RU2675832C2 - Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта - Google Patents
Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2675832C2 RU2675832C2 RU2016107747A RU2016107747A RU2675832C2 RU 2675832 C2 RU2675832 C2 RU 2675832C2 RU 2016107747 A RU2016107747 A RU 2016107747A RU 2016107747 A RU2016107747 A RU 2016107747A RU 2675832 C2 RU2675832 C2 RU 2675832C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- solvent
- shale
- treatment fluid
- shale formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 105
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 101
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 74
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000000888 organogenic effect Effects 0.000 claims description 25
- XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N limonene Chemical compound CC(=C)C1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 235000001510 limonene Nutrition 0.000 claims description 10
- 229940087305 limonene Drugs 0.000 claims description 10
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 9
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N cyclohexanone Chemical compound O=C1CCCCC1 JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 claims description 8
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 claims description 8
- -1 alkyl fatty acid Chemical class 0.000 claims description 7
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 5
- JWUJQDFVADABEY-UHFFFAOYSA-N 2-methyltetrahydrofuran Chemical compound CC1CCCO1 JWUJQDFVADABEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 150000001983 dialkylethers Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 91
- 238000003672 processing method Methods 0.000 abstract description 4
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 description 26
- 229920000136 polysorbate Polymers 0.000 description 22
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 19
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 14
- 229950008882 polysorbate Drugs 0.000 description 14
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical compound [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 description 6
- 239000000256 polyoxyethylene sorbitan monolaurate Substances 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 4
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001213 Polysorbate 20 Polymers 0.000 description 3
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 3
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- 235000010486 polyoxyethylene sorbitan monolaurate Nutrition 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 3
- 239000011345 viscous material Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 2
- 235000019329 dioctyl sodium sulphosuccinate Nutrition 0.000 description 2
- YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L disodium;2,2-dioctyl-3-sulfobutanedioate Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCC(C([O-])=O)(C(C([O-])=O)S(O)(=O)=O)CCCCCCCC YHAIUSTWZPMYGG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JGHZJRVDZXSNKQ-UHFFFAOYSA-N methyl octanoate Chemical compound CCCCCCCC(=O)OC JGHZJRVDZXSNKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 1
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical compound OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000032900 absorption of visible light Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 239000003225 biodiesel Substances 0.000 description 1
- 239000000828 canola oil Substances 0.000 description 1
- 235000019519 canola oil Nutrition 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-M decanoate Chemical compound CCCCCCCCCC([O-])=O GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-M hexadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 125000000396 limonene group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- ZAZKJZBWRNNLDS-UHFFFAOYSA-N n-tetradecanoic acid methyl ester Natural products CCCCCCCCCCCCCC(=O)OC ZAZKJZBWRNNLDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013642 negative control Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940049964 oleate Drugs 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229940068965 polysorbates Drugs 0.000 description 1
- 239000013641 positive control Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 1
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
- C09K8/703—Foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/82—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/94—Foams
-
- 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
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2405—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection in association with fracturing or crevice forming processes
-
- 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/241—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection combined with solution mining of non-hydrocarbon minerals, e.g. solvent pyrolysis of oil shale
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки. Способ обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости и извлечения нефти, включающий применение ствола скважины, проходящего через пласт органогенного сланца, для обработки по меньшей мере части сланцевого пласта жидкостью для обработки посредством нагнетания жидкости для обработки в часть пласта органогенного сланца, где жидкость для обработки содержит эмульсию растворителя, которая растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта, поверхностно-активное вещество, имеющее значение гидрофильно-липофильного баланса между 10,5 и 18, и разбавитель, и после нагнетания осуществляют извлечение нефти из сланцевого пласта через ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 14 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Заявление приоритета
[0001] В настоящей заявке заявлен приоритет по предварительной заявке на патент США с серийным номером 61/863,208, поданной 7 августа 2013 года, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0002] Настоящее изобретение относится к добыче углеводородов из продуктивных пластов. В частности, настоящее изобретение относится к обработке продуктивных пластов для улучшения проницаемости пластов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0003] Углеводороды, такие как нефть и газ, добывают из подземных продуктивных пластов. Пласты содержат множество пор, которые содержат углеводороды. Углеводороды добывают бурением скважины, проходящей через подземный пласт. Углеводороды мигрируют через соединенные поры и трещины в подземном пласте, поступают в ствол скважины, откуда выходят на поверхность. В целом, чем более проницаем пласт, тем легче происходит движение углеводородов через пласт в ствол скважины. Обычные залежи являются относительно проницаемыми, поэтому углеводороды легче выходят в ствол скважины. Однако нетрадиционные залежи, такие как пласты органогенного сланца, являются менее проницаемыми. В частности, пласты органогенного сланца содержат неподвижное органическое вещество, которое может блокировать поток углеводородов между порами и через поры в продуктивном пласте.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0004] Иллюстративные варианты реализации настоящего изобретения относятся к способам обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости. Указанный способ включает обработку части пласта органогенного сланца жидкостью для обработки. Жидкость для обработки переносят в часть сланцевого пласта по стволу скважины, проходящему через пласт. Жидкость для обработки содержит растворитель, который растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта.
