RU2581854C1 - Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration - Google Patents
Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration Download PDFInfo
- Publication number
- RU2581854C1 RU2581854C1 RU2014140337/03A RU2014140337A RU2581854C1 RU 2581854 C1 RU2581854 C1 RU 2581854C1 RU 2014140337/03 A RU2014140337/03 A RU 2014140337/03A RU 2014140337 A RU2014140337 A RU 2014140337A RU 2581854 C1 RU2581854 C1 RU 2581854C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- injection
- surfactant
- water
- Prior art date
Links
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 102
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 55
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 86
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 61
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 19
- -1 amyl alcohols Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 11
- PRXRUNOAOLTIEF-ADSICKODSA-N Sorbitan trioleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC PRXRUNOAOLTIEF-ADSICKODSA-N 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000004147 Sorbitan trioleate Substances 0.000 claims description 5
- IJCWFDPJFXGQBN-RYNSOKOISA-N [(2R)-2-[(2R,3R,4S)-4-hydroxy-3-octadecanoyloxyoxolan-2-yl]-2-octadecanoyloxyethyl] octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](OC(=O)CCCCCCCCCCCCCCCCC)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)CCCCCCCCCCCCCCCCC IJCWFDPJFXGQBN-RYNSOKOISA-N 0.000 claims description 5
- 235000019337 sorbitan trioleate Nutrition 0.000 claims description 5
- 229960000391 sorbitan trioleate Drugs 0.000 claims description 5
- 235000011078 sorbitan tristearate Nutrition 0.000 claims description 5
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 4-nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- XZIIFPSPUDAGJM-UHFFFAOYSA-N 6-chloro-2-n,2-n-diethylpyrimidine-2,4-diamine Chemical compound CCN(CC)C1=NC(N)=CC(Cl)=N1 XZIIFPSPUDAGJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001896 cresols Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 229940035044 sorbitan monolaurate Drugs 0.000 claims description 4
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 claims description 4
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 claims description 4
- 239000001589 sorbitan tristearate Substances 0.000 claims description 4
- 229960004129 sorbitan tristearate Drugs 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 115
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 19
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N Sorbitan monooleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N 0.000 description 1
- LWZFANDGMFTDAV-BURFUSLBSA-N [(2r)-2-[(2r,3r,4s)-3,4-dihydroxyoxolan-2-yl]-2-hydroxyethyl] dodecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O LWZFANDGMFTDAV-BURFUSLBSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000002716 delivery method Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 235000011067 sorbitan monolaureate Nutrition 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 229940034610 toothpaste Drugs 0.000 description 1
- 239000000606 toothpaste Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИCROSS REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS
Настоящая заявка притязает на приоритет относительно одновременно рассматриваемой предварительной заявки номер 61/614882 на патент США, озаглавленной "ЗАВОДНЕНИЕ ПЛАСТА ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМ ВЕЩЕСТВОМ СВЕРХНИЗКОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ", внесенной в реестр 23 марта 2012; и заявки номер 13/826827 на патент США на изобретение, озаглавленной "ЗАВОДНЕНИЕ ПЛАСТА ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМ ВЕЩЕСТВОМ СВЕРХНИЗКОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ", внесенной в реестр 14 марта 2013, раскрытие которых включено в материалы настоящей заявки посредством ссылки.This application claims priority over co-pending provisional application number 61/614882 for a US patent entitled "FLOODING OF THE SURFACE-ACTIVE SUBSTANCE OF THE SUPERLOW CONCENTRATION" entered on the register on March 23, 2012; and U.S. Patent Application No. 13/826827, entitled “SUPERLOW CONCENTRATION SURFACE WATER FLOOD WATERFILLING”, entered on March 14, 2013, the disclosures of which are incorporated herein by reference.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯBACKGROUND OF THE INVENTION
Сырая нефть по-прежнему является важным энергоносителем. Нефтедобывающие компании обычно добывают нефть посредством бурения скважин внутрь подземных нефтяных залежей в пласте. Для некоторых скважин достаточно естественного давления нефти для доставки нефти к поверхности. Это то, что известно как первичное извлечение. С течением времени, поскольку нефть извлекается по этим скважинам первичным извлечением, естественное давление падает и становится недостаточным для доставки нефти к поверхности. Когда это происходит, в пласте может все еще оставаться большое количество сырой нефти. Вследствие этого, для извлечения большего количества нефти можно воспользоваться различными вторичными и третичными методами извлечения. Вторичные и третичные методы извлечения могут включать в себя: подкачку, нагнетание воды, обратное нагнетание природного газа, нагнетание воздуха, нагнетание двуокиси углерода или нагнетание какого-либо другого газа в залежь.Crude oil is still an important energy source. Oil producers typically produce oil by drilling wells into underground subsurface oil deposits. For some wells, natural oil pressure is sufficient to deliver oil to the surface. This is what is known as primary extraction. Over time, as oil is recovered from these wells by primary recovery, the natural pressure drops and becomes insufficient to deliver oil to the surface. When this happens, a large amount of crude oil may still remain in the formation. As a result, various secondary and tertiary extraction methods can be used to extract more oil. Secondary and tertiary recovery methods may include: pumping, pumping water, re-injecting natural gas, injecting air, injecting carbon dioxide, or injecting any other gas into the reservoir.
Нагнетание жидкостей в скважину является общепринятым способом усиленного извлечения нефти. Вода является наиболее рентабельной и широко используемой. Заводнение предусматривает нагнетание воды в нефтеносную залежь. Нагнетаемая вода вытесняет нефть из залежи в систему добычи одной или более добывающих скважин, из которых нефть извлекается. Однако вода не вытесняет нефть эффективным образом, так как вода и нефть не поддаются смешиванию по причине высокого поверхностного натяжения между этими двумя жидкостями.Injecting fluids into a well is a common method for enhanced oil recovery. Water is the most cost-effective and widely used. Water flooding involves forcing water into an oil reservoir. Injected water displaces oil from the reservoir into the production system of one or more production wells from which oil is extracted. However, water does not displace oil in an efficient manner, since water and oil cannot be mixed due to the high surface tension between the two fluids.
