RU2690986C2 - Извлечение нефти с помощью поверхностно-активных веществ при использовании эфиров сульфоната и спирта и катионных поверхностно-активных веществ - Google Patents
Извлечение нефти с помощью поверхностно-активных веществ при использовании эфиров сульфоната и спирта и катионных поверхностно-активных веществ Download PDFInfo
- Publication number
- RU2690986C2 RU2690986C2 RU2016142368A RU2016142368A RU2690986C2 RU 2690986 C2 RU2690986 C2 RU 2690986C2 RU 2016142368 A RU2016142368 A RU 2016142368A RU 2016142368 A RU2016142368 A RU 2016142368A RU 2690986 C2 RU2690986 C2 RU 2690986C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- alcohol
- value
- independently
- sulfonate
- ether
- Prior art date
Links
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 48
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 18
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title description 33
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 title description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 title description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 42
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 41
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 34
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- -1 sulfonate ester Chemical class 0.000 claims description 26
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 25
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 25
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- RZXLPPRPEOUENN-UHFFFAOYSA-N Chlorfenson Chemical compound C1=CC(Cl)=CC=C1OS(=O)(=O)C1=CC=C(Cl)C=C1 RZXLPPRPEOUENN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 10
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N hydron Chemical compound [H+] GPRLSGONYQIRFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 6
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 4
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 2
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 2
- 229940005654 nitrite ion Drugs 0.000 claims 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 1
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 abstract 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 19
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 16
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 15
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 8
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 6
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 6
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 235000021110 pickles Nutrition 0.000 description 2
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 2
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M dodecyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000001972 isopentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- ONLRKTIYOMZEJM-UHFFFAOYSA-N n-methylmethanamine oxide Chemical compound C[NH+](C)[O-] ONLRKTIYOMZEJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229940055577 oleyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N oleyl alcohol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCO XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 125000002914 sec-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000003548 sec-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000001973 tert-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 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
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
-
- 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
- C09K8/605—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing biocides
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта..Композиция для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, где композиция содержит: эфир сульфоната и спирта, имеющий приведенную формулу, и четвертичную аммониевую соль, имеющую приведенную формулу, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1. Способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, включающий нагнетание указанной выше композиции в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 5 пр., 4 табл., 1 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[0001] Настоящее изобретение в целом относится к композициям и способам для увеличенного извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Более конкретно, композиции представляют собой комбинации поверхностно-активных веществ, содержащие эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0002] Химические добавки, включающие поверхностно-активные вещества, добавляют в скважины в процессах гидравлического разрыва пласта для увеличения извлечения сырой нефти из подземных углеводород-содержащих пластов. Гидравлический разрыв может быть использован для продления периода эксплуатации нефтяной скважины в результате нагнетания больших объемов жидкости для гидравлического разрыва пласта в скважину и закачивание насосом этой жидкости глубоко в скважину под давлением, достаточном для создания или восстановления небольших трещин в породе-коллекторе, из которой может высвобождаться нефть. Поверхностно-активные вещества могут действовать с понижением межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной трещинами в коллекторе, и могут изменять смачиваемость породы-коллектора.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] Обеспечивают композицию для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Композиция содержит эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль. Эфир сульфоната и спирта имеет формулу I:
где:
R1 представляет собой алкил;
R2 представляет собой алкилен;
R3 и R4 представляют собой, каждый независимо, этилен или пропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 означает -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60. Четвертичная аммониевая соль имеет формулу II:
где:
R10 и R11 независимо представляют собой С8-С30 алкил;
R12 и R13 независимо представляют собой низший алкил; и
Х- представляет собой анион. Массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.
[0004] Также обеспечивают способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Способ включает в себя нагнетание описываемой выше композиции в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, с извлечением сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта.
[0005] Обеспечивают еще один способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Способ включает в себя нагнетание эфира сульфоната и спирта и четвертичной аммониевой соли в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пласте, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, с извлечением сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Эфир сульфоната и спирта и четвертичная аммониевая соль являются такими же, как описано выше.
[0006] Другие задачи и признаки отчасти будут очевидны и отчасти будут указаны в дальнейшем в данном документе.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0007] Фигура 1 иллюстрирует результаты испытания на пропитку каплями для капель поверхностно-активных веществ Примеров 1I (капля 1), 1N (капля 2), 1О (капля 3), и воды (капля 4).
[0008] Соответствующие номера позиций указывают на соответствующие части на всем протяжении чертежей.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
[0009] Было обнаружено, что некоторые комбинации поверхностно-активных веществ являются более эффективными в увеличении извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, в особенности после гидравлического разрыва, в сравнении с обычно применяемыми поверхностно-активными веществами, используемыми для этой цели.
[0010] Обеспечивают композицию для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, где композиция содержит эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль, массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.
[0011] Эфир сульфоната и спирта композиции имеет формулу
где:
R1 представляет собой алкил;
R2 представляет собой алкилен;
R3 и R4 представляют собой, каждый независимо, этилен или пропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 означает -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60.
[0012] Четвертичная аммониевая соль композиции имеет формулу II:
где:
R10 и R11 представляют собой независимо С8-C30 алкил;
R12 и R13 представляют собой независимо низший алкил; и
Х- представляет собой анион.
[0013] Предпочтительно, эфир сульфоната и спирта композиции имеет формулу III
где:
R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен, или R3 представляет собой этилен, и R4 представляет собой изопропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 представляет собой -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М представляет собой независимо Na, K, Ca, Mg, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2;
x и y представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 27, и x+y имеет значение от 5 до 27; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60.