[0005] После обработки сланцевого пласта жидкостью для обработки из сланцевого пласта добывают нефть. Способ обработки может представлять собой часть операции по гидроразрыву пласта, операции по повышению нефтеотдачи ПНО (EOR) или ремонтной обработки. В различных вариантах реализации изобретения обработка пласта распространяется на дальнюю призабойную зону скважины сланцевого пласта (например, 100 метров).
[0006] В иллюстративных вариантах реализации изобретения растворитель содержит одно или более из следующих химических веществ: растворитель на основе лимонена, растворитель на основе пинена, циклогексанон, N-метилпирролидинон, ароматическое жидкое вещество, простой диалкиловый эфир, алкилированная жирная кислота, сложный алкиловый эфир жирной кислоты, сложный эфир алкеноевой кислоты и/или 2-метилтетрагидрофуран.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0007] Преимущества различных вариантов реализации настоящего изобретения станут более понятны специалистам в данной области техники при прочтении следующего "Описания иллюстративных вариантов реализации", описанных со ссылкой на чертежи, кратко охарактеризованные ниже.
[0008] На фиг. 1 изображен способ обработки пласта органогенного сланца для повышения проницаемости в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения;
[0009] На фиг. 2 изображена операция по гидроразрыву пласта в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения;
[0010] На фиг. 3 изображен график эффективности различных жидкостей для обработки, состоящих из чистых растворителей, для растворения битума в образцах пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;
[0011] На фиг. 4 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из поверхностно-активных веществ с различными значениями гидрофильно-липофильного баланса, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;
[0012] На фиг. 5 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из растворителя и комбинации двух поверхностно-активных веществ в различных соотношениях указанных двух поверхностно-активных веществ, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;
[0013] На фиг. 6 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различными соотношениями растворителя и поверхностно-активного вещества, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;
[0014] На фиг. 7 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различной минерализацией, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;
[0015] На фиг. 8 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различным содержанием метанола, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;
[0016] На фиг. 9 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различным содержанием изопропанола, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения; и
[0017] На фиг. 10 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из смесей растворителя и растворителя, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения.
ОПИСАНИЕ ИЛЛЮСТРАТИВНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0018] Определения. В контексте настоящего описания и сопроводительной формулы изобретения следующие термины имеют указанное значение, если из контекста не следует иное:
[0019] "Пласт органогенного сланца" представляет собой пласт, который содержит кероген, битум и нефть. Пористость и проницаемость пластов органогенного сланца зачастую являются низкими, обычно со значениями менее 10 единиц пористости и 1 микродарси, соответственно.
[0020] "Кероген" представляет собой твердый органический материал, нерастворимый в органических растворителях.
[0021] "Битум" представляет собой органическое, неподвижное и тяжелое вязкое вещество, растворимое в органических растворителях.
[0022] "Нефть" представляет собой жидкий углеводород, который является подвижным (без закупорки) при естественной температуре и давлении в пласте.
[0023] Диапазон "от X до Y" включает значения "X" и "Y". Диапазоны, указанные в настоящем документе, следует понимать как включающие граничные значения.
[0024] Иллюстративные варианты реализации настоящего изобретения относится к способам и жидкостям для обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости. На фиг. 1 изображен пример способа 100. На стадии 102 указанного способа пласт органогенного сланца обрабатывают жидкостью для обработки. Жидкость для обработки переносят в часть сланцевого пласта по стволу скважины, проходящему через пласт. Жидкость для обработки содержит растворитель, который растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта. После обработки сланцевого пласта жидкостью для обработки, на стадии 104, из сланцевого пласта добывают нефть. Удаляя битум из пор и поровых каналов в пласте, растворитель обеспечивает увеличение проницаемости пласта и возможность более легкого течения подвижной нефти через пласт. Ниже представлены подробности иллюстративных вариантов реализации изобретения.
[0025] Жидкость для обработки может содержать один или более компонентов в различных концентрациях. Например, в одном из вариантов реализации изобретения жидкость для обработки состоит из чистого растворителя (например, концентрация 100%) или из комбинации двух или более растворителей. В другом варианте реализации изобретения жидкость для обработки состоит из одного или более растворителей и одного или более других компонентов. Концентрация растворителя в жидкости для обработки может варьироваться от 0,01% до 100%.
[0026] Для растворения битума в пласте органогенного сланца могут быть использованы различные типы растворителей. Например, растворитель может представлять собой растворитель на основе терпена. Более конкретно, растворитель на основе терпена представляет собой растворитель на основе лимонена (например, d-лимонена) и/или растворитель на основе пинена (например, терпентина). Многие растворители на терпеновой основе являются биоразлагаемыми. Растворитель также может представлять собой циклогексанон, N-метилпирролидинон, ароматическое жидкое вещество, простой диалкиловый эфир, сложный эфир алкеноевой кислоты, 2-метилтетрагидрофуран, алкилированную жирную кислоту и/или сложный алкиловый эфир жирной кислоты (например, биодизель, метилкаприлат/капринат, метиллаурат, метилмиристат, метиловый эфир масла канолы, метиловый эфир соевого масла, метил и/или пальмитат/олеат). Растворитель может содержать комбинацию двух или более компонентов, перечисленных выше в данном абзаце. В различных вариантах реализации изобретения в качестве растворителя не используют ксилол.