Как описано в патенте США №6828281, озаглавленном "Смеси поверхностно-активных веществ для водных растворов, применяемые для улучшения извлечения нефти", является общепринятым то, что такое высокое поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и залегающей нефтью, а также характеристики смачиваемости поверхностей породы в пределах залежи являются факторами, которые могут негативно влиять на количество нефти, извлекаемой посредством заводнения. Одним из приемов для увеличения извлечения нефти заводнением стало добавление поверхностно-активных веществ (ПАВ) к нагнетаемой воде, с тем чтобы снизить поверхностное натяжение нефть/вода и/или изменить характеристики смачиваемости залегаемой породы. Понижение поверхностного натяжения таким способом позволяет давлению воды более эффективно воздействовать на остаточную нефть и тем самым улучшать продвижение нефти через каналы залежи. Является общепринятым то, что поверхностное натяжение между водой, обработанной ПАВ, и залегаемой нефтью следует понижать до менее чем 0,1 дин/см для того, чтобы заводнение с низким поверхностным натяжением обеспечивало эффективное извлечение. Обычно предполагается, что добавление одного или более поверхностно-активных веществ или ПАВ к нагнетаемой воде формирует раствор или эмульсию ПАВ, которая проносится через пласт и вытесняет нефть.As described in US Pat. No. 6,828,281, entitled "Mixtures of Surfactants for Aqueous Solutions Used to Improve Oil Extraction," it is generally accepted that such a high surface tension between injected water and bedding oil, as well as wettability characteristics of rock surfaces within deposits are factors that can adversely affect the amount of oil recovered through flooding. One of the methods for increasing oil recovery by water flooding was the addition of surface-active substances (surfactants) to the injected water in order to reduce the surface tension of the oil / water and / or change the wettability of the bedrock. Lowering the surface tension in this way allows the water pressure to more effectively act on the residual oil and thereby improve the movement of oil through the channels of the reservoir. It is generally accepted that the surface tension between surfactant-treated water and deposited oil should be reduced to less than 0.1 dyne / cm so that waterflooding with low surface tension allows for efficient recovery. It is generally assumed that the addition of one or more surfactants or surfactants to the injected water forms a surfactant solution or emulsion that travels through the formation and displaces the oil.
В настоящее время разрабатываются ПАВ, которые способны смешиваться с водой и имеющие относительно низкое сродство с нефтью, так что ПАВ могут переноситься глубоко в залежь и взаимодействовать с поверхностью остаточной нефти, а также понижать поверхностное натяжение поверх большого объема остаточной нефти. Охватывание такого большого объема остаточной нефти требует применения большого объема ПАВ, что делает метод заводнения пласта ПАВ дорогостоящим. Кроме того, если к нагнетаемой воде добавлять большие объемы ПАВ, может возникнуть прорыв в скважину и вызвать проблемы эмульсии в добываемой нефти. Прорыв в скважину возникает, когда нагнетаемая вода пробивает себе дорогу к добывающей скважине, а остаточная нефть извлекается в состоянии эмульсии с нагнетаемой водой. Разделение эмульгированной нефти на составные компоненты (т.е. нефть и нагнетаемую воду) является затруднительным.Surfactants are being developed that are capable of mixing with water and having a relatively low affinity for oil, so that surfactants can be transported deep into the reservoir and interact with the surface of the residual oil, as well as lower surface tension over a large volume of residual oil. Covering such a large volume of residual oil requires the use of a large amount of surfactant, which makes the method of flooding a surfactant formation expensive. In addition, if large volumes of surfactants are added to the injected water, a breakthrough into the well can occur and cause emulsion problems in the produced oil. A hole in the well occurs when injected water makes its way to the producing well, and the residual oil is extracted in an emulsion state with injected water. Separation of emulsified oil into its constituent components (i.e., oil and pumped water) is difficult.
КРАТКАЯ СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Один из аспектов по приходу к настоящему раскрытию предусматривал новую теорию, что нефть в залежи существует главным образом в виде длинных непрерывных полос, которая противопоставлялась преобладающей в области техники теории, что нефть находится в залежи главным образом в виде вкраплений во время и после заводнения. Согласно новой теории, длинные полоски нефти простираются от нагнетательной скважины до добывающей скважины. В дополнение к этой теории варианты осуществления изобретения подразумевают изменение фильтрационных свойств нефтяных полос вблизи нагнетательной скважины, тем самым вызывая вытеснение этой нефти, которая, в свою очередь, вытесняет нефть из задействованных полос в направлении добывающей скважины. Другими словами, изменение поверхностного натяжения между нефтью и нагнетаемой водой вблизи области нагнетательной скважины вызывает цепную реакцию потока нефти в направлении добывающей скважины, хотя поверхностное натяжение между нефтью и нагнетаемой водой в местах, расположенных не вблизи нагнетательной скважины, не нуждается в изменении и не изменяется в вариантах осуществления.One of the aspects that came to the present disclosure provided for a new theory that the oil in the reservoir exists mainly in the form of long continuous strips, which was opposed to the prevailing theory in the field of technology that the oil is in the reservoir mainly in the form of inclusions during and after flooding. According to the new theory, long strips of oil extend from the injection well to the producing well. In addition to this theory, embodiments of the invention imply a change in the filtration properties of the oil strips near the injection well, thereby causing the oil to be displaced, which, in turn, displaces the oil from the affected strips in the direction of the producing well. In other words, a change in the surface tension between oil and pumped water near the injection well region causes a chain reaction of the oil flow in the direction of the producing well, although the surface tension between oil and pumped water in places not located near the injection well does not need to be changed and does not change. embodiments of.
Варианты осуществления изобретения включают способ извлечения нефти из залежи в пласте, который включает нагнетание жидкости внутрь залежи и нагнетание ПАВ внутрь залежи при заранее определенном интервале концентрации нагнетаемой жидкости. В вариантах осуществления заранее определенный интервал концентрации основывается на обеспечении достаточного количества ПАВ для понижения поверхностного натяжения между нагнетаемой водой и нефтью в области призабойной зоны, но не существует условия, что заранее определенный интервал концентрации воздействует на поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и нефтью за пределами области призабойной зоны. В некоторых вариантах осуществления поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и нефтью за пределами области призабойной зоны не поддается воздействию ПАВ. В виду того что только область призабойной зоны эффективно обрабатывается ПАВ, требуемое количество ПАВ небольшое в сравнении с существующими способами заводнения ПАВ. В отдельных случаях, когда самые низкие концентрации ПАВ используются в пласте, ПАВ может подвергаться преждевременному истощению, как результат микроорганизмов внутри пласта, поглощающих ПАВ. В этой связи варианты осуществления изобретения предусматривают препятствование поглощению ПАВ микроорганизмами. В вариантах осуществления изобретения ПАВ, используемые в методе заводнения пласта, являются олеофильными ПАВ.Embodiments of the invention include a method for extracting oil from a reservoir in a formation, which includes injecting fluid into the reservoir and injecting a surfactant into the reservoir at a predetermined concentration range of the injected fluid. In embodiments, the predetermined concentration range is based on providing a sufficient amount of surfactant to lower the surface tension between the injected water and oil in the bottomhole region, but there is no condition that the predetermined concentration range affects the surface tension between the injected water and oil outside the bottomhole region zones. In some embodiments, the surface tension between injected water and oil outside the bottomhole region is not susceptible to surfactants. Since only the bottomhole zone is effectively treated with surfactants, the required amount of surfactants is small compared to existing surfactant flooding methods. In some cases, when the lowest concentrations of surfactants are used in the reservoir, the surfactant may undergo premature depletion, as a result of microorganisms within the reservoir that absorb surfactants. In this regard, embodiments of the invention include preventing the absorption of surfactants by microorganisms. In embodiments of the invention, the surfactants used in the waterflooding method are oleophilic surfactants.