[0014] В случае эфира сульфоната и спирта формулы I или III, предпочтительно, что каждый R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен.
[0015] Для эфира сульфоната и спирта формулы III, R5 может представлять собой гидрокил, и R6 может представлять собой -SO3M. Альтернативно, R5 может представлять собой -SO3M, и R6 может представлять собой гидрокил.
[0016] В случае эфира сульфоната и спирта формулы III, x и y, каждый независимо, может представлять собой целое число от 0 до 15, и x+y может иметь значение от 5 до 15. Предпочтительно, x может иметь значение 7, и y может иметь значение 8 (то есть, спиртовая часть соединения образуется из олеилового спирта).
[0017] В случае эфира сульфоната и спирта формулы I или III, a может иметь значение от 2 до 25, b может иметь значение от 2 до 25, и a+b может составлять от 4 до 50. Альтернативно, a имеет значение от 3 до 20, b имеет значение от 6 до 20, и a+b составляет от 9 до 40. В качестве другой альтернативы, a имеет значение от 5 до 18, b имеет значение от 10 до 12, и a+b составляет от 15 до 30. Предпочтительно, a равно 18, b равно 10, и a+b составляет 28.
[0018] Эфир сульфоната и спирта предпочтительно является водорастворимым, биоразлагаемым, термически стабильным, солеустойчивым и/или изготавливается из возобновляемых источников.
[0019] Поверхностно-активные вещества на основе эфира сульфоната и спирта формулы I или III доступны для приобретения в Oil Chem Technologies of Sugar Land, TX, и могут быть изготовлены известными способами, такими как способы, описываемые в патенте США № 7629299.
[0020] В случае поверхностно-активного вещества на основе четвертичного аммония, R10 и R11 могут представлять собой независимо С8 -С18 алкил. Предпочтительно, R10 и R11 представляют собой, каждый из них, коко-алкил (смесь С12-С18 алкилов).
[0021] В случае поверхностно-активного вещества на основе четвертичного аммония, R12 и R13 могут представлять собой независимо метил или этил.
[0022] X- поверхностно-активного вещества на основе четвертичного аммония может представлять собой любой анион, такой как галогенид, сульфат, нитрат, нитрит, карбонат, или карбоксилат.
[0023] Четвертичная аммониевая соль предпочтительно является диспергируемой в воде, термически стабильной, и/или биоразлагаемой.
[0024] Поверхностно-активные вещества на основе четвертичной аммониевой соли формулы II доступны для приобретения у различных поставщиков, включающих Nalco Champion (Houston, TX), Stepan (Nothfield, IL), и Akzo Nobel Surface Chemistry LLC (Chicago, IL).
[0025] Массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли в композиции может находиться в диапазоне от приблизительно 20:1 до приблизительно 1:1, или от приблизительно 10:1 до приблизительно 1:1. Альтернативно, это массовое соотношение может находиться в диапазоне от приблизительно 20:1 до приблизительно 10:1.
[0026] Композиция может дополнительно содержать носитель, такой как жидкий носитель. Предпочтительно, носитель включает в себя воду, спирт, простой эфир, гликоль, или их комбинацию.
[0027] Композиция может быть предоставлена в форме концентрата для разбавления перед применением, или в разбавленной форме, получаемой в результате введения носителя в композицию.
[0028] Композиция также может включать нефтепромысловые добавки, обычно используемые при гидравлическом разрыве пласта или при вторичном разрыве пласта.
[0029] Предоставляется способ для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Способ включает в себя нагнетание композиции в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом. Композицию используют в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта.
[0030] Количество композиции может быть эффективным в изменении смачиваемости коллектора от гидрофобных условий смачивания (состояния смоченности нефтью) до гидрофильных условий смачивания (состояния смоченности водой), или от условий смачивания смешанного типа до гидрофильных условий смачивания.
[0031] Количество всех поверхностно-активных веществ, включающих эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль, в композиции может находиться в диапазоне от 0,01% масс. до 3% масс. в расчете на общую массу композиции.
[0032] Жидкость для гидравлического разрыва пласта предпочтительно включает в себя нагнетаемый агент-рассол.
[0033] Другой способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта включает в себя нагнетание эфира сульфоната и спирта и четвертичной аммониевой соли в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом. Эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль используют в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Эфир сульфоната и спирта имеет формулу I или III, которая описана в данном документе, и четвертичная аммониевая соль имеет формулу II, которая описана в данном документе.
[0034] Эфир сульфоната и спирта и четвертичная аммониевая соль могут нагнетаться в скважину последовательно. Альтернативно, эфир сульфоната и спирта и четвертичная аммониевая соль могут нагнетаться в скважину одновременно.
[0035] В скважину могут нагнетаться дополнительные добавки, обычно используемые при гидравлическом разрыве пласта или используемые при вторичном разрыве пласта, такие как агент-загуститель, растворитель, щелочь, вспомогательное средство для обратного потока промывочной жидкости, неэмульгирующий агент, агент-понизитель трения, разжижитель геля гидравлического разрыва, сшивающий агент, биоцид, или расклинивающий агент (например, песок). Эти добавки обычно составляют менее 1% объема жидкости для гидравлического разрыва пласта.
[0036] Подземный углеводород-содержащий пласт может включать песчаный коллектор или карбонатный коллектор.
[0037] Стадия нагнетания способов по изобретению может происходить после гидравлического разрыва скважины.