[0027] В соответствии с представленным выше пояснением, жидкость для обработки может содержать один или более других компонентов. Например, жидкость для обработки может содержать разбавитель, такой как вода или газовая пена. Газовая пена может содержать азот, диоксид углерода, метан и/или пропан. Растворитель разбавляют разбавителем.
[0028] В тех вариантах реализации изобретения, в который разбавитель представляет собой воду, для образования эмульсии между водой и растворителем может быть использовано поверхностно-активное вещество. Эмульсию используют для получения стабильной смеси растворителя и воды. Поверхностно-активное вещество может представлять собой неионогенное этоксилированное поверхностно-активное вещество, которое содержит (i) спирт, (ii) октилфенол или нонилфенол, (iii) сложный эфир сорбита и жирной кислоты и/или (iv) жирную кислоту. В альтернативном варианте или дополнительно, поверхностно-активное вещество может представлять собой анионное поверхностно-активное вещество, такое как алкилсульфат, диалкилсульфосукцинат и/или линейный алкилбензолсульфонат. В некоторых вариантах реализации изобретения растворитель эмульгирован в воде (где вода представляет собой непрерывную фазу). В других вариантах реализации изобретения вода эмульгирована в растворителе (где растворитель представляет собой непрерывную фазу).
[0029] Различные варианты реализации способов обработки и жидкостей для обработки, описанные в настоящем документе, имеют применение в операциях по гидроразрыву пласта. На фиг. 2 изображена операция по гидроразрыву пласта в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения. Операцию по гидроразрыву пласта проводят в эксплуатационной скважине 200, которая проходит через пласт 202 органогенного сланца. Операцию разрыва пласта проводят закачиванием жидкости для обработки (жидкого, газообразного или их комбинации) в ствол скважины из наземного резервуара 204 с помощью насоса 206. Жидкость для обработки сообщается с пластом через множество отверстий 208. В других вариантах реализации изобретения жидкость для обработки сообщается с пластом через устройства открывания, представляющие собой муфты с отверстиями, или посредством закачивания в необсаженные интервалы ствола скважины. Жидкость для обработки может быть гидравлически ограничена до определенной части ствола скважины с помощью пакеров (210 и 212). Например, если ствол скважины содержит законченную скважину с пакерами, то некоторые или все отверстия 208 в определенной области могут быть гидравлически изолированы от других частей ствола скважины, так что разрыв проводят только в определенной части сланцевого пласта 202. Для осуществления операции разрыва давление жидкости для обработки повышают с помощью насоса 206. Передача указанного повышенного давления на сланцевый пласт 202 приводит к образованию новых трещин и расширению существующих трещин (в совокупности трещины 214 в пласте).
[0030] Способы обработки и жидкости для обработки, описанные в настоящем документе, могут быть использованы для дополнительного увеличения проницаемости пласта 202 органогенного сланца во время операции по гидроразрыву пласта. В одном из таких вариантов реализации растворитель представляет собой компонент жидкости для обработки (например, жидкости гидроразрыва). В различных вариантах реализации изобретения концентрация растворителя в жидкости для обработки составляет от 0,01% до 5,0%. В одном из вариантов реализации изобретения растворитель эмульгируют в водной жидкости для обработки с помощью поверхностно-активного вещества. Растворитель затекает в трещины 214 пласта и/или в твердую матрицу 202 пласта и растворяет битум в трещинах, поровых каналах и/или порах сланцевого пласта. Затем жидкость для обработки вытекает из пласта 202 в ствол 200 скважины. Вытекающая в ствол 200 скважины жидкость для обработки уносит растворенный битум. Посредством удаления части битума, растворитель в жидкости для обработки обеспечивает увеличение проницаемости сланцевого пласта 202. В качестве дополнения или альтернативы, жидкость для обработки с растворителем может быть использована в качестве жидкости для предварительной обработки пласта. Жидкости для предварительной обработки используют для обработки сланцевого пласта 202 перед проведением основных работ по гидроразрыву и для удаления перфорационных обломков породы из околоскважинного пространства.
[0031] Различные варианты реализации способа обработки и жидкостей для обработки, описанные в настоящем документе, также находят применение в других нефтепромысловых операциях. Например, жидкости для обработки могут быть использованы в составе операции по повышению нефтеотдачи ПНО (EOR). Во время операции ПНО (EOR) жидкость для обработки закачивают через нагнетательную скважину и в пласт органогенного сланца. Жидкость для обработки проходит через сланцевый пласт и выходит в эксплуатационной скважине. Жидкость для обработки вымывает нефть в пласте и облегчает движение нефти через пласт и в эксплуатационную скважину. Компонентом жидкости для обработки (например, жидкости ПНО (EOR)), используемой для добычи нефти, может быть растворитель. В иллюстративных вариантах реализации изобретения концентрация растворителя в жидкости для ПНО (EOR) обработки составляет от 0,01% до 100%. В более конкретном варианте реализации изобретения, для эмульсии типа "растворитель в воде", комбинация поверхностно-активного вещества и растворителя имеет концентрацию от 5% до 10%. В других вариантах реализации изобретения операция ПНО (EOR) может быть проведена только в эксплуатационной скважине. Жидкость для обработки закачивают в эксплуатационную скважину и в сланцевый пласт. Затем, через определенный период времени, необходимый для растворения битума в указанной жидкости, выкачивают жидкость для обработки обратно в эксплуатационную скважину.
