RU2707231C2 - Способ повышения подвижности тяжелой сырой нефти в подземных пластах - Google Patents
Способ повышения подвижности тяжелой сырой нефти в подземных пластах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2707231C2 RU2707231C2 RU2018109296A RU2018109296A RU2707231C2 RU 2707231 C2 RU2707231 C2 RU 2707231C2 RU 2018109296 A RU2018109296 A RU 2018109296A RU 2018109296 A RU2018109296 A RU 2018109296A RU 2707231 C2 RU2707231 C2 RU 2707231C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- surfactant
- liquid composition
- crude oil
- Prior art date
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 37
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 25
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 5
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 125000003827 glycol group Chemical group 0.000 claims abstract 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- PRBXPAHXMGDVNQ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxyethoxy)ethoxy]acetic acid Chemical compound OCCOCCOCC(O)=O PRBXPAHXMGDVNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000001767 cationic compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 4
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 claims description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L sulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])[O-] QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims 2
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 13
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000008384 inner phase Substances 0.000 abstract 1
- 239000008385 outer phase Substances 0.000 abstract 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 6
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 4
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N Glutamic acid Natural products OC(=O)C(N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N L-glutamic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 235000013922 glutamic acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000004220 glutamic acid Substances 0.000 description 2
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1-sulfonic acid Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- -1 glycol ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002433 hydrophilic molecules Chemical class 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 150000002634 lipophilic molecules Chemical class 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
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
- C09K8/58—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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к добыче сырой нефти. Технический результат - улучшение подвижности тяжелой сырой нефти в подземном пласте. Способ улучшения подвижности тяжелой сырой нефти в пористом подземном пласте включает введение в пласт жидкого состава, содержащего воду, поверхностно-активное вещество и совместный растворитель, и образование в пласте по меньшей мере одного из: эмульсии и дисперсии, причем эмульсия или дисперсия имеет воду в качестве внешней фазы и тяжелую сырую нефть в качестве внутренней фазы. Поверхностно-активное вещество представляет собой неионогенное соединение и содержит 20-30% метанола или 5-10% 2-бутоксиэтанола. Поверхностно-активное вещество в комбинации с совместным растворителем имеет гидрофильно-липофильный баланс более 10. Совместный растворитель содержит простой эфир гликоля. Жидкий состав дополнительно содержит эмульгатор, противотурбулентную присадку, содержащую этоксилированное поверхностно-активное вещество, и линкер. Линкер представляет собой гликоль, полиол, фенол или спирт, содержащий более восьми атомов углерода, или их комбинации. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 4 табл.
Description
РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
В данной заявке испрашивается приоритет и преимущество приоритета по предварительной заявке на патент США №62/212779, поданной 1 сентября 2015 года, раскрытие и содержание которой включено в данный документ в полном объеме посредством ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Данное изобретение относится, в целом, к добыче сырой нефти и, более конкретно, к улучшению подвижности тяжелой сырой нефти в подземном пласте.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Добыча сырой нефти из подземных пластов может включать три отдельные фазы добычи: первичная добыча, вторичная добыча и третичная добыча. В процессе первичной добычи естественное давление в пласте может вытеснять нефть в эксплуатационную скважину, из которой насосы или другие искусственные подъемные устройства могут выкачивать ее на поверхность. В процессе вторичной добычи в пласт можно закачивать воду или газ для дополнительного вытеснения или «выталкивания» нефти в эксплуатационную скважину. В процессе третичной добычи в пласт можно закачивать химические реагенты, газ и/или подводить тепло для изменения межфазных свойств и физических свойств тяжелой сырой нефти, удерживаемой в порах породы пласта, для дополнительного увеличения добычи.
Третичная добыча все еще представляет собой техническую и экономическую проблему для производителей, отчасти вследствие относительно высокой вязкости защемленной нефти. Таким образом, в данной области технологии существует потребность в усовершенствованиях.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В данном документе раскрыты различные способы повышения подвижности тяжелой сырой нефти в пористом подземном пласте. В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения в пласт вводят жидкий состав. Жидкий состав может содержать воду и поверхностно-активное вещество. В пласте может образовываться по меньшей мере одно из: эмульсии и дисперсии. Эмульсия или дисперсия может иметь водную внешнюю фазу и нефтяную внутреннюю фазу.