[0038] Стадия нагнетания способов по изобретению может происходить во время гидравлического разрыва скважины.
[0039] Способы по изобретению являются особенно полезными в том случае, когда коллектор имеет сверхнизкую проницаемость, низкую пористость, смачиваемость, характеризующуюся гидрофобными условиями смачивания (состоянием смоченности нефтью), высокую температуру, и/или высокую минерализацию (содержание солей), и/или в том случае, когда имеется высокая концентрация двухвалентных катионов в жидкости для гидравлического разрыва пласта и в попутно добываемой воде.
[0040] Если не указано иное, «алкильная» группа, описываемая в данном документе как таковая или как часть другой группы, представляет собой необязательно замещенную линейную насыщенную одновалентную углеводородную радикальную группу, содержащую от одного до двадцати атомов углерода и предпочтительно от одного до двенадцати атомов углерода, или необязательно замещенную разветвленную насыщенную одновалентную углеводородную радикальную группу, содержащую от трех до двадцати атомов углерода, и предпочтительно от трех до восьми атомов углеродов. Термин «низший алкил» представляет собой необязательно замещенную линейную насыщенную одновалентную углеводородную радикальную группу, содержащую от одного до шести атомов углерода, или необязательно замещенную разветвленную насыщенную одновалентную углеводородную радикальную группу, содержащую от трех до шести атомов углерода. Примеры незамещенных низших алкильных групп включают метил, этил, н-пропил, изо-пропил, н-бутил, изо-бутил, втор-бутил, трет-бутил, н-пентил, изо-пентил, втор-пентил, трет-пентил, и тому подобное.
[0041] Термин «-ен», который используется в качестве суффикса в рамках другой группы, означает двухвалентную радикальную группу, в которой атом водорода удален от каждого из двух концевых углеродов группы, или, если группа является циклической, то от каждого из двух различных атомов углерода в кольце. Например, алкилен означает двухвалентную алкильную группу, такую как этилен (-СН2СН2-) или изопропилен (-СН2(СН3)СН2-). Для ясности, добавление суффикса -ен не предполагает изменение определения основного слова, если не считать обозначение двухвалентной радикальной группы. Таким образом, в продолжение рассмотрения вышеупомянутого примера, алкилен означает необязательно замещенную линейную насыщенную двухвалентную углеводородную радикальную группу.
[0042] При наличии подробно описанного изобретения, будет совершенно ясно, что возможны его модификации и вариации без отступления от объема изобретения, определяемого в прилагаемых пунктах формулы изобретения.
ПРИМЕРЫ
[0043] Следующие неограничивающие примеры предоставлены для дополнительной иллюстрации настоящего изобретения.
Пример 1: Испытание стабильности в водной среде
[0044] В качестве первоначального испытания стабильности, определяют растворимость содержащих поверхностно-активные вещества композиций в рассолах с тем, чтобы снизить возможность повреждения коллектора при последующем проведении испытания месторождения. Такое предварительное отборочное испытание надежно обеспечивает то, что никакое твердое вещество не выпадает в осадок при вступлении композиции в соприкосновение с пластовой жидкостью или с жидкостью для гидравлического разрыва пласта. Содержащие поверхностно-активные вещества композиции приготавливают в результате добавления композиций в пластовый рассол Bakken (общее содержание растворенных твердых веществ (TDS) 27%) с получением водных смесей, имеющих концентрацию всех поверхностно-активных веществ 0,2%. Смеси изучают на предмет стабильности при 90°С и отслеживают выпадение осадка и образование суспензии. Смесь, которая остается визуально прозрачной, рассматривается как имеющая достаточную стабильность в водной среде. Результаты представлены в Таблице 1:
| Пр. | Эфир сульфоната и спирта (AES) Формулы III | Четвертичная Аммониевая Соль (QAS) Формулы II | Массовое Соотношение AES к QAS | Другое поверхностно-активное вещество | Наблюдаемые результаты по стабильности | ||||||
| x | y | R3 | a | R4 | b | M | |||||
| A | 7 | 8 | изопропилен | 4 | этилен | 3 | Na | - | - | Разделенный | |
| B | 7 | 8 | изопропилен | 8 | этилен | 3 | Na | - | - | Разделенный | |
| C | 7 | 8 | изопропилен | 10 | этилен | 3 | Na | - | - | Разделенный | |
| D | 7 | 8 | изопропилен | 12 | этилен | 3 | Na | - | - | Разделенный | |
| E | 7 | 8 | изопропилен | 18 | этилен | 2 | Na | - | - | Разделенный | |
| F | 7 | 8 | Изопропилен | 18 | этилен | 4 | Na | - | - | Разделенный | |
| G | 7 | 8 | Изопропилен | 18 | этилен | 8 | Na | - | - | Прозрачный | |
| H | 7 | 8 | Изопропилен | 18 | этилен | 8 | Na | - | - | Прозрачный | |
| I | 7 | 8 | Изопропилен | 18 | этилен | 10 | Na | - | - | Прозрачный | |
| J | Хлорид лаурилтриметил-аммония | - | Прозрачный | ||||||||
| K | - | Смесь эфирсульфата спирта и этоксилированного спирта | Разделенный | ||||||||
| L | - | Этоксилированный спирт | Прозрачный | ||||||||
| M | - | С12-С18 диметил-амин-оксид | Прозрачный | ||||||||
| N | Хлорид дикокодиметил-аммония | - | - | Разделенный | |||||||
| O | 7 | 8 | изопропилен | 18 | этилен | 10 | Na | Хлорид дикокодиметил-аммония | 20:1 | - | Прозрачный |
| P | 7 | 8 | изопропилен | 18 | этилен | 10 | Na | Хлорид дикокодиметил-аммония | 10:1 | - | Прозрачный |
Пример 2: Испытание на спонтанную пропитку
[0045] Пропиточные камеры погружают в терморегулируемую баню с высокотемпературной регулировкой (90°С). Вырезанные для исследований цилиндрические образцы керна сланцевого месторождения Eagle Ford насыщают нефтью Bakken и хранят в течение 4 дней до достижения гидрофобных условий смачивания (состояния смоченности нефтью). Все образцы керна затем помещают в Стеклянные Пропиточные Камеры с прецизионной точностью градуирования в 0,1 мл. Сначала камеры заполняют некоторым объемом раствора поверхностно-активного вещества, и затем погружают в терморегулируемую баню с установленной в ней температурой 90°С на период времени вплоть до 500 часов (ч) до тех пор, пока нефть не будет более подвергаться вытеснению. Объем выдавленной нефти используют для вычисления дебита по нефти и извлечения нефти в % относительно исходных пластовых запасов нефти до начала добычи (OOIP). Во время процесса спонтанной пропитки, образцы керна имеют все поверхности открытые. В ходе процесса пропитки не вводят ограничивающее избыточное давление. Предполагается, что в образцах керна не присутствует ни газ, ни нефть, поскольку перед пропиткой осуществляется вакуумирование. Таблица 2 показывает извлечение нефти для различных поверхностно-активных веществ, испытываемых в Примере 1.