[0032] В другом примере жидкости для обработки, описанные в настоящем документе, могут быть использованы в составе ремонтной обработки. Ремонтную обработку, как правило, проводят после продолжительной добычи нефти из пласта органогенного сланца. При движении нефти через пласт и в эксплуатационную скважину, вместе с более легкой нефтью через пласт переносятся твердые вещества и вязкие материалы. В некоторых случаях твердые вещества и вязкие материалы оседают в трещинах и порах пласта. Одним из материалов, оседающих таким образом, является битум. Жидкость для обработки может быть закачана через эксплуатационную скважину и в (i) твердую матрицу в пласте, (ii) трещину в пласте, (iii) трещину в пласте, а затем в твердую матрицу пласта или (iv) их комбинацию. Таким образом, жидкость для обработки растворяет битум, осевший в процессе добычи. При вытекании жидкости для обработки обратно в эксплуатационную скважину, указанная жидкость вымывает растворенный битум. Компонентом жидкости для обработки, используемой для вымывания битума, может быть растворитель. В иллюстративных вариантах реализации изобретения концентрация растворителя в жидкости для ремонтной обработки составляет от 0,01% до 100%. После обработки пласта жидкостью для обработки снова начинают добычу нефти из пласта.
[0033] В некоторых нефтепромысловых применениях, описанных выше, жидкость для обработки закачивают и нагнетают в дальнюю призабойную зону скважины пласта органогенного сланца. Более конкретно, дальняя призабойная зона скважины включает области пласта органогенного сланца, которые по меньшей мере на 100 метров (например, 500 метров или 1000 метров) удалены от эксплуатационной скважины. Посредством обработки дальних призабойных зон пласта жидкостью для обработки происходит растворение битума, расположенного вдали от ствола скважины, и его удаление из пласта. Таким образом, происходит увеличение проницаемости дальних призабойных зон, что обеспечивает более легкую добычу нефти, которая находится вдали от эксплуатационной скважины.
[0034] Жидкости для обработки и способы обработки, описанные в настоящем документе, не ограничены удалением какого-либо конкретного типа битума. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения жидкости для обработки используют для растворения и удаления природного битума в пластах органогенного сланца, например, в операциях по гидроразрыву пласта и операциях ПНО (EOR), описанных выше. В других вариантах реализации изобретения жидкости для обработки могут быть использованы для растворения и удаления битума, осевшего в процессе добычи, например, в ремонтной операции, описанной выше.
[0035] Жидкость для обработки может быть закачана и нагнетена в пласт органогенного сланца при различных температурах. Например, жидкость для обработки может быть нагрета на поверхности до температур более 150°C, а затем закачана в пласт. Высокая температура жидкости для обработки может способствовать растворению и снижению вязкости битума в пласте. В других вариантах реализации изобретения жидкость для обработки не нагревают на поверхности и подают с поверхности в ствол скважины при температурах ниже 150°C. Жидкости для обработки при более низких температурах также могут растворять и удалять битум из пластов органогенного сланца.
[0036] Фиг. 3-10 были получены посредством обработки образцов пластов органогенного сланца различными жидкостями для обработки. Образцы пластов обрабатывали чистыми растворителями, смесями растворителей или эмульсиями растворителей при 80°C до уравновешивания растворения битума. Затем проводили измерение жидкостей для обработки (с растворенным битумом), используя поглощение видимого света при 411 нм, 534 нм и/или 574 нм. В общем, чем больше поглощение жидкости для обработки (с растворенным битумом), тем выше эффективность удаления битума указанной жидкостью из образца. Значения поглощения скорректировали по фону, используя ближайшие области низкого поглощения при 470 нм (для измерений при 411 нм) и 780 нм (для измерений при 534 нм и 574 нм), для учета рассеяния света на каплях эмульсии или суспендированных частицах, обусловливающего более высокие значения поглощения.
[0037] На фиг. 3 изображен график эффективности различных жидкостей для обработки для растворения битума в образцах органогенных пластов. Жидкости для обработки состояли из чистых растворителей. Одно из применений жидкости для обработки, состоящей из чистого растворителя, заключается в использовании в составе операции ремонтной обработки. На фиг. 3 растворители включают (i) простые эфиры средней длины цепи (NACOL 6TM и NACOL 8TM производства компании Sasol, Йоханнесбург, ЮАР), (ii) разные марки d-лимонена (TECHNICAL GRADE D-LIMONENETM (технический d-лимонен) и LIMONENE OSTM (органосульфат лимонена) производства компании Florida Chemical, Inc., Винтер Хавен, штат Флорида), (iii) заменитель ксилола на основе терпена (FC-PROTM производства компании Florida Chemical, Inc.), (iv) низкомолекулярные спирты (метанол, этанол и изопропанол) и (v) ароматический растворитель (AROMATIC 150 NDTM производства компании ExxonMobil, Ирвинг, штат Техас). В качестве положительного контроля использовали дихлорметан, а в качестве отрицательного контроля использовали воду. Как показано на фиг. 3, d-лимоненовые растворители и заменитель ксилола на основе терпена наиболее эффективно удаляют битум из образцов органогенных пластов.