В некоторых аспектах жидкий состав может также содержать одно или более из совместных поверхностно-активных веществ, совместного растворителя и линкера. Совместное поверхностно-активное вещество может включать одно или более из: спирта, гликоля, этоксилированного спирта, этоксилированного гликоля, этоксилированного фенола, пропоксилированного спирта, пропоксилированного гликоля, пропоксилированного фенола, этоксилированного и пропоксилированного спирта, этоксилированного и пропоксилированного гликоля, этоксилированного и пропоксилированного фенола или их комбинации. Совместный растворитель может включать одно или более из: бутоксиэтанола и простого эфира гликоля. Простой эфир гликоля может включать одно или более из: простого эфира этиленгликоля, простого эфира диэтиленгликоля и простого эфира триэтиленгликоля. Линкер может содержать одно или более из: карбоновой кислоты, нафталинсульфоновой кислоты, глютаминовой кислоты, спирта, содержащего более восьми атомов углерода, гликоля, полиола и фенола или их комбинаций. Жидкий состав также может включать одно или более из: эмульгатора, противотурбулентной присадки и щелочного раствора.
В некоторых аспектах жидкий состав можно закачивать в пласт через инжекционную скважину. Жидкий состав можно закачивать в пласт из эксплуатационной скважины посредством циклической закачки пара в скважину. Вода в жидком составе может представлять собой пресную воду. Вода в жидком составе также может быть рециркуляционной пластовой водой из нефтяного месторождения. В некоторых аспектах жидкий состав не является эмульсией или дисперсией до ее введения в пласт.
В некоторых аспектах поверхностно-активное вещество может быть амфифильным химическим соединением. Амфифильное химическое соединение может представлять собой неионогенное соединение, анионное соединение, катионное соединение, амфотерное соединение или цвиттер-ионное соединение, или их комбинации. Амфифильное химическое соединение может быть неионогенным соединением, имеющим гидрофильно-липофильный баланс более 10. В некоторых аспектах поверхностно-активное вещество может содержать 20-30% метанола. В других аспектах поверхностно-активное вещество может содержать 5-10% 2-бутоксиэтанола.
Несмотря на то, что в данном документе описаны некоторые предпочтительные иллюстративные варианты реализации изобретения, следует понимать, что данное раскрытие не предназначено для ограничения предмета изобретения до указанных вариантов реализации. Напротив, оно включает все альтернативные варианты, модификации и эквивалентные варианты, которые могут быть включены в сущность и объем предмета изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Раскрытый в данном документе объект изобретения относится к различным иллюстративным вариантам реализации способа улучшения подвижности тяжелой сырой нефти в подземном пласте.
В иллюстративном варианте реализации изобретения в пласт вводят жидкий состав, содержащий воду и поверхностно-активное вещество, и необязательные совместные растворители. Жидкий состав образует в пласте одно или более из: дисперсии и эмульсии, в результате чего поверхностно-активное вещество действует как диспергатор или эмульгирующий агент, эмульгатор и/или противотурбулентная присадка. В целом, эмульсия может быть охарактеризована как тонкая дисперсия очень мелких капель одной жидкости в другой несмешивающейся жидкости. Выражение «присутствует в форме капель» относится к дисперсной или внутренней фазе, а выражение «в которой суспендированы капли» относится к непрерывной или внешней фазе.
В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения дисперсия представляет собой дисперсию типа «масло в воде», а эмульсия представляет собой эмульсию типа «масло в воде», причем вода представляет собой внешнюю фазу, а сырая нефть представляет собой внутреннюю фазу. Эмульсия нефти в воде и дисперсия нефти в воде являются менее вязкими, чем тяжелая сырая нефть, ранее защемленная в порах пласта, что означает, что для течения и добычи такой эмульсии необходимо меньшее давление, и что для перекачивания и транспортировки по трубам необходимо меньшее давление на объекте по переработке тяжелой сырой нефти.