Таблица 2: Извлечение нефти в зависимости от времени при использовании образцов кернов сланцевого месторождения Eagle Ford и нефти Bakken в случае 0,2% поверхностно-активного(-ых) веществ(-а) в 2% TDS при 90°С
| Время (час) | Извлечение нефти, % | |||||||
| Пр.1Н | Пр.1I | Пр.1J | Пр.1K | Пр.1L | Пр.1M | Пр.1O | Только рассол | |
| 0 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 0 | Не исп. | 0 |
| 65 | 5,21 | 2,41 | 8,22 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 13,89 | Не исп. |
| 89 | 10,42 | 2,41 | 12,33 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 16,21 | Не исп. |
| 113 | 10,42 | 4,81 | 12,33 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 20,84 | Не исп. |
| 137 | 10,42 | 9,63 | 14,39 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 25,47 | Не исп. |
| 233 | 14,32 | 9,63 | 18,50 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 27,78 | Не исп. |
| 241 | 15,63 | 9,63 | 20,56 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 27,78 | Не исп. |
| 257 | 15,63 | 14,44 | 20,56 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 27,78 | Не исп. |
| 281 | 15,63 | 14,44 | 20,56 | 16,99 | 0,51 | 15,12 | 30,10 | 7,61 |
| 385 | 15,63 | 14,44 | 22,61 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 32,42 | Не исп. |
| 437 | 15,63 | 19,25 | 24,67 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 37,05 | Не исп. |
| 457 | 18,23 | 19,25 | 24,67 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 39,36 | Не исп. |
| 481 | 20,83 | 19,25 | 24,67 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 41,68 | Не исп. |
| 628 | 20,83 | 19,25 | 26,72 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 41,68 | Не исп. |
Не исп.=Не испытан
[0046] Хлорид дикокодиметил-аммония (Пр. 1N) не подвергают испытанию на извлечение нефти, поскольку он не совместим с рассолом, что вызывает фазовое разделение (см. Таблицу 1). Пр. 1О, где массовое соотношение в смеси поверхностно-активных веществ: эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли, составляет 20:1, демонстрирует самое высокое извлечение нефти.
Пример 3: Испытание на спонтанную пропитку
[0047] Пропиточные камеры погружают в терморегулируемую баню с высокотемпературной регулировкой (90°С). Вырезанные для исследований цилиндрические образцы керна сланцевого месторождения Eagle Ford насыщают конденсатом Eagle Ford и хранят в течение 20 дней до достижения гидрофобных условий смачивания (состояния смоченности нефтью). Все образцы керна затем помещают в Стеклянные Пропиточные Камеры с прецизионной точностью градуирования в 0,1 мл. Сначала камеры заполняют некоторым объемом раствора поверхностно-активного вещества, и затем погружают в терморегулируемую баню с установленной в ней температурой 90°С или 120°С на период времени вплоть до 500 часов до тех пор, пока нефть не будет более подвергаться вытеснению. Объем выдавленной нефти используют для вычисления дебита по нефти и извлечения нефти в % относительно OOIP. Во время процесса спонтанной пропитки, образцы керна имеют все поверхности открытые. В ходе процесса пропитки не вводят ограничивающее избыточное давление. Предполагается, что в образцах керна не присутствует ни газ, ни нефть, поскольку перед пропиткой осуществляется вакуумирование. Таблица 3 показывает извлечение нефти для различных поверхностно-активных веществ, испытываемых в Примере 1.