[0038] Фиг. 4-9 были получены посредством обработки образцов пластов различными жидкостями для обработки, состоящими из эмульсий на основе поверхностно-активного вещества. Эмульсии состояли из 5% части поверхностно-активного вещества и растворителя, и 95% водно-спиртовой части по объему. В качестве эмульгированного растворителя использовали TECHNICAL GRADE D-LIMONENETM. Жидкость для обработки с такой концентрацией растворителя может быть использована в составе операции по гидроразрыву пласта, операции ПНО (EOR) и/или ремонтной обработки.
[0039] В жидкостях для обработки, описанных в настоящем документе, могут быть использованы поверхностно-активные вещества с различными значениями гидрофильно-липофильного баланса ГЛБ (HLB). Например, эмульсия типа "растворитель в воде" может иметь значение ГЛБ (HLB) от 10,5 до 18. В более конкретном варианте реализации изобретения эмульсия типа "растворитель в воде" может иметь значение ГЛБ (HLB) от 13,5 до 15,5. ГЛБ (HLB) поверхностно-активного вещества представляет собой меру соотношения гидрофильных фрагментов к гидрофобным фрагментам в поверхностно-активном веществе. ГЛБ (HLB) может быть подобран для данного органического растворителя для обеспечения хорошего эмульгирования указанного растворителя в водной среде. На фиг. 4 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из поверхностно-активных веществ с различными значениями ГЛБ (HLB). Более конкретно, на фигуре показано растворение битума в жидкости для обработки с соотношением полисорбата и d-лимонена 1:2, соответственно. В каждом случае полисорбат представлял собой смесь TWEEN 20TM и TWEEN 85TM. Концентрации TWEEN 20TM и TWEEN 85TM варьировали для получения конкретного значения ГЛБ (HLB). В зависимости от анализируемой длины волны существует два оптимальных значения ГЛБ (HLB)). Такой результат позволяет предположить, что различные компоненты битума по-разному эмульгируются при конкретном значении ГЛБ (HLB). Один оптимум находится при значении ГЛБ (HLB) 14 для компонентов, поглощающих при 534 нм и 574, нм, а другой оптимум находится при значении 15 для компонента, поглощающего при 411 нм.
[0040] Различные поверхностно-активные вещества с одинаковыми значениями ГЛБ (HLB) имеют разную способность эмульгировать одно и то же соединение. На фиг. 5 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из растворителя и комбинации двух поверхностно-активных веществ в различных соотношениях указанных двух поверхностно-активных веществ. Поверхностно-активные вещества включают (i) смесь полисорбатов, полученную со значением ГЛБ (HLB) 13,5, и (ii) TRITON-X100TM, который по своей природе имеет такое же значение ГЛБ (HLB). Высокие значения поглощения при 534 нм и 574 нм в образце 4:1 могут быть обусловлены наложением фона светорассеяния на каплях эмульсии. На фиг. 5 показано, что эффективность может зависеть от состава поверхностно-активного вещества, а не только от его значения ГЛБ (HLB).
[0041] Жидкости для обработки, описанные в настоящем документе, могут иметь различные соотношения растворителя и поверхностно-активного вещества. Например, для полисорбатной эмульсии соотношения растворителя и поверхностно-активного вещества могут составлять от 1:1 до 1:3. На фиг. 6 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различными соотношениями растворителя и поверхностно-активного вещества. Хотя более высокие концентрации растворителя лучше растворяют битум, более высокие концентрации поверхностно-активного вещества лучше эмульгируют растворенный битум. На фиг. 6 показано, что более высокие концентрации поверхностно-активного вещества наилучшим образом эмульгируют битумные компоненты, которые поглощают при 411 нм, тогда как промежуточные соотношения наилучшим образом эмульгируют битумные компоненты, которые поглощают при 534 нм и 574 нм.
[0042] Жидкость для обработки, описанная в настоящем документе, может иметь различные концентрации спирта и уровни минерализации для улучшения стабильности эмульсии. На фиг. 7 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различной минерализацией, уравновешенных в отношении порошкообразного сланца при 80°С. Минерализацию эмульсий варьировали с помощью хлорида калия (KCl). Эмульсия A содержала TRITON X100TM и лимонен в соотношении 3:1, соответственно. Эмульсия B содержала полисорбат, TRITON X100TM и d-лимонен в соотношении 1:2:1, соответственно. Эмульсия C содержала полисорбат и d-лимонен в соотношении 3:1, соответственно. Эмульсии A-C имели содержание поверхностно-активного вещества вместе с лимоненом 5%, а полисорбат представлял собой смесь TWEEN 20TM и TWEEN 85TM со значением ГЛБ (HLB) 14,5. На фиг. 7 столбцы, отмеченные "н.д.", означают невозможность измерения (эмульсия A с концентраций KCl 0,05 М и эмульсия B с концентрацией KCl 0,2 М демонстрировали две отдельные жидкие фазы и не могли быть измерены количественно). На фиг. 7 показано, что повышение минерализации приводит к увеличению эмульгирования битума, но также может вызывать дестабилизацию полученной эмульсии. Поэтому в различных вариантах реализации изобретения содержание соли в жидкости для обработки составляет менее 1%.