Следует отметить, что большинство сырых нефтей, особенно тяжелые сырые нефти добывают с определенным процентом пластовой воды или обводненности. Часть пластовой воды эмульгирована естественным образом в процессе вытеснения из пласта и в процессе добычи. В таком случае добытая сырая нефть представляет собой эмульсию воды в сырой нефти. Вязкость эмульсии воды в сырой нефти обычно больше вязкости сырой нефти, а вязкость эмульсий сырой нефти в воде обычно меньше вязкости сырой нефти.
В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения описанный жидкий состав образует дисперсию в пласте. Известно, что дисперсии могут быть типа «твердое вещество в жидкости» или типа «жидкость в жидкости». Дисперсии жидкость в жидкости, получаемые с помощью жидкого состава, описанного в данном документе, могут упрощать транспортировку тяжелой сырой нефти из пласта на наземные объекты. После извлечения дисперсии жидкостей на наземные объекты и после достижения статического состояния происходит разделение двух жидкостей. Дисперсии тяжелой сырой нефти в воде и эмульсии тяжелой сырой нефти в воде увеличивают подвижность тяжелой сырой нефти из пласта на наземные объекты. Преимущество дисперсии тяжелой сырой нефти в воде по сравнению с эмульсией тяжелой сырой нефти в воде заключается в том, что процесс разделения жидкостей на наземных объектах происходит быстрее, и возможно потребуется меньшая обработка деэмульгатором для удаления воды из сырой нефти для дальнейшей отправки на нефтеперерабатывающие предприятия.
В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения поверхностно-активное вещество может представлять собой амфифильное химическое соединение, такое как неионогенное соединение, анионное соединение, катионное соединение, амфотерное соединение или цвиттер-ионное соединение, или их комбинации .В данном контексте выражение «амфифильное химическое соединение» означает, относится к или представляет собой соединение (в качестве поверхностно-активного вещества), состоящее из молекул, имеющих полярную водорастворимую группу, присоединенную к нерастворимой в воде углеводородной цепи, или представляет собой молекулу такого соединения. Например, поверхностно-активный состав может представлять собой продукт PAW4™, который содержит эмульгирующее поверхностно-активное вещество и 20-30% метанола, или PAW4HF™, который содержит эмульгирующее поверхностно-активное вещество и 5-10% 2-бутоксиэтанола, и оба продукта имеются в продаже у компании Baker Hughes Incorporated. Указанные продукты представляют собой жидкие органические эмульгаторы, которые могут быть использованы для нефти с низким значением плотности, битумного топлива и сырых нефтей для облегчения их добычи и транспортировки.
В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения жидкий состав также может содержать одно или более из совместных поверхностно-активных веществ, совместного растворителя и линкера. Совместное поверхностно-активное вещество может представлять собой, например, спирты, гликоли, этоксилированные спирты, этоксилированные гликоли, этоксилированные фенолы, пропоксилированные спирты, пропоксилированные гликоли, пропоксилированные фенолы, этоксилированные и пропоксилированные спирты, этоксилированные и пропоксилированные гликоли, этоксилированные и пропоксилированные фенолы и их комбинации. Подходящие совместные поверхностно-активные вещества представляют собой моно- или полиспирты, низкомолекулярные органические кислоты, амины, полиэтиленгликоль и их смеси. Совместный растворитель может представлять собой, например, бутоксиэтанол и простые эфиры гликоля, такие как простой эфир этиленгликоля, простой эфир диэтиленгликоля, простой эфир триэтиленгликоля и т.п. Линкер может представлять собой, например, карбоновые кислоты, нафталинсульфоновую кислоту, глютаминовую кислоту, спирты, содержащие более восьми (8) атомов углерода, гликоли, полиолы, фенолы и их комбинации. Молекула линкера является липофильной или гидрофильной молекулой, которая способствует увеличению солюбилизации и модифицирует межфазные свойства воды или системы из солевого раствора, нефти и поверхностно-активного вещества.
В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения жидкий состав также может содержать один или более из совместных эмульгаторов, противотурбулентной присадки и щелочного раствора. Совместный эмульгатор может представлять собой, например, сульфонатное, сульфатное, карбоксилатное или этоксилатное поверхностно-активное вещество. Противотурбулентная присадка может представлять собой, например, этоксилированное поверхностно-активное вещество. Щелочной раствор может представлять собой, например, амины, бикарбонат натрия, гидроксид натрия или буфер из аммиака/хлорида аммония.