Вышеизложенное обозначило, скорее в общих чертах, признаки и технические преимущества настоящего изобретения, для того чтобы можно было лучше понять подробное описание изобретения, которое последует. В дальнейшем в материалах настоящей заявки будут описаны дополнительные признаки и преимущества изобретения, которые образуют предмет формулы изобретения. Специалистам в данной области техники следует принимать во внимание, что раскрытые концепция и конкретный вариант осуществления могут без труда использоваться в качестве основы для модификации или разработки других структур для выполнения идентичных целей настоящего изобретения. Специалистам в данной области техники также следует осознавать, что такие эквивалентные конструкции не отклоняются от сущности и объема изобретения, которые предложены в прилагаемой формуле изобретения. Новейшие признаки, которым предполагается стать характеристикой изобретения, в отношении как его устройства, так и способа работы, вместе с дополнительными целями и преимуществами, будут более понятны из последующего описания, при рассмотрении в увязке с прилагаемыми фигурами. Однако должно быть определенно ясно, что каждая из фигур приведена исключительно с целью иллюстрации и описания и не предназначается в качестве определения границ настоящего изобретения.The foregoing indicated, more generally, the features and technical advantages of the present invention in order to better understand the detailed description of the invention that follows. Further in the materials of this application will be described additional features and advantages of the invention, which form the subject of the claims. Specialists in the art should take into account that the disclosed concept and specific embodiment can be easily used as the basis for modifying or developing other structures to accomplish the identical objectives of the present invention. Specialists in the art should also be aware that such equivalent designs do not deviate from the essence and scope of the invention, which are proposed in the attached claims. The latest features, which are supposed to become a characteristic of the invention, with regard to both its device and method of operation, together with additional goals and advantages, will be more clear from the following description, when considered in conjunction with the attached figures. However, it should be clearly understood that each of the figures is provided for the purpose of illustration and description only and is not intended to define the scope of the present invention.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Для более полного понимания настоящего изобретения здесь приводится ссылка на последующие описания, воспринимаемые в сочетании с прилагаемыми чертежами, на которых:For a more complete understanding of the present invention, reference is made to the following descriptions, taken in conjunction with the accompanying drawings, in which:
Фиг. 1 показывает схему системы для реализации способов согласно вариантам осуществления изобретения;FIG. 1 shows a diagram of a system for implementing methods according to embodiments of the invention;
Фиг. 2 показывает блок-схему, демонстрирующую стадии согласно вариантам осуществления изобретения;FIG. 2 shows a flowchart showing steps according to embodiments of the invention;
Фиг. 3 демонстрирует оборудование, которое можно использовать для выполнения экспериментов по заводнению керна согласно вариантам осуществления изобретения; иFIG. 3 shows equipment that can be used to perform core flooding experiments according to embodiments of the invention; and
Фиг. 4 показывает график результатов, полученных в результате эксперимента, согласно вариантам осуществления изобретения.FIG. 4 shows a graph of experimental results according to embodiments of the invention.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Фиг. 1 показывает схему системы для реализации способов согласно вариантам осуществления изобретения. Система 10 включает в себя нагнетательную скважину 100 и добывающую скважину 101. Нефть 102 располагается в нефтеносном пласте 105. Нефтеносный пласт 105 может принадлежать к любому типу геологического пласта и может располагаться под покрывающей породой 104. Хотя на Фиг. 1 пласт 105 показан как находящийся на суше, следует принимать во внимание, что пласт 105 может располагаться на суше или на шельфе. Согласно новой теории, вышеприведенной, нефть 102 главным образом существует в виде полос от 102-1 до 102-n в пределах пласта 105. Полосы имеют различные длины и могут простираться, как показано, от нагнетательной скважины 100 до добывающей скважины 101. К тому же полосы по своему характеру являются трехмерными и могут поперечно связываться с другими полосами по всему пласту 105. См. "Относительно новой теории улучшенного извлечения нефти из песчаных резервуаров", SPE 154138 от авторов E.Sunde, B.-L.Lillebo, T.Torsvik, раскрытие которого полностью включено в материалы настоящей заявки посредством ссылки.FIG. 1 shows a diagram of a system for implementing methods according to embodiments of the invention. The
Согласно новой теории, нефть 102 защемляется внутри пласта 105 не в виде отличающихся обособленных капель, а в виде полос (например, полосы от 102-1 до 102-n) в участках поровой сети пласта 105, достаточно мелких, чтобы оказывать сопротивление окружающему перепаду трения и давления окружающего водного потока. Нефть 102 является непрерывной и представлена на всем протяжении поровой сети между нагнетательной скважиной 100 и добывающей скважиной 101. Между поровыми сетями могут быть другие участки пласта 105, где водный поток почти полностью очистился от нефти.According to the new theory,
В трехмерной системе нефть будет самоорганизована в зависимости от суммарной величины давлений, действующих на нее и имеющейся поровой сети, тем самым также перераспределяя некоторые из окружающих ее водных пленок. Это, а также тот факт, что нефть и вода будут стремиться к наиболее возможному разделению для минимизации трения, приведет остаточную нефть в состояние непрерывных нефтяных полос, занимающих поровое пространство во всех трех измерениях. Однако общее ориентирование нефтяных полос будет параллельным направлению потока вследствие эффекта срезывающих усилий.In a three-dimensional system, oil will be self-organized depending on the total pressure acting on it and the existing pore network, thereby also redistributing some of the surrounding water films. This, as well as the fact that oil and water will strive for the most possible separation to minimize friction, will bring the residual oil into a state of continuous oil bands occupying the pore space in all three dimensions. However, the general orientation of the oil bands will be parallel to the direction of flow due to shear forces.
Разветвленные нефтяные полосы, будучи непрерывными по всей залежи, не будут подвергаться добыче, потому что они защемляются капиллярно связанной водой в поровом устье в областях вблизи добывающей скважины. Как следствие, при извлечении этой защемленной нефти зачастую является результативной поверхностная химическая обработка добывающих скважин.Branched oil strips, being continuous throughout the reservoir, will not be subjected to production because they are trapped by capillary-bound water in the pore mouth in areas near the production well. As a result, the extraction of this trapped oil often results in surface chemical treatment of production wells.