Таблица 3: Извлечение нефти в зависимости от времени при использовании образцов кернов сланцевого месторождения Eagle Ford и конденсата Eagle Ford в случае 0,2% поверхностно-активного(-ых) веществ(-а) в 2% TDS при 90°С
| Время (час) | Извлечение нефти, % | |||||
| Пр. 1I | Пр. 1J | Пр. 1О | Пр. 1P | Смесь акрилированного имидазолина и хлорида алкилдиметилбензил-аммония | Только рассол | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 40 | 24,07 | 4,15 | 18,52 | 22,82 | 23,28 | 10,15 |
| 49 | 26,48 | 8,30 | 20,84 | 25,36 | 23,28 | 15,22 |
| 64 | 28,88 | 12,45 | 23,15 | 32,97 | 27,51 | 17,75 |
| 72 | 33,70 | 12,45 | 23,15 | 35,50 | 27,51 | 20,29 |
| 138 | 40,92 | 14,52 | 30,10 | 58,32 | 29,63 | 30,44 |
| 161 | 43,32 | 16,60 | 30,10 | 60,86 | 29,63 | 30,44 |
| 184 | 43,32 | 16,60 | 32,42 | 63,40 | 31,74 | 30,44 |
| 208 | 45,73 | 16,60 | 32,42 | 63,40 | 31,74 | 30,44 |
| 232 | 48,14 | 16,60 | 32,42 | 63,40 | 31,74 | 30,44 |
| 304 | 48,14 | 16,60 | 34,73 | 63,40 | 33,86 | 30,44 |
| 328 | 48,14 | 16,60 | 34,73 | 63,40 | 35,97 | 30,44 |
| 352 | 48,14 | 18,67 | 34,73 | 63,40 | 35,97 | 30,44 |
| 376 | 48,14 | 20,75 | 34,73 | 63,40 | 35,97 | 30,44 |
| 448 | 48,14 | 20,75 | 34,73 | 63,40 | 35,97 | 30,44 |
| 572 | 48,14 | 22,82 | 34,73 | 63,40 | 38,09 | 30,44 |
[0048] Пр. 1P, где массовое соотношение в смеси поверхностно-активных веществ: эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли составляет 10:1, демонстрирует самое высокое извлечение нефти.
Пример 4: Испытание на спонтанную пропитку
[0049] Пропиточные камеры погружают в терморегулируемую баню с высокотемпературной регулировкой (120°С). Вырезанные для исследований цилиндрические образцы керна сланцевого месторождения Bakken насыщают нефтью Bakken и хранят в течение 4-8 недель до достижения гидрофобных условий смачивания (состояния смоченности нефтью). Все образцы керна затем помещают в Стеклянные Пропиточные Камеры с прецизионной точностью градуирования в 0,1 мл. Сначала камеры заполняют некоторым объемом раствора поверхностно-активного вещества, и затем погружают в терморегулируемую баню с установленной в ней температурой 90°С или 120°С на период времени вплоть до 500 часов до тех пор, пока нефть не будет более подвергаться вытеснению. Объем выдавленной нефти используют для вычисления дебита по нефти и извлечения нефти в % относительно OOIP. Во время процесса спонтанной пропитки, образцы керна имеют все поверхности открытые. В ходе процесса пропитки не вводят ограничивающее избыточное давление. Предполагается, что в образцах керна не присутствует ни газ, ни нефть, поскольку перед пропиткой осуществляется их вакуумирование. Таблица 4 показывает извлечение нефти для различных поверхностно-активных веществ, испытываемых в Примере 1.
Таблица 4: Извлечение нефти в зависимости от времени при использовании образцов керна сланцевого месторождения Bakken и нефти Bakken в случае 0,1% поверхностно-активного(-ых) веществ(-а) в 27% TDS при 120°С
| Время (час) | Извлечение нефти, % | Время (час) | Извлечение нефти, % | |||
| Пр. 1J | Пр. 1О | Пр. 1J | Пр. 1О | |||
| 0,00 | 0,00 | 0,84 | 134,75 | 15,04 | 41,20 | |
| 0,50 | 0,00 | 0,84 | 150,75 | 15,04 | 41,20 | |
| 1,50 | 0,00 | 2,94 | 159,25 | 15,04 | 41,20 | |
| 2,50 | 0,00 | 6,31 | 174,75 | 16,54 | 41,20 | |
| 6,50 | 0,30 | 16,82 | 182,75 | 17,45 | 41,20 | |
| 17,75 | 0,90 | 31,53 | 200,85 | 18,05 | 41,20 | |
| 19,75 | 4,51 | 33,64 | 226,40 | 18,05 | 41,20 | |
| 21,75 | 6,02 | 33,64 | 247,75 | 18,05 | 41,20 | |
| 23,75 | 6,02 | 33,64 | 254,25 | 18,05 | 41,20 | |
| 25,75 | 6,02 | 35,74 | 273,75 | 19,55 | 41,20 | |
| 29,75 | 6,02 | 35,74 | 297,75 | 19,55 | 41,20 | |
| 46,75 | 6,02 | 37,84 | 319,50 | 19,55 | 41,20 | |
| 57,25 | 7,52 | 38,68 | 325,85 | 21,06 | 41,20 | |
| 79,25 | 9,02 | 38,68 | 343,50 | 21,06 | 41,20 | |
| 81,75 | 10,53 | 38,68 | 372,00 | 22,56 | 42,05 | |
| 87,25 | 11,43 | 38,68 | 391,00 | 22,56 | 42,05 | |
| 103,75 | 13,54 | 38,68 | 398,00 | 22,56 | 42,05 | |
| 107,75 | 13,54 | 39,94 | 415,00 | 24,07 | 42,05 | |
| 110,75 | 13,54 | 39,94 | 424,50 | 24,07 | 42,05 | |
| 126,75 | 13,54 | 39,94 | 463,00 | 24,07 | 42,05 | |
| 132,25 | 15,04 | 41,20 | ||||
[0050] Пр. 1О, где массовое соотношение в смеси поверхностно-активных веществ: эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли составляет 20:1, демонстрирует более высокое извлечение нефти, чем испытываемое катионное поверхностно-активное вещество.