В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения поверхностно-активное вещество может представлять собой неионогенное поверхностно-активное вещество с совместным растворителем. Например, в некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения продукт PAW4™ производства компании Baker Hughes Incorporated включает неионогенное поверхностно-активное вещество с совместным растворителем. В других иллюстративных вариантах реализации изобретения поверхностно-активное вещество может представлять собой смесь анионного и неионогенного вещества с совместным растворителем.
В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения неионогенное поверхностно-активное вещество в комбинации с совместным растворителем может иметь гидрофильно-липофильный баланс более 10. Гидрофильно-липофильный баланс или «ГЛБ» представляет собой эмпирическое соотношение гидрофильных («аффинных к воде») и липофильных («аффинных к маслу») групп поверхностно-активного вещества. В конкретном случае неионогенных поверхностно-активных веществ используют шкалу ГЛБ от 0 до 20, где аффинность к воде увеличивается с ростом значения ГЛБ. Таким образом, неионогенное поверхностно-активное вещество в комбинации с совместным растворителем, имеющим гидрофильно-липофильный баланс более 10, может быть, в целом, охарактеризовано как в высокой степени гидрофильное.
В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения жидкий состав, который вводят в подземный пласт, не является предварительно полученной эмульсией или дисперсией. То есть жидкий состав не является эмульсией или дисперсией до ее введения в пласт. Напротив, эмульсия или дисперсия образуется лишь после введения жидкого состава в пласт.
Для целей данной заявки термин «тяжелая сырая нефть» относится к сырой нефти с плотностью менее 20° согласно Американскому нефтяному институту (API), включая тяжелую сырую нефть, сверхтяжелую нефть и битум, предпочтительно менее 15° API, которая обычно является черной, высоковязкой и липкой на ощупь.
В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения вода в жидком составе представляет собой пресную воду или солевой раствор, такой как вода из прилегающего промыслового объекта. В других иллюстративных вариантах реализации изобретения вода в жидком составе может представлять собой рециркуляционную пластовую воду из нефтяного месторождения. Пласт сырой нефти может быть тем же пластом, который обрабатывают жидким составом, или другим пластом.
Производственный объект может содержать по меньшей мере одну инжекционную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, которые входят в подземный пласт. Так, в некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения жидкий состав можно закачивать в пласт через инжекционную скважину, а дисперсия нефти в масле или эмульсия нефти в масле может проходить в эксплуатационную скважину, откуда ее можно добывать. В других иллюстративных вариантах реализации изобретения можно использовать пароциклическую обработку скважины, в процессе которой жидкий состав закачивают в эксплуатационную скважину, а затем он направляется в пласт, после чего дисперсия нефти в воде или эмульсия нефти в воде может выходить из пласта в эксплуатационную скважину. В любом случае, подвижность нефти из пласта в эксплуатационную скважину увеличивается при снижении вязкости нефти.
Тяжелая сырая нефть, удерживаемая в порах породы пласта, может иметь вязкость от около ста сП до более миллиона сП в зависимости от температуры пласта и API плотности тяжелой сырой нефти. Известно, что вязкость сырой нефти снижается при повышении температуры. В целом, температура в пласте варьируется в широких пределах, в зависимости от региона и глубины пласта. Например, вязкость некоторых венесуэльских сверхтяжелых сырых нефтей может составлять 1000-5000 сП при давлении и температуре пласта, тогда как канадские сверхтяжелые сырые нефти могут иметь вязкость 5000-400.000 сП. Добыча тяжелой сырой нефти ограничена ее высокой вязкостью. В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения снижение вязкости защемленной нефти составляет от около 5% до 100% или более после обработки в соответствии со способами, описанными в настоящем документе.
Для облегчения понимания описанного в настоящем документе объекта изобретения, ниже приведены следующие примеры отдельных аспектов некоторых вариантов реализации изобретения. Следующие примеры ни в коем случае не следует понимать как ограничение или определение объема объекта изобретения, описанного в настоящем документе.