При нынешних способах заводнения ПАВ нефть извлекается из пласта посредством подкачки ПАВ, достаточного для обработки, например, разреза пласта 105, показанного как разрез 108. То есть нынешние способы заводнения ПАВ стремятся к обработке, при использовании ПАВ, всех или большинства областей, где в пласте находится нефть. Этот нынешний способ основан на теории, упомянутой выше, что нефть существует в пласте главным образом в виде вкраплений.With current surfactant waterflooding methods, oil is extracted from the formation by pumping surfactant sufficient to process, for example, a section of
Для обеспечения возможности осуществлять добычу нефтяных полос от 102-1 до 102-n следует удалить капиллярно связанную воду, блокирующую поровое устье. Этого можно достигнуть, по меньшей мере, двумя способами. Во-первых, воду можно удалить из порового устья путем понижения капиллярных сил в поровом устье. Во-вторых, воду можно удалить путем увеличения давления в нефтяной полосе.To ensure the possibility of producing oil strips from 102-1 to 102-n, capillary-bound water blocking the pore mouth should be removed. This can be achieved in at least two ways. First, water can be removed from the pore mouth by lowering capillary forces in the pore mouth. Secondly, water can be removed by increasing the pressure in the oil strip.
Имеющееся поровое устье становится нефтенаполненным, полоса будет легко опорожнена в добывающую скважину 101, вследствие существующего градиента давления в пласте. Это похоже на выдавливание тюбика зубной пасты. Вода не надавливает на нефтяную полосу с краю, а сжимает ее со всех сторон. Это значит, что молекулы воды вытесняются исходя из величины поровых диаметров, тогда как нефть может перемещаться на сотни метров за короткий промежуток времени, так как она течет в виде непрерывной среды с минимальным трением.The existing pore mouth becomes oil-filled, the strip will be easily emptied into production well 101, due to the existing pressure gradient in the formation. It is like squeezing a tube of toothpaste. Water does not press on the oil strip at the edge, but compresses it from all sides. This means that water molecules are displaced on the basis of pore diameters, while oil can move hundreds of meters in a short period of time, since it flows in the form of a continuous medium with minimal friction.
Сокращение капиллярных сил вблизи добывающей скважины выполнялось с использованием ПАВ или бактерий, так называемых "huff and puff". См. Lake, L.W. 1989. Усиленное извлечение нефти. Прентис-Холл Инк., Инглвуд Клиффс. ISBN 0-13-281601-6. В добывающую скважину можно нагнетать относительно небольшое количество ПАВ (или бактерий, вырабатывающих ПАВ) и затем возвращать в производство. На протяжении относительно короткого периода использования этого способа можно достичь значительного увеличения в добыче нефти. Замечено, что количество нефти, добываемой при помощи этого способа, значительно больше, чем количество остаточной нефти, на которую теоретически может воздействовать ПАВ. Значит, нефть должна была подходить из глубины залежи. Зачастую замечается, что эта нефть имеет более низкую вязкость, чем нефть, добытая ранее. Это дополнительно указывает на то, что нефть поступает из областей, которые не испытывали значительного водного потока и следовательно, не подвергалась удалению своих более легких углеводородных компонентов.The reduction of capillary forces near the producing well was carried out using surfactants or bacteria, the so-called "huff and puff". See Lake, L.W. 1989. Enhanced Oil Recovery. Prentice Hall Inc., Inglewood Cliffs. ISBN 0-13-281601-6. A relatively small amount of surfactant (or bacteria producing surfactant) can be injected into the production well and then returned to production. Over a relatively short period of use of this method, a significant increase in oil production can be achieved. It is noted that the amount of oil produced using this method is significantly greater than the amount of residual oil, which can theoretically be affected by surfactants. So, oil had to come from the depth of the reservoir. It is often observed that this oil has a lower viscosity than oil produced earlier. This further indicates that oil comes from areas that have not experienced significant water flow and therefore have not been removed from their lighter hydrocarbon components.
Увеличение давления в нефтяных полосах (импульсы давления) также можно создать с помощью квалифицированного применения ПАВ. Импульс давления можно получать посредством применения ПАВ для понижения поверхностного натяжения нефтяной полосы у водонагнетательной скважины. ПАВ могут разрывать поверхностное натяжение до уровня, когда разрушается граница раздела нефть/вода, и нефть растекается. Математическое моделирование указывает, что нефть, которая растекается, перемещается в сторону водного потока и градиента давления. Skaelaaen, I. 2010, Математическое моделирование микробиальных индуцированных процессов в нефтяных залежах". Докторская диссертация, Бергенский Университет, Берген, Норвегия (2010). Последствием этого будет создание синусоидального импульса давления в обратном направлении внутрь полосы. Этот импульс движется в нефти со скоростью звука, и его амплитуда увеличивается по мере того, как становится меньшим диаметр полосы. В конце нефтяной полосы импульс сталкивается с водой, заполнившей поровое устье, и кинетическая энергия преобразуется в давление. Несмотря на то что это относительно небольшая сила, она присоединится к внешнему градиенту давления так, что вода в поровом устье вытесняется нефтью, и полоса будет быстро опорожнена.The increase in pressure in the oil bands (pressure pulses) can also be created using the qualified application of surfactants. A pressure pulse can be obtained by using a surfactant to lower the surface tension of the oil strip at the water injection well. Surfactants can break the surface tension to a level where the oil / water interface collapses and oil spreads. Mathematical modeling indicates that the oil that is spreading moves toward the water stream and the pressure gradient. Skaelaaen, I. 2010, Mathematical Modeling of Microbial Induced Processes in Oil Deposits. "Doctoral dissertation, University of Bergen, Bergen, Norway (2010). The consequence of this will be the creation of a sinusoidal pressure impulse in the opposite direction into the strip. This impulse moves in oil at the speed of sound , and its amplitude increases as the diameter of the strip becomes smaller.At the end of the oil strip, the pulse collides with water that fills the pore mouth, and kinetic energy is converted into pressure. In spite of the fact that a relatively small force, it is connected to an external pressure gradient so that the water in the pore mouth of the displaced oil, and the band will be quickly emptied.