[0043] На фиг. 8 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различным содержанием метанола, уравновешенных в отношении порошкообразной породы. Эмульсия A содержала полисорбат и d-лимонен в соотношении 3:1 (c 0,2 М KCl). Эмульсия B содержала TRITON X100TM, полисорбат и d-лимонен в соотношении 4:1:2,5, соответственно. Эмульсия C содержала TRITON X100TM, полисорбат, 1 М раствор диоктилсульфосукцината натрия в изопропаноле и d-лимонен в соотношении 3:1:1:2,5, соответственно. Полисорбат в эмульсии A представлял собой смесь TWEEN 20TM и TWEEN 85TM со значением ГЛБ (HLB) 14,5. Полисорбат в эмульсиях B и C представлял собой смесь TWEEN 80TM и TWEEN 85TM со значением ГЛБ (HLB) 13,5. На фиг. 9 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различным содержанием изопропанола, уравновешенных в отношении порошкообразной породы. Эмульсия A содержала TRITON X100TM, полисорбат и d-лимонен в соотношении 4:1:2,5, соответственно. Эмульсия B содержала TRITON X100TM, полисорбат, 1 М раствор диоктилсульфосукцината натрия в изопропаноле и d-лимонен в соотношении 3:1:1:2,5, соответственно. В обеих эмульсиях полисорбат представлял собой смесь TWEEN 20TM и TWEEN 85TM со значением ГЛБ (HLB) 13,5. Фиг. 8 и 9 показано, что увеличение содержания спирта (например, метанола или изопропанола) приводит к снижению эмульгирования битума.
[0044] На фиг. 10 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из смесей растворителя и растворителя. Фигура была получена посредством обработки образцов пластов различными жидкостями для обработки, состоящих из смесей растворителя и растворителя. Первая группа смесей содержала ароматический растворитель (AROMATIC 150 NDTM) с концентрациями циклогексана 5%, 10% и 20%. Вторая группа смесей содержала ароматический растворитель (AROMATIC 150 NDTM) с концентрациями лимонена 5%, 10% и 20%. В качестве контрольных образцов использовали концентрации 0% и 100%. На фиг. 10 показано, что концентрация от 5% до 20% циклогексана или лимонена может обеспечивать существенное улучшение характеристик ароматической жидкости.
[0045] Несмотря на то, что выше были подробно описаны некоторые иллюстративные варианты реализации изобретения, специалистам в данной области техники понятно, что возможны многочисленные модификации иллюстративных вариантов реализации без существенного отступления от объема настоящего изобретения. Соответственно, все такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения.
Claims (21)
1. Способ обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости и извлечения нефти, включающий:
применение ствола скважины, проходящего через пласт органогенного сланца, для обработки по меньшей мере части сланцевого пласта жидкостью для обработки посредством нагнетания жидкости для обработки в часть пласта органогенного сланца, причем жидкость для обработки содержит эмульсию растворителя, которая растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта, поверхностно-активное вещество, имеющее значение гидрофильно-липофильного баланса ГЛБ (HLB) между 10,5 и 18, и разбавитель,
причем после нагнетания осуществляют извлечение нефти из сланцевого пласта через ствол скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель содержит растворитель на основе терпена.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что растворитель на основе терпена содержит растворитель на основе лимонена.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что растворитель на основе терпена содержит растворитель на основе пинена.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель содержит один из циклогексанона, N-метилпирролидинона, ароматического жидкого вещества, простого диалкилового эфира, алкилированной жирной кислоты, сложного алкилового эфира жирной кислоты, сложного эфира алкеноевой кислоты, 2-метилтетрагидрофурана или их комбинации.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель содержит растворитель на основе лимонена, растворитель на основе пинена, циклогексанон, N-метилпирролидинон, ароматическое жидкое вещество, простой диалкиловый эфир, алкилированную жирную кислоту, сложный алкиловый эфир жирной кислоты, сложный эфир алкеноевой кислоты, 2-метилтетрагидрофуран или их комбинацию.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что разбавитель содержит одно из воды и газовой пены.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворителем обрабатывают часть сланцевого пласта, которая находится между 100 м и 1000 м от ствола скважины, обрабатываемого растворителем.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что битум представляет собой природный битум, находящийся в пласте.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что сланцевый пласт содержит кероген, битум и подвижную нефть.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработка сланцевого пласта жидкостью для обработки включает
применение жидкости для обработки для гидроразрыва части пласта органогенного сланца.
12. Способ по п.1, дополнительно включающий
гидроразрыв части пласта после обработки указанной части пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.
13. Способ по п.1, дополнительно включающий
до нагнетания, добычу нефти из части пласта органогенного сланца.
14. Способ по п.1, дополнительно включающий
нагревание жидкости для обработки до температуры 150°C перед нагнетанием жидкости для обработкой части сланцевого пласта.
15. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель не содержит ксилола.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361863208P | 2013-08-07 | 2013-08-07 | |
| US61/863,208 | 2013-08-07 | ||
| PCT/US2014/050082 WO2015021242A1 (en) | 2013-08-07 | 2014-08-07 | Method for removing bitumen to enhance formation permeability |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016107747A RU2016107747A (ru) | 2017-09-14 |
| RU2675832C2 true RU2675832C2 (ru) | 2018-12-25 |
Family
ID=52461926
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016107747A RU2675832C2 (ru) | 2013-08-07 | 2014-08-07 | Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10385259B2 (ru) |
| MX (1) | MX2016001571A (ru) |
| RU (1) | RU2675832C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015021242A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723826C1 (ru) * | 2019-11-01 | 2020-06-17 | Ольга Владимировна Ружанская | Средство для доизвлечения остаточной нефти из нефтяных пластов |
| RU2738055C1 (ru) * | 2020-03-05 | 2020-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Вэл Инжиниринг" | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2929924C (en) * | 2016-05-12 | 2020-03-10 | Nexen Energy Ulc | Processes for producing hydrocarbons from a reservoir |
| US11339321B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Reactive hydraulic fracturing fluid |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1995017244A1 (en) * | 1993-12-22 | 1995-06-29 | Union Oil Company Of California | Solvent soaps and methods employing same |
| US20090078612A1 (en) * | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
| US20090200027A1 (en) * | 2008-02-11 | 2009-08-13 | Clearwater International, Llc | Compositions and methods for gas well treatment |
| US20090250381A1 (en) * | 2007-09-20 | 2009-10-08 | Green Source Energy Llc | Extraction of Hydrocarbons from Hydrocarbon-Containing Materials and/or Processing of Hydrocarbon-Containing Materials |
| WO2010104516A1 (en) * | 2009-03-13 | 2010-09-16 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials |
| WO2010146493A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Methods for treating a well |
| RU2450042C2 (ru) * | 2007-02-09 | 2012-05-10 | Ред Лиф Рисорсис, Инк. | Способы получения углеводородов из углеводородсодержащего материала с использованием сооруженной инфраструктуры и связанных с ней систем |
| WO2013081609A1 (en) * | 2011-11-30 | 2013-06-06 | Verutek Technologies, Inc. | Compositions and methods for enhanced hydrocarbon recovery |
| EA018191B1 (ru) * | 2007-06-26 | 2013-06-28 | Статойл Аса | Способ повышения нефтеотдачи |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2970958A (en) | 1956-10-01 | 1961-02-07 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method of dissolving asphaltene deposits |
| US3241614A (en) | 1963-07-08 | 1966-03-22 | Socony Mobil Oil Co Inc | Cleaning of wellbores |
| US3915234A (en) * | 1974-08-28 | 1975-10-28 | Cities Service Res & Dev Co | In situ production of hydrocarbon values from oil shale using H{HD 2{B S and CO{HD 2{B |
| US4003432A (en) | 1975-05-16 | 1977-01-18 | Texaco Development Corporation | Method of recovery of bitumen from tar sand formations |
| US4362213A (en) | 1978-12-29 | 1982-12-07 | Hydrocarbon Research, Inc. | Method of in situ oil extraction using hot solvent vapor injection |
| US4379490A (en) | 1981-04-22 | 1983-04-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for removal of asphaltene depositions with amine-activated disulfide oil |
| IT1271473B (it) | 1993-09-17 | 1997-05-28 | Agip Spa | Miscela idrocarburica efficace nella rimozione degli asfalteni |
| US5425422A (en) | 1993-09-21 | 1995-06-20 | Noranda Inc. | Process for removing and preventing near-wellbore damage due to asphaltene precipitation |
| US7114566B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-10-03 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using a natural distributed combustor |
| US20070199711A1 (en) * | 2006-02-27 | 2007-08-30 | Grant Hocking | Enhanced hydrocarbon recovery by vaporizing solvents in oil sand formations |
| BRPI0721504B1 (pt) * | 2007-03-23 | 2019-04-09 | Board Of Regents, The Unibersity Of Texas System | Método para tratamento com um fluido de uma formação portando hidrocarboneto |
| CA2658996A1 (en) * | 2008-03-19 | 2009-09-19 | Robert Geisler | Leach recovery of oil from oil sands and like host materials |
| US20090313772A1 (en) * | 2008-06-18 | 2009-12-24 | Charles Bullick Talley | Composition comprising peroxygen and surfactant compounds and method of using the same |
| US8695707B2 (en) | 2009-06-16 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Asphaltene removal composition and methods |
| US9114406B2 (en) * | 2009-12-10 | 2015-08-25 | Ex-Tar Technologies | Steam driven direct contact steam generation |
| US20110174694A1 (en) | 2010-01-15 | 2011-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Producing hydrocarbons from oil shale based on conditions under which production of oil and bitumen are optimized |
| CA2701422A1 (en) * | 2010-04-26 | 2011-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | A method for the management of oilfields undergoing solvent injection |
| CA2714935A1 (en) * | 2010-09-20 | 2012-03-20 | Alberta Innovates - Technology Futures | Confined open face (trench) reservoir access for gravity drainage processes |
| US8881587B2 (en) | 2011-01-27 | 2014-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gas sorption analysis of unconventional rock samples |