Пример 5: Испытание на смачиваемость
[0051] Каплю раствора поверхностно-активного вещества (0,2%) помещают на смачиваемый нефтью образец керна, и наблюдают за впитыванием в зависимости от времени. Фигура 1 показывает результаты по впитыванию капли для поверхностно-активных веществ в случае Примера 1I в виде капли 1, в случае Примера 1N в виде капли 2 и в случае Примера 1О в виде капли 3 при концентрации 0,2% в рассоле с высокой минерализацией (TDS 27%). Без учета вариации размера капель и неровности поверхности, впитывание капли 3 композиции из Примера 1О является полностью завершенным и быстрым (то есть, капля исчезает). Краевой угол смачивания для капли 3, как отмечено из визуального изучения, имеет значение, близкое к нулю. В противоположность тому, присутствие капель 1 и 2 Примеров 1I и 1N остается очевидным по истечении 15 минут, что позволяет предположить, что комбинация поверхностно-активных веществ является более эффективной, чем отдельно взятые поверхностно-активные вещества.
[0052] При введении элементов настоящего изобретения или его предпочтительных вариантов осуществления, артикли «a», «an», «the» и слово «вышеупомянутый» предназначены для обозначения того, что существует один или несколько элементов. Термины «содержащий», «включающий в себя» и «имеющий», как подразумевается, являются охватывающими и означают, что могут быть дополнительные элементы помимо перечисленных элементов.
[0053] Ввиду вышеизложенного, можно видеть, что решено несколько задач изобретения, и получены другие преимущественные результаты.
[0054] Поскольку могут быть выполнены изменения вышеупомянутых композиций и способов без отступления от объема изобретения, то предполагается, что все сведения, содержащиеся в вышеупомянутом описании и представленные на прилагающихся чертежах, следует рассматривать как иллюстративные, и не в ограничивающем смысле.
Claims (56)
1. Композиция для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, где композиция содержит:
эфир сульфоната и спирта, имеющий формулу I:
где:
R1 представляет собой алкил;
R2 представляет собой алкилен;
R3 и R4 представляют собой, каждый независимо, этилен или пропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 означает -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60; и
четвертичную аммониевую соль, имеющую формулу II:
где:
R10 и R11 независимо представляют собой С8-С30 алкил;
R12 и R13 независимо представляют собой низший алкил; и
Х- представляет собой анион;
где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.
2. Композиция по п. 1,
где в эфире сульфоната и спирта R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен, или R3 представляет собой этилен, а R4 представляет собой изопропилен; и
М представляет собой независимо Na, K, Ca, Mg, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2.
3. Композиция по п. 2, где в эфире сульфоната и спирта R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен.
4. Композиция по п. 1, где в эфире сульфоната и спирта а имеет значение от 2 до 25, b имеет значение от 2 до 25, и a+b имеет значение от 4 до 50; а имеет значение от 3 до 20, b имеет значение от 6 до 20, и a+b имеет значение от 9 до 40; или а имеет значение от 5 до 18, b имеет значение от 10 до 12, и a+b имеет значение от 15 до 30.
5. Композиция по п. 1, где в эфире сульфоната и спирта R10 и R11 независимо представляют собой С8-С18 алкил; R12 и R13 независимо представляют собой метил или этил; и X- представляет собой галогенид-ион, сульфат-ион, нитрат-ион, нитрит-ион, карбонат-ион, или карбоксилат-ион.
6. Композиция по п. 1, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 20:1 до приблизительно 1:1.
7. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая носитель, который включает в себя воду, спирт, простой эфир, гликоль или их комбинацию.
8. Способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, где способ включает в себя:
нагнетание композиции по любому из пп. 1-7 в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводородсодержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводородсодержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта.
9. Способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, где способ включает в себя:
нагнетание эфира сульфоната и спирта и четвертичной аммониевой соли в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводородсодержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводородсодержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта,
где эфир сульфоната и спирта имеет формулу I:
где:
R1 представляет собой алкил;
R2 представляет собой алкилен;
R3 и R4 представляют собой, каждый независимо, этилен или пропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 означает -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60;
четвертичная аммониевая соль имеет формулу II:
где:
R10 и R11 независимо представляют собой С8-С30 алкил;
R12 и R13 независимо представляют собой низший алкил; и
Х- представляет собой анион; и
массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.
10. Способ по п. 8 или 9, где эфир сульфоната и спирта и четвертичная аммониевая соль нагнетаются в скважину последовательно.
11. Способ по п. 8 или 9, дополнительно включающий в себя нагнетание в скважину агента-загустителя, растворителя, щелочи, вспомогательного средства для обратного потока промывочной жидкости, неэмульгирующего агента, агента-понизителя трения, разжижителя геля гидравлического разрыва, сшивающего агента, биоцида, или расклинивающего агента.
12. Способ по п. 9, где в эфире сульфоната и спирта
каждый R3 независимо представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен, или R3 представляет собой этилен, а каждый R4 независимо представляет собой изопропилен; и
М независимо представляет собой Na, K, Ca, Mg, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2.
13. Способ по п. 9, где в эфире сульфоната и спирта R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен.