Пример 1
В таблице 1 представлена вязкость образца тяжелой сырой нефти №1 / воды, измеренная при 120 °F (49оС) без какой-либо химической присадки и с добавлением небольших концентраций химической присадки (в частности, PAW4): 
В таблице 2 представлена вязкость образцов с различным соотношением воды / тяжелой сырой нефти №2, измеренная при 150 °F (66оС), с 0,12% химической присадки (в частности, PAW4HF):
Лабораторные испытания проводили в пермеаметре с песчаной набивкой для оценки влияния химического состава на улучшение извлечения тяжелой нефти посредством добавления химической присадки, которая приводит к снижению вязкости смеси воды/нефти.
Первая стадия испытания состояла из моделирования пористой среды посредством упаковки песка в ячейке. Затем выполняли следующие стадии: (1) пропускали солевой раствор низкой солености (3% хлорида натрия) для насыщения песка водой; (2) пропускали тяжелую сырую нефть до стабилизации потока для измерения нефтенасыщенности; и (3) закачивали воду для имитации процесса закачивания воды. Измеряли нефтенасыщенность для расчета добычи нефти при закачивании воды. Полученный результат соответствовал исходному значению. Затем процесс повторяли, но на последней стадии закачивали воду в комбинации с химическим составом для улучшения подвижности тяжелой нефти в пласте.
Результаты двух испытаний, проведенных с двумя химическими составами, представлены ниже в таблице 3 и в таблице 4. Образец тяжелой сырой нефти №3 имел вязкость 1300 сП при 150°F (измерение проводили в образце без воды).
В таблице 3 представлены результаты испытания в песчаной набивке с применением образца тяжелой нефти №3 и композиции химических присадок №1 (в частности, PAW4HF) при 150 °F (66оС):
В таблице 4 представлены результаты испытания в пермеаметре с песчаной набивкой, с применением образца тяжелой сырой нефти №3 и композиции химических присадок №2 (в частности, PAW4HF) при 150 °F:
Следует понимать, что любое указание числового диапазона с помощью конечных точек включает все значения, входящие в указанный диапазон, а также конечные точки диапазона.
Хотя раскрытый предмет изобретения был подробно описан только в определенном количестве вариантов реализации, он не ограничен указанными описанными вариантами реализации изобретения. Напротив, раскрытый предмет изобретения может быть модифицирован таким образом, что он будет включать любое количество вариантов, изменений, замен или эквивалентных вариантов, не описанных ранее, но которые соответствуют объему раскрытого предмета изобретения.
Кроме того, хотя были описаны различные варианты реализации раскрытого предмета изобретения, следует понимать, что аспекты раскрытого предмета изобретения могут включать только некоторые из описанных вариантов реализации. Соответственно, раскрытого предмета изобретения следует рассматривать не как ограниченный вышеприведенным описанием, а как ограниченный только объемом прилагаемой формулы изобретения.
Claims (30)
1. Способ улучшения подвижности тяжелой сырой нефти в пористом подземном пласте, включающий:
введение в пласт жидкого состава, содержащего воду, поверхностно-активное вещество и совместный растворитель, в котором поверхностно-активное вещество представляет собой неионогенное соединение и в комбинации с совместным растворителем имеет гидрофильно-липофильный баланс более 10, и в котором поверхностно-активное вещество содержит 20-30% метанола, и в котором совместный растворитель содержит простой эфир гликоля, и жидкий состав дополнительно содержит эмульгатор, противотурбулентную присадку, содержащую этоксилированное поверхностно-активное вещество, и линкер, причем линкер представляет собой гликоль, полиол, фенол или спирт, содержащий более восьми атомов углерода, или их комбинации; и
образование в пласте по меньшей мере одного из: эмульсии и дисперсии, причем эмульсия или дисперсия имеет воду в качестве внешней фазы и тяжелую сырую нефть в качестве внутренней фазы.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что простой эфир гликоля включает одно или более из: простого эфира этиленгликоля, простого эфира диэтиленгликоля и простого эфира триэтиленгликоля.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что эмульгатор представляет собой сульфонат.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что эмульгатор представляет собой сульфат.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что эмульгатор представляет собой карбоксилат.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что эмульгатор представляет собой этоксилатное поверхностно-активное вещество.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкий состав закачивают в пласт через инжекционную скважину.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкий состав закачивают в пласт из эксплуатационной скважины посредством пароциклической обработки скважины.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вода представляет собой пресную воду.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вода представляет собой рециркуляционную пластовую воду из нефтяного месторождения.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкий состав не является эмульсией или дисперсией до ее введения в пласт.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество содержит амфифильное химическое соединение.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что амфифильное химическое соединение содержит одно или более из неионогенного соединения, анионного соединения, катионного соединения, амфотерного соединения и цвиттер-ионного соединения, или их комбинации.