Следуя теории, что нефть 102 существует в пласте 105 преимущественно в виде полос, варианты осуществления изобретения изменяют поверхностное натяжение между нефтью и водой лишь в области 103 призабойной зоны нагнетательной скважины 100. По вариантам осуществления изобретения область 103 призабойной зоны может простираться в пределах 50 метров от ствола скважины 100. Фиг. 2 показывает блок-схему, демонстрирующую стадии согласно вариантам осуществления изобретения. Способ 20 включает в себя стадию 201, которая предусматривает определение конкретного ПАВ и определение интервала концентрации ПАВ, который позволяет ПАВ изменять поверхностное натяжение между нефтью и водой в области 103 призабойной зоны нагнетательной скважины 100, но не предусматривает воздействия ПАВ на поверхностное натяжение между нефтью и водой за пределами области 103 призабойной зоны. По вариантам осуществления ПАВ не воздействует на поверхностное натяжение между нефтью и водой за пределами области 103 призабойной зоны. Поскольку ПАВ направлен на изменение поверхностного натяжения в области 103 призабойной зоны, а не в других зонах, используемая концентрация ПАВ является низкой по сравнению с традиционными способами. По вариантам осуществления изобретения концентрация ПАВ по отношению к воде составляет 100 мг/л или менее. По вариантам осуществления концентрация может быть в пределах от 0,1 до 100 мг/л нагнетаемой воды. По вариантам осуществления концентрация может быть в пределах от 0,1 до 75 мг/л нагнетаемой воды. По вариантам осуществления концентрация может быть в пределах от 0,1 до 50 мг/л нагнетаемой воды. По вариантам осуществления концентрация может быть в пределах от 0,1 до 25 мг/л нагнетаемой воды. Более того традиционное использование ПАВ при низком сродстве с нефтью с целью обработки обширной области (например, разреза 107) не является необходимым по вариантам осуществления, описанным в материалах настоящей заявки. По вариантам осуществления изобретения, олеофильные ПАВ, которые можно использовать в качестве действующих ПАВ в методе заводнения, включают в себя коммерчески доступные ПАВ, как, например, сорбитан триолеат (коммерческое название Span 85), сорбитан тристеарат (коммерческое название Span 65), сорбитан моноолеат (коммерческое название Span 80) и сорбитан монолаурат (коммерческое название Span 20), соединения, содержащие амиловые спирты, гексиловые спирты, дециловые спирты, крезолы и п-нонилфенол, а также их комбинации. Олеофильные ПАВ, или интервалы концентрации олеофильных ПАВ, или и те, и другие, которые можно использовать для заводнения, можно определять такими способами, как эксперименты по заводнению керна, имитационные эксперименты и т.п. Следует отметить, что эксперименты по заводнению керна могут включать в себя эксперименты на образцах керна из изучаемого пласта.Following the theory that
Следующий способ можно использовать для выполнения экспериментов по заводнению керна. Для начала приготовьте цилиндрический керн песчаника, сходного с залежью в остаточном состоянии, имеющий воду и нефть в представительных пропорциях. Поместите керн песчаника в эпоксидную смолу, разреженную до 9 тор, и сделайте гидрофильным путем насыщения минеральным раствором. Определите физические свойства керна. Например, определите длину, диаметр, поровый объем и абсолютную проницаемость керна. Заполните керн сырой нефтью, а затем заводните минеральным раствором до тех пор, пока не будет достигнута концентрация остаточной нефти. Введите в керн растворимый в нефти ПАВ, как, например, описанный в материалах настоящей заявки, при концентрациях в интервале 0,1-100 мг/л. Вслед за введением ПАВ, установите производительность нагнетающего насоса на 0,1 мл/мин, а добываемые нефть и воду можно собирать при производительности одна фракция в час.The following method can be used to perform core flooding experiments. To get started, prepare a cylindrical core of sandstone, similar to a reservoir in a residual state, having water and oil in representative proportions. Place the core of sandstone in an epoxy, sparse to 9 torr, and make hydrophilic by saturation with a mineral solution. Determine the physical properties of the core. For example, determine the length, diameter, pore volume, and absolute core permeability. Fill the core with crude oil, and then fill with mineral solution until the concentration of residual oil is reached. Introduce an oil-soluble surfactant into the core, as, for example, described in the materials of this application, at concentrations in the range of 0.1-100 mg / l. Following the introduction of the surfactant, set the discharge pump capacity to 0.1 ml / min, and the produced oil and water can be collected at a capacity of one fraction per hour.
Как только на стадии 201 определился ПАВ и его интервал концентрации, на стадии 202 нагнетается олеофильный ПАВ в определенном интервале концентрации. На стадии 203 рабочая жидкость, как, например, нагнетаемая вода, нагнетается в пласт 105 через нагнетательную скважину 101 для вытеснения нефти в сторону добывающей скважины 101. По вариантам осуществления, пласт 105 заводняется до насыщения остаточной нефтью. Следует заметить, что нагнетаемая вода, по вариантам осуществления, может являться пластовой водой. По вариантам осуществления изобретения, стадии 202 и 203 могут выполняться совместно. Значит, олеофильный ПАВ можно смешивать с жидкостью, как например вода, в определенной концентрации. Альтернативно или дополнительно, олеофильный ПАВ можно нагнетать отдельно от нагнетания жидкости на стадии 203. Например, олеофильный ПАВ можно нагнетать внутрь пласта 105 через капиллярную трубку непосредственно в область 103 ствола скважины со скоростью, которая обеспечивает определенный интервал концентрации, учитывая объем жидкости, нагнетаемой через нагнетательную скважину 100. Капиллярные трубки для нагнетания кислорода, среди прочего, раскрыты в заявке №13/166382 на патент США, озаглавленной "Микробиальные системы и способы доставки при усиленном извлечении нефти", внесенной в реестр 22 июня 2011, раскрытие которой полностью включено в этот документ посредством ссылки. Подобно некоторым способам в этом раскрытии, капиллярные трубки можно использовать для введения олеофильных ПАВ в пласт 105. Капиллярные трубки могут быть изготовлены из любого подходящего материала, такого как нержавеющая сталь, другие металлы, полимеры и тому подобное. Капиллярные трубки могут иметь площадь поперечного сечения в форме окружности. Однако площадь поперечного сечения капиллярной трубки может образовывать любую форму, как например, эллипс, многоугольник, подобную им и их комбинации. Следует заметить, что какой бы способ не использовался для нагнетания олеофильного ПАВ, нагнетание может проводиться непрерывно или прерывисто (т.е. периодически).As soon as a surfactant and its concentration range were determined in
Нагнетание ПАВ, достаточного для понижения поверхностного натяжения между нефтью и водой в области 103 призабойной зоны без обязательного изменения поверхностного натяжения в пределах разреза 107, облегчает добычу из нефтяных полос от 102-1 до 102-n сквозь разрез 107 по направлению к скважине 101. В частности, понижение поверхностного натяжения между нагнетаемой водой и частью нефтяных полос от 102-1 до 102-n в области 103 призабойной зоны вызывает импульс, который распространяется в пределах нефтяных полос от 102-1 до 102-n сквозь пласт и перемещает нефтяные полосы от 102-1 до 102-n сквозь пласт 105, в сторону добывающей скважины 101, из которой нефть извлекается.The injection of a surfactant sufficient to lower the surface tension between oil and water in the
По условиям настоящего изобретения нет необходимости для использования ни промывочной порции, ни порции для контроля подвижности. Это свидетельствует о явном преимуществе над существующими технологиями применения ПАВ.According to the conditions of the present invention, it is not necessary to use either a washing portion or a portion for controlling mobility. This indicates a clear advantage over existing technologies for the use of surfactants.
