетическую углеводородную смесь, проявляющую свойства ретроградного газоконденсата. В таблице 9 (ниже) представлена композиция смеси синтетического газа. Двухфазное заводнение жидкой смесью выполнили, применяя динамичный способ заполнения, который также известен как способ квазистационарного режима, пропуская текучую среду через верхний регулятор обратного давления, расположенный над давлением точки росы при 5500 фунтов на кв. дюйм (37,91 МПа) к давлению керна, расположенному ниже давления точки росы при помощи нижнего регулятора обратного давления. Этот эксперимент завершили при давлении керна 2600 фунтов на кв. дюйм (17,92 МПа). В таблице 10 (ниже) приводят результаты предварительной обработки двухфазного потока.

Таблица 9
Компонент	мол.%
Метан	95
Пропан	1
n-Гептан	1,25
n-Декан	1,25
n-Пентадекан	1,5

Таблица 10
	k_rg	k_ro	Показатель улучшения
Предварительная обработка 2-фазного потока	0,067	0,032	n/a
Послеобработка 2-фазного потока	0,091	0,043	1,36

Затем керн промыли 9 объемами пор текучей среды (описано в таблице 11 ниже). Промывочная текучая среда вытесняет рассол высокой солености из керна и таким образом предотвращает композицию В (описано в таблице 11 ниже) от достижения точки помутнения, что может произойти в присутствии рассола высокой солености, находящегося в керне. Керн затем обработали 20 объемами пор композиции, описанной в таблице 11 (ниже), и затем удерживали 15 часов. Установившийся двухфазный поток газа и конденсата затем выполнили при тех же условиях, что и предварительную обработку двухфазного потока. В таблице 10 (выше) подытожили результат для послеобработки двухфазного потока. Результаты показали, что химическая обработка повысила относительную проницаемость газа и конденсата приблизительно в 1,36.

Таблица 11
Компонент	вес.%
Неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество А	2
Пропиленгликоль (PG)	69
Изопропиловый спирт (IPA)	29

Таблица 12
Компонент текучей среды	вес.%
Пропиленгликоль (PG)	70
Изопропиловый спирт (IPA)	30

ПРИМЕР 3

В данном примере жидкую предварительную промывку применяли перед обработкой формации песчаника газового конденсата, в котором изначально присутствовала вода. Пример осуществили, применяя керн песчаника Berea при температуре 275°F (135°C).

Керн с размерами, определенными ниже, отрезали от блока материнской породы. Керн сушили в печи при 100°С на протяжении 24 часов и затем взвесили. Затем керн завернули в политетрафторэтилен (ПТФЭ), алюминиевую фольгу и термоусаживающуюся трубку "TEFLON HEAT SHRINK TUBING". Завернутый керн поместили в кернодержатель внутри печи при 275°F (135°C).

Исходную газопроницаемость измеряли с помощью азота при 75°F (23,8°C). Исходное насыщение рассола 26% устанавливали вдуванием измеренного объема рассола в вакуумированный керн. Относительную проницаемость по газу при исходном водном насыщении измеряли с помощью азота при 75°F (23,8°C). В таблице 13 (ниже) приведены свойства керна и условия способа.

Таблица 13
Керн	Песчаник Berea
Длина, дюймы	8
Диаметр, дюймы (см)	1 (2,54)
Пористость, %	20
Объем пор, куб.см	20,59
Swi, %	26
Температура, °F (°C)	275 (137,2)
k, миллидарси	231

Композиция рассола дана в таблице 14.

Таблица 14
Соль	РРМ
NaCl	59000
CaCl₂	16000
MgCl₂·6H₂O	3500

Получили синтетическую углеводородную смесь, проявляющую свойства ретроградного газоконденсата. В таблице 15 (ниже) представлена композиция смеси синтетического газа. Двухфазное заводнение (заводнение конденсата-1) жидкой смесью выполнили, применяя динамичный способ заполнения, который также известен как способ квазистационарного режима, пропуская текучую среду через верхний регулятор обратного давления, расположенный над давлением точки росы при 4500 фунтов на кв. дюйм к давлению керна, расположенному ниже давления точки росы при помощи нижнего регулятора обратного давления. Этот эксперимент завершили при давлении керна 1500 фунтов на кв. дюйм. В таблице 15 (ниже) приведены результаты предварительной обработки двухфазного потока.