14. Способ улучшения подвижности тяжелой сырой нефти в пористом подземном пласте, включающий:
введение в пласт жидкого состава, содержащего воду, поверхностно-активное вещество и совместный растворитель, в котором поверхностно-активное вещество представляет собой неионогенное соединение и в комбинации с совместным растворителем имеет гидрофильно-липофильный баланс более 10, и в котором поверхностно-активное вещество содержит 5-10% 2-бутоксиэтанола, и в котором совместный растворитель содержит простой эфир гликоля, и жидкий состав дополнительно содержит эмульгатор, противотурбулентную присадку, содержащую этоксилированное поверхностно-активное вещество, и линкер, причем линкер представляет собой гликоль, полиол, фенол или спирт, содержащий более восьми атомов углерода, или их комбинации; и
образование в пласте по меньшей мере одного из: эмульсии и дисперсии, причем эмульсия или дисперсия имеет воду в качестве внешней фазы и тяжелую сырую нефть в качестве внутренней фазы.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что простой эфир гликоля включает одно или более из: простого эфира этиленгликоля, простого эфира диэтиленгликоля и простого эфира триэтиленгликоля.
16. Способ по п. 14, отличающийся тем, что эмульгатор представляет собой сульфонат.
17. Способ по п. 14, отличающийся тем, что эмульгатор представляет собой сульфат.
18. Способ по п. 14, отличающийся тем, что эмульгатор представляет собой карбоксилат.
19. Способ по п. 14, отличающийся тем, что эмульгатор представляет собой этоксилатное поверхностно-активное вещество.
20. Способ по п. 14, отличающийся тем, что жидкий состав закачивают в пласт через инжекционную скважину.
21. Способ по п. 14, отличающийся тем, что жидкий состав закачивают в пласт из эксплуатационной скважины посредством пароциклической обработки скважины.
22. Способ по п. 14, отличающийся тем, что вода представляет собой пресную воду.
23. Способ по п. 14, отличающийся тем, что вода представляет собой рециркуляционную пластовую воду из нефтяного месторождения.
24. Способ по п. 14, отличающийся тем, что жидкий состав не является эмульсией или дисперсией до ее введения в пласт.
25. Способ по п. 14, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество содержит амфифильное химическое соединение.
26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что амфифильное химическое соединение содержит одно или более из неионогенного соединения, анионного соединения, катионного соединения, амфотерного соединения и цвиттер-ионного соединения, или их комбинации.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201562212779P | 2015-09-01 | 2015-09-01 | |
| US62/212,779 | 2015-09-01 | ||
| PCT/US2016/049289 WO2017040412A1 (en) | 2015-09-01 | 2016-08-29 | Method of improving mobility of heavy crude oils in subterranean reservoirs |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018109296A RU2018109296A (ru) | 2019-09-16 |
| RU2018109296A3 RU2018109296A3 (ru) | 2019-09-16 |
| RU2707231C2 true RU2707231C2 (ru) | 2019-11-25 |
Family
ID=56896795
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018109296A RU2707231C2 (ru) | 2015-09-01 | 2016-08-29 | Способ повышения подвижности тяжелой сырой нефти в подземных пластах |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10494563B2 (ru) |
| EP (1) | EP3344723B1 (ru) |
| AU (1) | AU2016315665B2 (ru) |
| CA (1) | CA2996554C (ru) |
| CO (1) | CO2018002539A2 (ru) |
| MX (1) | MX2018002218A (ru) |
| RU (1) | RU2707231C2 (ru) |
| SA (1) | SA518390998B1 (ru) |
| WO (1) | WO2017040412A1 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CO2017006772A1 (es) | 2017-07-05 | 2019-01-18 | Polynex S A S | Proceso para mejorar la capacidad de flujo y potenciar la capacidad de dilucion de diluyentes en procesos de produccion y transporte de crudos pesados y extrapesados provenientes de las diferentes fases de recobro de yacimientos ( primario, secundarios y mejorado) |
| RU2723810C1 (ru) * | 2019-02-13 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Взаимный растворитель для обработки призабойной зоны пласта |