По вариантам осуществления изобретения, так как концентрация ПАВ низкая, то ПАВ может поглощаться микроорганизмами в пласте, как субстрат. Поэтому желательно подготовить нагнетательную систему и воду в области призабойной зоны к сдерживанию микроорганизмов, которые могут поглощать ПАВ. По вариантам осуществления такая подготовка может включать в себя понижение популяции микроорганизмов в области 103 призабойной зоны. Этого можно достигнуть как ранее, одновременно с, так и после стадии 202 и/или стадии 203. Для осуществления этого могут использоваться различные способы. Эти способы могут быть выполнены, путем воздействия на микроорганизмы биоцидами и биостатами, как высоким, так и низким pH, фиксированной температурой и их комбинациями. Например, биоцид можно нагнетать внутрь пласта 105 у области 103 призабойной зоны для того, чтобы уничтожить микроорганизмы. Для введения биоцида внутрь области призабойной зоны можно использовать капиллярные трубки для нагнетания ПАВ, описанные выше. Дополнительно можно использовать высокую начальную концентрацию олеофильного ПАВ, который является токсичным для микроорганизмов. Еще дополнительно понижение популяции микроорганизмов может включать в себя воздействие на микроорганизмы температурой или pH, которые являются известными или заранее заданными, для сдерживания роста микроорганизмов или для уничтожения микроорганизмов.According to embodiments of the invention, since the concentration of surfactants is low, the surfactant can be absorbed by microorganisms in the formation, as a substrate. Therefore, it is desirable to prepare the injection system and water in the bottomhole zone to contain microorganisms that can absorb surfactants. In embodiments, such preparation may include lowering the population of microorganisms in the
По вариантам осуществления изобретения, нагнетание ПАВ непосредственно внутрь пласта 105 допускает наличие высокой начальной концентрации ПАВ. В конечном счете, однако предельная концентрация олеофильного ПАВ будет снижена, поскольку нагнетается относительно большой объем нагнетаемой воды. По вариантам осуществления изобретения, для предотвращения поглощения олеофильных ПАВ микроорганизмами, можно использовать любое сочетание из числа обработки биоцидом, высокой начальной концентрации олеофильного ПАВ, регулирования температуры и регулирования pH.In embodiments of the invention, injection of a surfactant directly into the
Несмотря на то что способ согласно вариантам осуществления настоящего изобретения был описан со ссылкой на стадии Фиг. 2, следует понимать, что действие настоящего изобретения не ограничивается отдельными стадиями и/или отдельной очередностью стадий, проиллюстрированных на Фиг. 2. Соответственно, альтернативные варианты осуществления могут предлагать функциональность, которая описана в материалах настоящей заявки, используя некоторые или все стадии, показанные на Фиг. 2 в последовательности, отличной от показанной. Например, в вариантах осуществления изобретения, стадия 204 может быть исключена, поскольку в отдельном пласте не существует проблемы в отношении микроорганизмов, поглощающих ПАВ. Остальные стадии могут исключаться по другим причинам. Дополнительно, в вариантах осуществления изобретения, стадия 203 может осуществляться ранее или одновременно со стадией 202.Although a method according to embodiments of the present invention has been described with reference to the steps of FIG. 2, it should be understood that the operation of the present invention is not limited to the individual steps and / or the separate order of steps illustrated in FIG. 2. Accordingly, alternative embodiments may offer the functionality that is described herein using some or all of the steps shown in FIG. 2 in a sequence different from that shown. For example, in embodiments of the invention, step 204 may be omitted since there is no problem in a separate formation with respect to surfactant-absorbing microorganisms. Other stages may be excluded for other reasons. Additionally, in embodiments of the invention, step 203 may be performed earlier or simultaneously with
Пример эксперимента по заводнению керна, на который опирается настоящее раскрытиеAn example of a core flooding experiment on which this disclosure is based
Нижеследующий эксперимент по заводнению керна был проведен, чтобы показать результат заводнения ПАВ низкой концентрации. Фиг. 3 иллюстрирует оборудование, которое использовалось для выполнения этого эксперимента. Породный образец керна был очищен посредством экстракции растворителем, осушен до неизменного веса и стабилизирован эпоксидной смолой. Стабилизированный породный образец 301 керна был подвержен испытанию циклами изменения давления и вакуума, чтобы убедиться в целостности. Затем стабилизированный породный образец 301 керна был насыщен синтетическим 2,5% (вес/объем) раствором соленой воды под действием вакуума (20 г/л NaCl, 4 г/л Na2SO4, 1М раствор двууглекислого натрия (в концентрации 1:100), 1М раствор HCl с pH до 7,42, обработан в автоклаве, газирован с применением N2). Насыщение стабилизированного породного образца 301 керна выполняется путем использования насоса 303 для подкачки синтетического раствора соленой воды из жидкостного резервуара 302 внутрь стабилизированного породного образца 301 керна. Цифровой датчик 304 измеряет дифференциальное давление, а клапан 305 обратного давления помогает поддерживать давление в стабилизированном породном образце 301 керна. Объем, требуемый для насыщения, определяется поровым объемом внутри стабилизированного породного образца 301 керна. Добавочный синтетический раствор соленой воды нагнетался сквозь стабилизированный породный образец 301 керна в течение большего, чем 24 часа, промежутка времени, после чего в керн нагнеталась сырая нефть, пока не прекратилось дополнительное вытеснение воды. Объем и насыщение нефти в стабилизированном породном образце 301 керна были вычислены с помощью материального баланса нагнетаемых и извлекаемых жидкостей. Затем породный образец керна заводнили синтетическим раствором соленой воды, а за объемами нефти и воды, извлекаемыми из стабилизированного породного образца 301 керна, осуществлялось наблюдение. Как только добавочная нефть перестала извлекаться, по меньшей мере, из одного порового объема, было решено поместить стабилизированный породный образец 301 керна под насыщение остаточной нефтью после заводнения.The following core flooding experiment was conducted to show the result of low concentration surfactant flooding. FIG. 3 illustrates the equipment that was used to carry out this experiment. A rock core sample was purified by solvent extraction, dried to constant weight and stabilized with epoxy. The stabilized
Стабилизированный породный образец 301 керна, используемый для этого эксперимента, был марки Berea Sendstone со следующими свойствами: проницаемость 100 миллидарси, пористость 19,8%, поровый объем 17,2 мл, диаметр 3,8 см, длина 7,6 см.The stabilized
Как только достигнуто насыщение остаточной нефтью после заводнения, был приготовлен раствор Span 85 (сорбитан триолеат, CAS-номер: 26266-58-0, Sigma- Aldrich) в изопропиловом спирте в пропорции 100 мг/л, и объем, равный 1 проценту порового объема, был нагнетен внутрь стабилизированного породного образца 301 керна. Затем были проведены наблюдения за стоком стабилизированного породного образца 301 керна, и из породного образца керна был выведен добавочный дебит нефти, достигающий 0,37% от начальных запасов нефти в пласте. Фиг. 4 показывает график результатов, достигнутых этим экспериментом. Ось х показывает поровые объемы после нагнетания ПАВ. Ось у показывает процентное содержание начальных запасов нефти в извлекаемом пласте.Once saturation with residual oil after water flooding was achieved, a solution of Span 85 (sorbitan trioleate, CAS number: 26266-58-0, Sigma-Aldrich) in isopropyl alcohol in a proportion of 100 mg / l was prepared, and a volume equal to 1 percent of the pore volume , was injected inside a stabilized
Следует заметить, что если концентрация ПАВ составляет 100 мг/л в призабойной зоне, то концентрация за пределами области призабойной зоны будет гораздо ниже вследствие размывания. Следовательно, такая низкая концентрация ПАВ понижает поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и нефтью в области призабойной зоны, но не воздействует на поверхностное натяжение между нагнетаемой водой и нефтью за пределами области призабойной зоны.It should be noted that if the surfactant concentration is 100 mg / L in the bottomhole zone, the concentration outside the bottomhole zone will be much lower due to erosion. Therefore, such a low concentration of surfactant lowers the surface tension between the injected water and oil in the region of the bottomhole zone, but does not affect the surface tension between the injected water and oil outside the region of the bottomhole zone.