14. Способ по п. 9, где в эфире сульфоната и спирта а имеет значение от 2 до 25, b имеет значение от 2 до 25, и a+b имеет значение от 4 до 50; а имеет значение от 3 до 20, b имеет значение от 6 до 20, и a+b имеет значение от 9 до 40; или а имеет значение от 5 до 18, b имеет значение от 10 до 12, и a+b имеет значение от 15 до 30.
15. Способ по п. 9, где в эфире сульфоната и спирта R10 и R11 независимо представляют собой С8-С18 алкил; R12 и R13 независимо представляют собой метил или этил; и X- представляет собой галогенид-ион, сульфат-ион, нитрат-ион, нитрит-ион, карбонат-ион или карбоксилат-ион.
16. Способ по любому из пп. 9 и 12-15, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 20:1 до приблизительно 1:1.
17. Способ по любому из пп. 9 и 12-15, дополнительно включающий носитель, который содержит воду, спирт, простой эфир, гликоль или их комбинацию.
18. Способ по любому из пп. 9 и 12-15, где стадию нагнетания проводят во время или после гидравлического разрыва скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/231,307 | 2014-03-31 | ||
| US14/231,307 US9926486B2 (en) | 2014-03-31 | 2014-03-31 | Surfactant assisted oil recovery using alcohol ether sulfonates and cationic surfactants |
| PCT/US2015/022261 WO2015153202A1 (en) | 2014-03-31 | 2015-03-24 | Surfactant assisted oil recovery using alcohol ether sulfonates and cationic surfactants |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016142368A RU2016142368A (ru) | 2018-05-08 |
| RU2016142368A3 RU2016142368A3 (ru) | 2018-11-12 |
| RU2690986C2 true RU2690986C2 (ru) | 2019-06-07 |
Family
ID=54189604
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016142368A RU2690986C2 (ru) | 2014-03-31 | 2015-03-24 | Извлечение нефти с помощью поверхностно-активных веществ при использовании эфиров сульфоната и спирта и катионных поверхностно-активных веществ |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9926486B2 (ru) |
| EP (1) | EP3126468B1 (ru) |
| CN (1) | CN106232767B (ru) |
| AU (1) | AU2015241338B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016022638A2 (ru) |
| CA (1) | CA2944356C (ru) |
| MX (1) | MX370855B (ru) |
| RU (1) | RU2690986C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015153202A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AR103817A1 (es) * | 2015-03-03 | 2017-06-07 | Ecolab Usa Inc | Extracción de líquido asistida por espuma utilizando sulfonatos de alcohol éter |
| MX2016002733A (es) * | 2016-03-02 | 2017-09-01 | Univ Nacional Autónoma De México | Proceso de sintesis para la obtencion de sales cationicas cuaternarias utiles como trazadores quimicos en yacimientos carbonatados, y productos obtenidos con el mismo. |
| US11168244B2 (en) | 2016-10-26 | 2021-11-09 | Championx Usa Inc. | Compositions for enhanced oil recovery |
| WO2019010179A1 (en) | 2017-07-06 | 2019-01-10 | Ecolab Usa Inc. | COMPOSITIONS FOR INCREASED PETROLEUM RECOVERY |
| WO2019099316A1 (en) | 2017-11-14 | 2019-05-23 | Stepan Company | Microemulsion flowback aids for oilfield uses |
| CN112939821A (zh) * | 2021-02-09 | 2021-06-11 | 山东达维石油技术有限公司 | 一种开发致密油用相渗调节渗透剂及其制备方法 |
| CN115873577B (zh) * | 2021-08-26 | 2023-11-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种润湿性调控剂组合物及其制备方法和应用 |
| US11939521B2 (en) * | 2022-08-19 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Reuse of hypersaline brine with ionic liquids |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058678A (en) * | 1990-09-28 | 1991-10-22 | Halliburton Company | Method for preventing the formation of sludge in crude oil |
| US5318709A (en) * | 1989-06-05 | 1994-06-07 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Process for the production of surfactant mixtures based on ether sulfonates and their use |
| RU2065947C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| US6302209B1 (en) * | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| US7629299B2 (en) * | 2007-01-20 | 2009-12-08 | Oil Chem Technologies | Process for recovering residual oil employing alcohol ether sulfonates |
| RU2011124806A (ru) * | 2011-06-09 | 2012-12-20 | Алексей Константинович Жуковский | Стабилизированная газожидкостная коллоидоподобная композиция |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4370243A (en) * | 1981-02-09 | 1983-01-25 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by surfactant-alcohol waterflooding |
| DE3822997A1 (de) | 1988-07-07 | 1990-01-18 | Henkel Kgaa | Detergensmischung aus nichtionischen und anionischen tensiden und deren verwendung |
| DE3902048A1 (de) * | 1989-01-25 | 1990-07-26 | Henkel Kgaa | Oberflaechenaktive mischungen |
| US6333005B1 (en) | 1999-06-16 | 2001-12-25 | Hercules Incorporated | Methods of preventing scaling involving inorganic compositions in combination with copolymers of maleic anhydride and isobutylene, and compositions therefor |
| WO2001018147A1 (en) | 1999-09-07 | 2001-03-15 | Crompton Corporation | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| US20040127742A1 (en) | 2002-10-22 | 2004-07-01 | Huntsman Petrochemical Corporation | Alcohol ether sulfonates |
| US20080017677A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Hondroulis Sandra L | Hanger |
| US7422064B1 (en) | 2007-03-05 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | High performance foams for unloading gas wells |
| US20080302531A1 (en) | 2007-06-09 | 2008-12-11 | Oil Chem Technologies | Process for recovering oil from subterranean reservoirs |