Таблица 15
Компонент	мол.%
Метан	91,605
n-Бутан	3,94
n-Декан	1,97
n-Пентадекан	0,985
Вода	1,5

Затем керн промыли 16 объемами пор метанола для вытеснения рассола. Метанол вымыли пропусканием двухфазной смеси газового конденсата через керн. Керн затем обработали 19 объемными порами композиции, описанной в таблице 17 (ниже), и затем удерживали 24 часа. Установившийся двухфазный поток газа и конденсата (заводнение конденсата-2) затем выполнили при тех же условиях, что и предварительную обработку двухфазного потока. В таблице 16 (ниже) подытожили результат для заводнения конденсата-2. Результаты показали, что химическая обработка практически не влияла на относительную проницаемость газа и конденсата.

Таблица 16
	k_rg	k_ro	Показатель улучшения
Заводнение конденсата-1 (Предварительная обработка 2-фазного потока)	0,074	0,025
Заводнение конденсата-2	0,082	0,028	1,1
Заводнение конденсата-3	0,121	0,042	1,64

Таблица 17
Компонент	вес.%
Неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество А	2
Метанол	94
Вода	4

Следующий керн промыли 16 объемами пор толуола. Толуол затем вымыли пропусканием двухфазной смеси газового конденсата через керн. Керн затем повторно обработали 20 объемными порами композиции, описанной в таблице 17 (выше), и затем удерживали 24 часа. В заключении, установившийся двухфазный поток газа и конденсата (заводнение конденсата-3) затем выполнили при тех же условиях, что и предварительную обработку двухфазного потока. В таблице 16 (выше) подытожили результат для заводнения конденсата-3. Результаты показали, что химическая обработка повысила относительную проницаемость газа и конденсата приблизительно в 1,64.

Сравнительный пример А

Композиция. Неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество А (2% по весу), метанол (94% по весу) и воду (4% по весу) смешали вместе, применяя магнитную мешалку и механическую мешалку.

Оценка заводнения керна

Субстраты. Образец керна из песчаника Berea применяли при оценке заводнения керна. Керн обладал свойствами, показанными в приведенной ниже таблице 18.

Таблица 18
Длина, дюйм (см)	1,0 (2,54)
Диаметр, дюйм (см)	8,0 (20,32)
Объем пор, мл	20,6
Пористость, %	20,0

Пористость измеряли, применяя способ расширения газа или применяя разницу в весе между сухим и полностью насыщенным образцом керна. Объемом пор является суммарный объем продукта и пористой структуры.

Композиция синтетического конденсата

Синтетическую текучую среду газовых конденсатов, содержащую 93 мольных процентов метана, 4 мольных процента n-бутана, 2 мольных процента n-декана и 1 мольный процент n-пентадекана применяли для оценки заводнения керна. Приблизительные значения различных свойств текучей среды изложены в таблице 19 ниже.

Таблица 19
Точка насыщения, фунт на кв. дюйм (Па)	4200 (2,9×10⁷)
Давление керна, фунт на кв. дюйм (Па)	1500 (1,0×l0⁷)
Выпадение жидкости, V/Vt %	3,2
Вязкость газа, сП	0,017
Вязкость нефти, сП	0,22
Поверхностное натяжение, дин/см	5,0

Получение керна

Керн сушили в течение 72 часов в стандартной лабораторной печи при 95°С, а затем завернули в алюминиевую фольгу и "TEFLON HEAT SHRINK TUBING". Согласно фиг.3 завернутый керн 109 поместили в кернодержатель 108 внутри печи 110 при 75°F (24°C). Использовали давление нагрузки 3400 фунтов на кв. дюйм (2,3×10⁷ Па). Исходную однофазную газовую проницаемость измеряли с помощью азота или метана при динамическом давлении 1200 фунтов на кв. дюйм (8,3×10⁶ Па).

Рассол, содержащий 92,25% воды, 5,9% хлорида натрия, 1,6% хлорида кальция, 0,23% гексагидрата хлорида магния и 0,05% хлорида калия, ввели в керн 109 следующим способом. Выходной конец кернодержателя соединили с вакуумным насосом, и полный вакуум применяли в течение 30 минут с закрытым входным отверстием. Выходное отверстие закрыли, а входное отверстие открыли, чтобы позволить известному объему рассола поступать в керн. Например, установили 26% насыщение реликтовой водой (т.е. 26% объема пор керна заполнились водой), позволяя 5,3 мл рассола затечь в керн, перед тем как закрыли внутренний клапан. Проницаемость измеряли при насыщении реликтовой воды 26% при помощи потока азота или метана при 1200 фунтов на кв. дюйм (8,3×10⁶ Па) и 75°F (24°C).