Одним из эффектов от использования ПАВ, таких как олеофильные ПАВ, при низких концентрациях, является избавление от случаев прорыва в методе извлечения. Это значит, что в добываемую жидкость подается минимум ПАВ для того, чтобы вызывать эмульгирование нефти и воды, выходящих из добывающей скважины. Более того ПАВ являются химикатами, которые могут воздействовать на свойства добываемой нефти. При низких уровнях концентрации ПАВ, используемых по вариантам осуществления изобретения, химическое действие на добываемую нефть можно значительно минимизировать, если не полностью устранить.One of the effects of using surfactants, such as oleophilic surfactants, at low concentrations, is to get rid of breakthroughs in the extraction method. This means that a minimum of surfactants is supplied to the produced fluid in order to cause emulsification of oil and water leaving the producing well. Moreover, surfactants are chemicals that can affect the properties of produced oil. At low levels of surfactant concentration used in the embodiments of the invention, the chemical effect on the produced oil can be significantly minimized, if not completely eliminated.
Хотя настоящее изобретение и его преимущества были подробно описаны, должно быть понятно, что различные изменения, подмены и поправки могут быть произведены в материалах настоящей заявки, не выходя из сущности и объема изобретения, которые определены прилагаемой формулой изобретения. Более того не предполагается ограничение объема настоящей заявки конкретными вариантами осуществления метода, машины, производства, химического соединения, средств, способов и стадий, предусмотренных в описании изобретения. Как рядовой специалист в данной области техники без труда определит из описания настоящего изобретения, методы, машины, производство, химические соединения, средства, способы или стадии, существующие сегодня или подлежащие разработке позднее, которые выполняют главным образом такую же функцию или достигают главным образом такого же результата, как соответствующие варианты осуществления, описанные в материалах настоящей заявки, могут использоваться согласно настоящему изобретению. Соответственно предполагается, что прилагаемая формула изобретения включает в пределы своего объема такие методы, машины, производство, химические соединения, средства, способы или стадии.Although the present invention and its advantages have been described in detail, it should be understood that various changes, substitutions and amendments can be made in the materials of this application without leaving the essence and scope of the invention, which are defined by the attached claims. Moreover, it is not intended to limit the scope of the present application to specific embodiments of the method, machine, production, chemical compound, means, methods and steps provided for in the description of the invention. As an ordinary person skilled in the art, it will be easy to determine from the description of the present invention, methods, machines, production, chemical compounds, means, methods or steps that exist today or are to be developed later that perform mainly the same function or achieve mainly the same the result, as the respective embodiments described herein may be used according to the present invention. Accordingly, it is intended that the appended claims include within their scope such methods, machines, manufacturing, chemical compounds, means, methods or steps.
Claims (20)
нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта;
нагнетании олеофильного ПАВ внутрь указанного пласта при концентрации от 0,1 до 100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости для изменения поверхностного натяжения между нефтью и водой в призабойной области нагнетательной скважины в пласте; и
извлечении указанной нефти из указанного пласта.1. The method of extracting oil from an oil reservoir in the reservoir, and this method consists in:
injection of working fluid into the specified reservoir;
injecting an oleophilic surfactant into said formation at a concentration of from 0.1 to 100 mg / l of said injected liquid to change the surface tension between oil and water in the bottomhole region of the injection well in the formation; and
recovering said oil from said formation.
уменьшении популяции микроорганизмов в указанном пласте.2. The method according to claim 1, further comprising:
a decrease in the population of microorganisms in the specified layer.
нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта;
нагнетании олеофильного ПАВ внутрь указанного пласта при концентрации, которая позволяет указанному ПАВ изменять поверхностное натяжение между нефтью и водой в призабойной области нагнетательной скважины в пласте, но не изменяет поверхностное натяжение между нефтью и водой за пределами призабойной области; и
извлечении указанной нефти из указанного пласта.15. A method of extracting oil from an oil reservoir in the reservoir, the method comprising:
injection of working fluid into the specified reservoir;
injection of an oleophilic surfactant into the specified formation at a concentration that allows the specified surfactant to change the surface tension between oil and water in the bottomhole region of the injection well in the formation, but does not change the surface tension between oil and water outside the bottomhole region; and
recovering said oil from said formation.