| CN111749658B (zh) * | 2019-03-29 | 2022-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 二氧化碳吞吐采油方法及装置 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2211325C1 (ru) * | 2002-09-12 | 2003-08-27 | Мазаев Владимир Владимирович | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| US20080261835A1 (en) * | 2007-04-23 | 2008-10-23 | Paul Daniel Berger | Surfactant based compositions and process for heavy oil recovery |
| EA201000090A1 (ru) * | 2007-07-09 | 2010-06-30 | Астразенека Аб | Тризамещенные производные пиримидина для лечения пролиферативных заболеваний |
| US20100314296A1 (en) * | 2009-01-29 | 2010-12-16 | Luis Pacheco | Pipelining of oil in emulsion form |
| US20110009556A1 (en) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Faust Jr Marcus D | Method of reducing the viscosity of hydrocarbon fluids |
| US20120267113A1 (en) * | 2009-08-26 | 2012-10-25 | Oilflow Solutions Holdings Limited | Treatment of oil |
| US20140224483A1 (en) * | 2011-09-21 | 2014-08-14 | Champion Technologies Inc. | Hydrocarbon mobility and recovery through in-situ combustion with the addition of ammonia |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6224534B1 (en) * | 1998-10-23 | 2001-05-01 | Baker Hughes Incorporated | Treatments for cuttings from offshore rigs |
| US7134496B2 (en) * | 2004-09-03 | 2006-11-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing an invert emulsion filter cake after the drilling process using a single phase microemulsion |
| US8871695B2 (en) * | 2007-04-25 | 2014-10-28 | Baker Hughes Incorporated | In situ microemulsions used as spacer fluids |
| US8091646B2 (en) * | 2007-07-03 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Single phase microemulsions and in situ microemulsions for cleaning formation damage |
| US7833943B2 (en) * | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| US8100190B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using a water-in-oil emulsion |
| US8517100B2 (en) * | 2010-05-12 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
| CA2791492C (en) * | 2011-09-30 | 2022-08-09 | Khalil Zeidani | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour |
| MX346963B (es) * | 2012-09-21 | 2017-03-07 | Inst Mexicano Del Petróleo | Procedimiento de preparacion de una microemulsion para mejorar el flujo de hidrocarburos pesados. |
-
2016
- 2016-08-29 MX MX2018002218A patent/MX2018002218A/es active IP Right Grant
- 2016-08-29 AU AU2016315665A patent/AU2016315665B2/en not_active Ceased
- 2016-08-29 CA CA2996554A patent/CA2996554C/en active Active
- 2016-08-29 EP EP16763648.9A patent/EP3344723B1/en active Active
- 2016-08-29 US US15/250,442 patent/US10494563B2/en active Active
- 2016-08-29 WO PCT/US2016/049289 patent/WO2017040412A1/en active Application Filing
- 2016-08-29 RU RU2018109296A patent/RU2707231C2/ru active
-
2018
- 2018-02-22 SA SA518390998A patent/SA518390998B1/ar unknown
- 2018-03-09 CO CONC2018/0002539A patent/CO2018002539A2/es unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2211325C1 (ru) * | 2002-09-12 | 2003-08-27 | Мазаев Владимир Владимирович | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| US20080261835A1 (en) * | 2007-04-23 | 2008-10-23 | Paul Daniel Berger | Surfactant based compositions and process for heavy oil recovery |
| EA201000090A1 (ru) * | 2007-07-09 | 2010-06-30 | Астразенека Аб | Тризамещенные производные пиримидина для лечения пролиферативных заболеваний |
| US20100314296A1 (en) * | 2009-01-29 | 2010-12-16 | Luis Pacheco | Pipelining of oil in emulsion form |
| US20110009556A1 (en) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Faust Jr Marcus D | Method of reducing the viscosity of hydrocarbon fluids |
| US20120267113A1 (en) * | 2009-08-26 | 2012-10-25 | Oilflow Solutions Holdings Limited | Treatment of oil |
| US20140224483A1 (en) * | 2011-09-21 | 2014-08-14 | Champion Technologies Inc. | Hydrocarbon mobility and recovery through in-situ combustion with the addition of ammonia |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3344723B1 (en) | 2021-03-17 |