| JP5171294B2 (ja) | 2008-02-06 | 2013-03-27 | 株式会社ディスコ | レーザ加工方法 |
| CA2760789C (en) | 2009-05-05 | 2016-07-19 | Stepan Company | Sulfonated internal olefin surfactant for enhanced oil recovery |
| CA2835352C (en) * | 2011-05-16 | 2018-08-21 | Stepan Company | Surfactants for enhanced oil recovery |
| WO2013162924A1 (en) | 2012-04-24 | 2013-10-31 | Stepan Company | Synergistic surfactant blends |
| CN103421480B (zh) * | 2012-05-16 | 2015-08-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 驱油用表面活性剂组合物及其制备方法 |
| CN103540304B (zh) * | 2012-07-12 | 2017-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 强化采油用表面活性剂组合物及其制备方法 |
| NO3002246T3 (ru) | 2013-03-13 | 2018-04-07 |
-
2014
- 2014-03-31 US US14/231,307 patent/US9926486B2/en active Active
-
2015
- 2015-03-24 CA CA2944356A patent/CA2944356C/en active Active
- 2015-03-24 AU AU2015241338A patent/AU2015241338B2/en not_active Ceased
- 2015-03-24 EP EP15773419.5A patent/EP3126468B1/en active Active
- 2015-03-24 MX MX2016012981A patent/MX370855B/es active IP Right Grant
- 2015-03-24 CN CN201580021848.5A patent/CN106232767B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2015-03-24 BR BR112016022638A patent/BR112016022638A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2015-03-24 WO PCT/US2015/022261 patent/WO2015153202A1/en active Application Filing
- 2015-03-24 RU RU2016142368A patent/RU2690986C2/ru active
-
2017
- 2017-12-12 US US15/839,523 patent/US10400157B2/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5318709A (en) * | 1989-06-05 | 1994-06-07 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Process for the production of surfactant mixtures based on ether sulfonates and their use |
| US5058678A (en) * | 1990-09-28 | 1991-10-22 | Halliburton Company | Method for preventing the formation of sludge in crude oil |
| RU2065947C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| US6302209B1 (en) * | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| US7629299B2 (en) * | 2007-01-20 | 2009-12-08 | Oil Chem Technologies | Process for recovering residual oil employing alcohol ether sulfonates |
| RU2011124806A (ru) * | 2011-06-09 | 2012-12-20 | Алексей Константинович Жуковский | Стабилизированная газожидкостная коллоидоподобная композиция |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106232767A (zh) | 2016-12-14 |
| CA2944356A1 (en) | 2015-10-08 |
| US20180100097A1 (en) | 2018-04-12 |
| WO2015153202A1 (en) | 2015-10-08 |
| CN106232767B (zh) | 2021-01-08 |
| EP3126468A1 (en) | 2017-02-08 |
| EP3126468A4 (en) | 2017-11-15 |
| US20150275634A1 (en) | 2015-10-01 |
| RU2016142368A3 (ru) | 2018-11-12 |
| MX2016012981A (es) | 2018-03-01 |
| US10400157B2 (en) | 2019-09-03 |
| US9926486B2 (en) | 2018-03-27 |
| MX370855B (es) | 2020-01-08 |
| EP3126468B1 (en) | 2019-11-27 |
| BR112016022638A2 (pt) | 2017-08-15 |
| CA2944356C (en) | 2021-02-16 |
| AU2015241338A1 (en) | 2016-10-20 |
| RU2016142368A (ru) | 2018-05-08 |
| AU2015241338B2 (en) | 2019-04-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2690986C2 (ru) | Извлечение нефти с помощью поверхностно-активных веществ при использовании эфиров сульфоната и спирта и катионных поверхностно-активных веществ | |
| US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
| AU2010292168B2 (en) | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| CN106715642B (zh) | 使用表面活性剂共混物回收地下石油的方法 | |
| US20160215200A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US11584881B2 (en) | Low-temperature stabilized surfactant blend for enhanced oil recovery | |
| US20230002668A1 (en) | Surfactant compositions for improved hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| US20230108993A1 (en) | Injection of nonionic surfactants into wells for increased oil production | |
| US3476184A (en) | Method of designing a soluble oil slug for an oil recovery process | |
| US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
| EP3004283B1 (en) | A low temperature stabilized foam-forming composition for enhanced oil recovery | |
| US4316809A (en) | Micellar fluid for low and high hardness crude oil displacement | |
| Zhappasbaev et al. | Development of alkaline/surfactant/polymer (ASP) flooding technology for recovery of Karazhanbas oil | |
| RU2778924C1 (ru) | Поверхностно-активное вещество на основе полиэтоксилированного нонилфенола для увеличения нефтеотдачи пластов карбонатных залежей с высокой минерализацией | |
| RU2826753C1 (ru) | Поверхностно-активное вещество на основе стеарилдиэтаноламина и состав на его основе для увеличения нефтеотдачи залежей нефти терригенных коллекторов в условиях высокой минерализации воды и высокой пластовой температуры | |
| US11873446B2 (en) | Injection of nonionic surfactants into wells for increased oil production | |
| US20160230079A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| EA041363B1 (ru) | Стабилизированная при низких температурах смесь на основе пав для повышенной нефтеотдачи | |
| Pope et al. | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| WO2020144488A1 (en) | Surfactant composition for enhanced oil recovery | |
| US20170327730A1 (en) | Hydrocarbon recovery composition and a method for use thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20210916 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20211202 Effective date: 20211202 |