нагнетании олеофильного ПАВ внутрь указанного пласта,
нагнетании воды для заводнения внутрь указанного пласта, в котором указанное олеофильное ПАВ нагнетается при концентрации от 0,1 до 100 мг/л указанной нагнетаемой воды для заводнения и в котором указанное нагнетание нагнетаемой воды для заводнения выполняется через нагнетательную скважину в указанном пласте, а указанное нагнетание ПАВ выполняется через капиллярную трубку, ведущую от источника ПАВ к призабойной области указанной нагнетательной скважины;
нагнетании внутрь указанного пласта выборки из перечня, состоящего из: биоцида, биостата и их комбинаций;
извлечении указанной нефти из указанного пласта.18. A method of extracting oil from an oil reservoir in the reservoir, the method comprising:
injection of an oleophilic surfactant into said formation,
injecting water for flooding into said formation, wherein said oleophilic surfactant is injected at a concentration of from 0.1 to 100 mg / l of said injected water for flooding, and wherein said injecting injected water for flooding is carried out through an injection well in said formation, and said injection Surfactant is carried out through a capillary tube leading from the source of surfactant to the bottomhole region of the specified injection wells;
injecting into the indicated formation samples from a list consisting of: a biocide, a biostat, and combinations thereof;
recovering said oil from said formation.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261614882P | 2012-03-23 | 2012-03-23 | |
| US61/614,882 | 2012-03-23 | ||
| US13/826,827 | 2013-03-14 | ||
| US13/826,827 US20130248176A1 (en) | 2012-03-23 | 2013-03-14 | Ultra low concentration surfactant flooding |
| PCT/US2013/033152 WO2013142601A1 (en) | 2012-03-23 | 2013-03-20 | Ultra low concentration surfactant flooding |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2581854C1 true RU2581854C1 (en) | 2016-04-20 |
Family
ID=49210702
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014140337/03A RU2581854C1 (en) | 2012-03-23 | 2013-03-20 | Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20130248176A1 (en) |
| CN (1) | CN104271875A (en) |
| AR (1) | AR093203A1 (en) |
| CA (1) | CA2867308A1 (en) |
| CO (1) | CO7101236A2 (en) |
| GB (1) | GB2519224B (en) |
| MX (1) | MX2014011277A (en) |
| RU (1) | RU2581854C1 (en) |
| WO (1) | WO2013142601A1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107676064B (en) * | 2017-10-18 | 2020-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water-drive reservoir water content prediction method and prediction device thereof |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4081029A (en) * | 1976-05-24 | 1978-03-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
| US4498539A (en) * | 1983-11-16 | 1985-02-12 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions |
| RU2007137985A (en) * | 2005-03-16 | 2009-04-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Saponifiable Fatty Acids Used as Liquefying Agents for Fluids Gelled with Viscoelastic Surfactants |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4814096A (en) * | 1981-02-06 | 1989-03-21 | The Dow Chemical Company | Enhanced oil recovery process using a hydrophobic associative composition containing a hydrophilic/hydrophobic polymer |
| US4438002A (en) * | 1982-09-20 | 1984-03-20 | Texaco Inc. | Surfactant flooding solution |
| US5014783A (en) * | 1988-05-11 | 1991-05-14 | Marathon Oil Company | Sequentially flooding an oil-bearing formation with a surfactant and hot aqueous fluid |
| US7186673B2 (en) * | 2000-04-25 | 2007-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same |
| CA2354906A1 (en) * | 2001-08-08 | 2003-02-08 | Newpark Drilling Fluids Canada, Inc. | Production optimization using dynamic surface tension reducers |
| US7148183B2 (en) * | 2001-12-14 | 2006-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Surfactant-polymer composition for substantially solid-free water based drilling, drill-in, and completion fluids |
| GB0213600D0 (en) * | 2002-06-13 | 2002-07-24 | Bp Exploration Operating | Process |
| EP2273062A3 (en) * | 2003-02-25 | 2017-10-18 | BJ Services Company, U.S.A. | Method and apparatus to complete a well having tubing inserted through a valve |
| US7311144B2 (en) * | 2004-10-12 | 2007-12-25 | Greg Allen Conrad | Apparatus and method for increasing well production using surfactant injection |
| US7268100B2 (en) * | 2004-11-29 | 2007-09-11 | Clearwater International, Llc | Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
| ES2656166T3 (en) * | 2007-09-26 | 2018-02-23 | Verutek Technologies, Inc. | Procedure for extracting a petroleum hydrocarbon and / or a non-aqueous phase liquid (NAPL) from a subsoil |
| US7882893B2 (en) * | 2008-01-11 | 2011-02-08 | Legacy Energy | Combined miscible drive for heavy oil production |
| US7946342B1 (en) * | 2009-04-30 | 2011-05-24 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | In situ generation of steam and alkaline surfactant for enhanced oil recovery using an exothermic water reactant (EWR) |
| US20100307757A1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Blow Kristel A | Aqueous solution for controlling bacteria in the water used for fracturing |
| JP5950901B2 (en) * | 2010-03-26 | 2016-07-13 | エボニック コーポレイションＥｖｏｎｉｋ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ | Emulsions for microencapsulation containing biodegradable surface-active block copolymers as stabilizers |
| CN102002354A (en) * | 2010-11-02 | 2011-04-06 | 上海大学 | Oil displacement agent with ultra-low oil-water interfacial tension and application thereof |
-
2013
- 2013-03-14 US US13/826,827 patent/US20130248176A1/en not_active Abandoned
- 2013-03-20 RU RU2014140337/03A patent/RU2581854C1/en not_active IP Right Cessation
- 2013-03-20 WO PCT/US2013/033152 patent/WO2013142601A1/en active Application Filing
- 2013-03-20 GB GB1416292.9A patent/GB2519224B/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-03-20 CA CA2867308A patent/CA2867308A1/en not_active Abandoned
- 2013-03-20 MX MX2014011277A patent/MX2014011277A/en unknown
- 2013-03-20 CN CN201380014404.XA patent/CN104271875A/en active Pending
- 2013-03-22 AR ARP130100954A patent/AR093203A1/en not_active Application Discontinuation
-
2014
- 2014-10-07 CO CO14221460A patent/CO7101236A2/en unknown
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4081029A (en) * | 1976-05-24 | 1978-03-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
| US4498539A (en) * | 1983-11-16 | 1985-02-12 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions |
| RU2007137985A (en) * | 2005-03-16 | 2009-04-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Saponifiable Fatty Acids Used as Liquefying Agents for Fluids Gelled with Viscoelastic Surfactants |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2013142601A1 (en) | 2013-09-26 |
| CN104271875A (en) | 2015-01-07 |
| GB2519224A (en) | 2015-04-15 |
| MX2014011277A (en) | 2014-10-06 |
| AR093203A1 (en) | 2015-05-27 |
| GB2519224B (en) | 2016-03-16 |
| GB201416292D0 (en) | 2014-10-29 |
| US20130248176A1 (en) | 2013-09-26 |
| CO7101236A2 (en) | 2014-10-31 |
| CA2867308A1 (en) | 2013-09-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Samanta et al. | Surfactant and surfactant-polymer flooding for enhanced oil recovery | |
| RU2536722C2 (en) | Hydrocarbon production method with pressure maintenance in fractured reservoirs | |
| WO2011100136A1 (en) | Low salinity reservoir environment | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| US20170051595A1 (en) | Method of microbially assisted water alternating gas injection as a means of enhanced oil recovery by supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
| CN108410439B (en) | Method for increasing production of oil well by combining gel foam and in-situ microemulsion | |
| CN109233768A (en) | A kind of shutoff method of untraditional reservoir oil well | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2581854C1 (en) | Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| WO2022046871A1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery with electric current | |
| RU2612059C1 (en) | Recovery method of layered heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralised water flooding | |
| RU2326235C1 (en) | Development process of petroleum deposit | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| Cottin et al. | Alkali surfactant gas injection-attractive laboratory results in carbonates under harsh salinity and high temperature | |
| RU2188935C1 (en) | Composition for intensification of oil recovery | |
| Ercan et al. | Laboratory Studies to Determine Suitable Chemicals to Improve Oil Recovery from Garzan Oil Field | |
| Arhuoma et al. | Determination of increase in pressure drop and oil recovery associated with alkaline flooding for heavy oil reservoirs | |
| RU2811129C1 (en) | Composition for displacement of oil from formations and selective limitation of water inflow | |
| RU2258135C1 (en) | Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof | |
| Denney | Processes responsible for heavy-oil recovery by alkali/surfactant flooding | |
| RU2527996C1 (en) | Composition for shutoff of water influx to oil producers | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170321 |