| AU2016315665A1 (en) | 2018-04-12 |
| CA2996554A1 (en) | 2017-03-09 |
| EP3344723A1 (en) | 2018-07-11 |
| RU2018109296A (ru) | 2019-09-16 |
| CO2018002539A2 (es) | 2018-05-31 |
| CA2996554C (en) | 2020-03-24 |
| US20170058188A1 (en) | 2017-03-02 |
| SA518390998B1 (ar) | 2021-12-26 |
| MX2018002218A (es) | 2018-03-23 |
| WO2017040412A1 (en) | 2017-03-09 |
| AU2016315665B2 (en) | 2019-07-18 |
| US10494563B2 (en) | 2019-12-03 |
| RU2018109296A3 (ru) | 2019-09-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2791492C (en) | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour | |
| Umar et al. | A review of petroleum emulsions and recent progress on water-in-crude oil emulsions stabilized by natural surfactants and solids | |
| Da et al. | Design of CO2-in-water foam stabilized with switchable amine surfactants at high temperature in high-salinity brine and effect of oil | |
| Delgado-Linares et al. | Breaking of water-in-crude oil emulsions. 6. Estimating the demulsifier performance at optimum formulation from both the required dose and the attained instability | |
| CA2864308A1 (en) | Microemulsion flowback aid composition and method of using same | |
| BR112020020356A2 (pt) | Método para deslocar um material de hidrocarboneto em contato com um material sólido, método para reduzir a viscosidade de um material de hidrocarboneto, método de transporte de um material de hidrocarboneto através de uma tubulação, método para deslocar um petróleo não refinado de um reservatório de petróleo, método de conversão de um ácido de petróleo não refinado em um tensoativo, método para deslocar um material betuminoso em contato com um material sólido, método de conversão de um ácido de um material betuminoso em um tensoativo, método para reduzir a viscosidade de um material betuminoso e método de transporte de um material betuminoso através de uma tubulação | |
| CA3082118C (en) | Pre-flush for oil foamers | |
| RU2707231C2 (ru) | Способ повышения подвижности тяжелой сырой нефти в подземных пластах | |
| US20140096969A1 (en) | Compositions and methods for preventing emulsion formation | |
| Sayed et al. | Effect of oil saturation on the flow of emulsified acids in carbonate rocks | |
| Taylor | Thermal destabilisation of bitumen-in-water emulsions–A spinning drop tensiometry study | |
| Fraga et al. | Development and evaluation of oil in water nanoemulsions based on polyether silicone as demulsifier and antifoam agents for petroleum | |
| Almobarak et al. | Chemical-assisted minimum miscibility pressure reduction between oil and methane | |
| Rostami et al. | Laboratory studies on fluid-recovery enhancement and mitigation of phase trapping by use of microemulsion in gas sandstone formations | |
| Tunnish et al. | Enhanced heavy oil recovery using 1‐Ethyl‐3‐Methyl‐Imidazolium acetate | |
| Tunnish et al. | Alkaline‐ionic liquid slug injection for improved heavy oil recovery | |
| US10364386B2 (en) | Microemulsion to improve the flow of heavy hydrocarbons, its preparation and use | |
| US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US11492533B2 (en) | Viscosity modifying, demulsifier and flow improver composition, its manufacturing process, its uses and method for increasing production in heavy and extra-heavy crude oil wells | |
| Olarasu et al. | Considerations for Using a Hydraulic Fracturing Fluid for Breaking Crude Oil Emulsion from Reservoir | |
| CA2783809C (en) | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications | |
| オラレカン,サヒード,アラデ | Bitumen Emulsification using Aqueous Solution of Polyvinyl Alcohol (PVA) | |
| Mahmood | Elucidation of Physio-chemical Characterization of Ultrasonic Chemically Demulsified Crude Oil | |
| Salam et al. | Research Article Improving the Demulsification Process of Heavy Crude Oil Emulsion through Blending with Diluent | |
| NO161808B (no) | Middel for anvendelse ved nedbrytning av oljeemulsjoner |