| WO2012128819A1 (en) | 2011-03-15 | 2012-09-27 | Dyer Richard J | Oil well cleaning compositions |
| CA2766849C (en) * | 2012-02-06 | 2021-02-02 | Imperial Oil Resources Limited | Recovery from a hydrocarbon reservoir utilizing a mixture of steam and a volatile solvent |
| RU2015101920A (ru) * | 2012-08-21 | 2016-10-10 | Кемекс Лтд. | Способ добычи битума |
| WO2014182933A1 (en) * | 2013-05-08 | 2014-11-13 | Conocophillips Company | Polyol for improving sweep efficiency in oil reservoirs |
| EP3022272A4 (en) | 2013-09-11 | 2017-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Asphaltene-dissolving oil-external emulsion for acidization and methods of using the same |
| US20170233636A1 (en) | 2016-02-11 | 2017-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Emulsion of green solvent and acid for scale removal in immature shale plays |
-
2014
- 2014-08-07 WO PCT/US2014/050082 patent/WO2015021242A1/en active Application Filing
- 2014-08-07 US US14/910,615 patent/US10385259B2/en active Active
- 2014-08-07 MX MX2016001571A patent/MX2016001571A/es active IP Right Grant
- 2014-08-07 RU RU2016107747A patent/RU2675832C2/ru active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1995017244A1 (en) * | 1993-12-22 | 1995-06-29 | Union Oil Company Of California | Solvent soaps and methods employing same |
| RU2450042C2 (ru) * | 2007-02-09 | 2012-05-10 | Ред Лиф Рисорсис, Инк. | Способы получения углеводородов из углеводородсодержащего материала с использованием сооруженной инфраструктуры и связанных с ней систем |
| EA018191B1 (ru) * | 2007-06-26 | 2013-06-28 | Статойл Аса | Способ повышения нефтеотдачи |
| US20090078612A1 (en) * | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
| US20090250381A1 (en) * | 2007-09-20 | 2009-10-08 | Green Source Energy Llc | Extraction of Hydrocarbons from Hydrocarbon-Containing Materials and/or Processing of Hydrocarbon-Containing Materials |
| US20090200027A1 (en) * | 2008-02-11 | 2009-08-13 | Clearwater International, Llc | Compositions and methods for gas well treatment |
| WO2010104516A1 (en) * | 2009-03-13 | 2010-09-16 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials |
| WO2010146493A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Methods for treating a well |
| WO2013081609A1 (en) * | 2011-11-30 | 2013-06-06 | Verutek Technologies, Inc. | Compositions and methods for enhanced hydrocarbon recovery |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723826C1 (ru) * | 2019-11-01 | 2020-06-17 | Ольга Владимировна Ружанская | Средство для доизвлечения остаточной нефти из нефтяных пластов |
| RU2738055C1 (ru) * | 2020-03-05 | 2020-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Вэл Инжиниринг" | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2015021242A1 (en) | 2015-02-12 |
| RU2016107747A (ru) | 2017-09-14 |
| MX2016001571A (es) | 2016-05-05 |
| US20160194551A1 (en) | 2016-07-07 |
| US10385259B2 (en) | 2019-08-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| You et al. | Experimental study on spontaneous imbibition of recycled fracturing flow-back fluid to enhance oil recovery in low permeability sandstone reservoirs | |
| RU2675832C2 (ru) | Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта | |
| Manrique et al. | Historical and recent observations in polymer floods: an update review | |
| Yarveicy et al. | Application of Lauryl Betaine in enhanced oil recovery: a comparative study in micromodel | |
| Shakiba et al. | Investigation of oil recovery and CO2 storage during secondary and tertiary injection of carbonated water in an Iranian carbonate oil reservoir | |
| Farajzadeh et al. | Comparative study of CO2 and N2 foams in porous media at low and high pressure− temperatures | |
| Wang et al. | Synergistic collaboration between a viscosity reducer and a surfactant for in situ emulsion formation to enhance heavy-oil recovery | |
| CA2923801C (en) | Volatile surfactant treatment for subterranean formations | |
| Mehranfar et al. | Investigation of the microscopic displacement mechanisms and macroscopic behavior of alkaline flooding at different wettability conditions in shaly glass micromodels | |
| EA026295B1 (ru) | Способ ремонта скважин | |
| CN105971571A (zh) | 用于油井和/或气井的方法和组合物 | |
| AU2014400857B2 (en) | Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| Sheng | Surfactant–polymer flooding | |
| CA2933282A1 (en) | Stimulation method and system for enhancing oil production | |
| AU2013403405A1 (en) | Volatile surfactant treatment for subterranean formations | |
| Katiyar et al. | Unconventional reservoir hydrocarbon-gas foam enhanced-oil-recovery pilot: Design, implementation, and performance analysis | |
| de Haas et al. | Screening high-temperature foams with microfluidics for thermal recovery processes | |
| RU2700851C1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
| Yuan et al. | Overview of formation damage during improved and enhanced oil recovery | |
| Song et al. | Spontaneous clay Pickering emulsification | |
| BinDahbag et al. | Suitability of ionic solutions as a chemical substance for chemical enhanced oil recovery–A simulation study | |
| Hao et al. | N 2-foam-assisted CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a heterogeneous edge-water reservoir: experiments and pilot tests | |
| Song et al. | Effect of water injection on subsequent polymer floods in viscous oil reservoirs | |
| Fan et al. | Evaluation method and treatment effectiveness analysis of anti-water blocking agent |