Способ заводнения керна. Снова согласно фиг.3 завернутый керн 109 в кернодержателе 108 поместили в печь 110 при 275°F (135°C) на несколько часов, чтобы позволить ему достичь температуры резервуара. Затем синтетическую текучую среду газовых конденсатов, описанную выше, ввели при скорости потока приблизительно 690 мл/час, пока не установилось равновесие. Регулятор обратного давления на входе 106 установили на приблизительно 4900 фунтов на кв. дюйм (3,38×107 Pa), выше давления конденсации текучей среды, а регулятор обратного давления на выходе 104 установили на приблизительно 1500 фунтов на кв. дюйм (3,38×107 Pa) соответственно забойному давлению фонтанирующей скважины. Относительную проницаемость по газу перед обработкой затем рассчитали по уменьшению стационарного давления. Композицию поверхностно-активного вещества ввели в керн без первого введения текучей среды в керн, чтобы попытаться растворить или переместить рассол. После заполнения, по меньшей мере, 20 поровых объемов композицию поверхностно-активного вещества удерживали в керне при 275°F (135°C) на протяжении 15 часов. Описанную выше текучую среду синтетического газового конденсата затем ввели снова при скорости потока приблизительно 690 мл/час с помощью поршневого насоса 102 до достижения состояния равновесия. Относительную проницаемость по газу после обработки затем рассчитали по уменьшению стационарного давления. После измерений относительной проницаемости ввели газ метан с помощью поршневого насоса 102 для вытеснения конденсата и измерения окончательной однофазной проницаемости газа, чтобы показать, что керн не поврежден.

Начальная однофазная проницаемость газа, измеренная до насыщения рассолом, начальное капиллярное число, относительная проницаемость по газу до обработки композицией поверхностно-активного вещества, относительная проницаемость по газу после обработки и соотношение относительных проницаемостей по газу после и перед обработкой (т.е. показатель улучшения) для сравнительного примера А изложены в таблице 20 ниже.

Таблица 20
Газопроницаемость, миллидарси (md)	231
Капиллярное число	1,1×10^-5
Относительная проницаемость по газу перед обработкой	0,084
Относительная проницаемость по газу после обработки	0,084
Показатель улучшения	1,0

Будет понятно, что конкретные варианты осуществления, описанные тут, показаны в качестве иллюстративного примера, а не в качестве ограничительного. Основные особенности этого изобретения можно использовать в различных вариантах осуществления без отклонения от объема изобретения. Специалисты в данной области подтвердят или будут способны обнаружить при помощи не более, чем монотонного проведения опытов, многочисленные эквиваленты конкретным процедурам, описанным тут. Подобные эквиваленты будут рассматриваться как находящиеся в пределах объема этого изобретения и охватываемые формулой изобретения.

Применение единичных форм совместно с выражением "включающий" в формуле изобретения и/или описании изобретения может означать "один", но также согласуется со значением "один или более", "по меньшей мере, один" и "один или более чем один". Применение выражения "или" в формуле изобретения применяют для обозначения "и/или", если точно не указана ссылка на альтернативы только, или альтернативы являются взаимоисключающими, хотя раскрытие поддерживает определение, которое относится только к альтернативам и "и/или". По всей данной заявке выражение "приблизительно" применяют для обозначения того, что величина включает свойственные изменения ошибки для устройства, способ был переменен для определения значения.

Выражение "или их комбинации", как применяют в данном описании, относится ко всем пермутациям и комбинациям перечисленных единиц, предшествующих выражению. Например, "А, В, С или их комбинации" направлены включать, по меньшей мере, одно из: А, В, С, АВ, АС, ВС или ABC и, если порядок важен в конкретном контексте, также ВА, СА, СВ, СВА, ВСА, АСВ, ВАС или CAB. Продолжая с этим примером, также включенными являются комбинации, содержащие повторения одной или более единиц или выражений, таких как ВВ, ААА, MB, ВВС, АААВСССС, СВВААА, САВАВВ, и так далее. Специалист в данной области поймет, что обычно не существует ограничения на количество единиц или выражений в любой комбинации, если другое не очевидно из контекста.

Claims

1. Способ обработки кластической формации, несущей углеводород, в которой имеется рассол, причем способ включает этапы, на которых:
приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с текучей средой, где текучая среда является, по меньшей мере, одной из, по меньшей мере, частично растворяющей или, по меньшей мере, частично вытесняющей рассол в кластической формации, несущей углеводород; и
впоследствии приводят в соприкосновение кластическую формацию, несущую углеводород, с композицией, причем композиция включает:
неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество, включающее:
по меньшей мере, одну двухвалентную единицу, представленную формулой:

где R_f представляет собой перфторалкильную группу, имеющую от 1 до 8 атомов углерода;
R, R₁ и R₂ каждый независимо представляет собой водород или алкил 1-4 атомов углерода;
n является целым числом от 2 до 10;
EO представляет собой -СН₂СН₂О-;
каждый РО независимо представляет собой -СН(СН₃)СН₂О- или -СН₂СН(СН₃)O-;
каждый p независимо представляет собой целое число от 1 до приблизительно 128; и
каждый q независимо представляет собой целое число от 0 до приблизительно 55; и
растворитель, причем, когда композицию приводят в соприкосновение с кластической формацией, несущей углеводород, неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество имеет точку помутнения, которая выше температуры кластической формации, несущей углеводород.

2. Способ по п.1, где, когда композицию приводят в соприкосновение с кластической формацией, несущей углеводород, формация главным образом не содержит осажденную соль.

3. Способ по п.1, где текучая среда в основном не содержит поверхностно-активного вещества.

4. Способ по п.1, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из толуола, дизельного топлива, гептана, октана или конденсата.

5. Способ по п.1, где текучая среда, по меньшей мере, частично растворяет рассол.

6. Способ по п.1, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, причем полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода.

7. Способ по п.6, где полиол или полиоловый эфир, по меньшей мере, является одним из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, монометилового эфира диэтиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля или монометилового эфира дипропиленгликоля.

8. Способ по п.1, где текучая среда включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, эфир или кетон, независимо имеющие от 1 до 4 атомов углерода.

9. Способ по п.1, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из воды, метанола, этанола или изопропанола.

10. Способ по п.1, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из азота, диоксида углерода или метана.

11. Способ по п.1, где композиция включает, по меньшей мере, 50 вес.% растворителя на основе общего веса композиции.

12. Способ по любому из пп.1-11, где растворитель включает воду.

13. Способ по любому из пп.1-11, где растворитель включает, по меньшей мере, одно из полиола или полиолового эфира, причем полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода.

14. Способ по п.13, где полиол или полиоловый эфир, по меньшей мере, одно из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, монометилового эфира диэтиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля или монометилового эфира дипропиленгликоля.

15. Способ по п.13, где растворитель включает, по меньшей мере, один одноатомный спирт, независимо имеющий от 1 до 4 атомов углерода.

16. Способ по любому из пп.1-11, где R_f представляет собой перфторбутил.

17. Способ по любому из пп.1-11, где неионное фторированное полимерное поверхностно-активное вещество имеет среднечисловой молекулярный вес в диапазоне от 1000 до 50000 грамм/моль.

18. Способ по любому из пп.1-11, где кластическая формация, несущая углеводород, представляет собой нисходящую скважину.

19. Способ по любому из пп.1-11, где кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну первую газопроницаемость перед приведением в соприкосновение формации с текучей средой и приведением в соприкосновение формации с композицией, и, по меньшей мере, одну вторую газопроницаемость после приведения в соприкосновение формации с текучей средой и приведения в соприкосновение формации с композицией, и где вторая газопроницаемость, по меньшей мере, на 5% больше первой газопроницаемости.

20. Способ по п.19, где первая и вторая газопроницаемости представляют собой относительные проницаемости по газу.

21. Способ по любому из пп.1-11, дополнительно включающий этап, на котором допускают поток конденсата в кластическую формацию, несущую углеводород, после приведения в соприкосновение формации с текучей средой и перед приведением в соприкосновение формации с композицией.

22. Способ по любому из пп.1-11, где формация имеет конденсат, и где текучая среда, по меньшей мере, одна из, по меньшей мере, частично растворяющей или, по меньшей мере, частично вытесняющей конденсат.

23. Способ по любому из пп.1-11, где ствол скважины прокладывают через кластическую формацию, несущую углеводород, причем способ дополнительно включает получение углеводородов из скважины после приведения в соприкосновение кластической формации, несущей углеводород, с композицией.

24. Способ по любому из пп.1-11, где кластическая формация, несущая углеводород, имеет, по меньшей мере, одну трещину.

25. Способ по п.24, где трещина содержит в себе множество расклинивающих агентов.