RU2710060C2 - Пенообразующая композиция с совместным применением поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи - Google Patents
Пенообразующая композиция с совместным применением поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2710060C2 RU2710060C2 RU2017139511A RU2017139511A RU2710060C2 RU 2710060 C2 RU2710060 C2 RU 2710060C2 RU 2017139511 A RU2017139511 A RU 2017139511A RU 2017139511 A RU2017139511 A RU 2017139511A RU 2710060 C2 RU2710060 C2 RU 2710060C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- alkyl
- carbon atoms
- acid
- surfactant
- formation
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 238000005187 foaming Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims description 52
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 66
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 53
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 33
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 26
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 24
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 14
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 125000006165 cyclic alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 10
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 7
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 58
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 41
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 27
- -1 alkyl diphenyl oxide Chemical compound 0.000 claims description 23
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 18
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 8
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 8
- 229910003002 lithium salt Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 159000000002 lithium salts Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims description 8
- USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N diphenyl ether Chemical compound C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 4
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 37
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 16
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 3
- 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 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 56
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 21
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 18
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 18
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 11
- KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M lithium chloride Chemical compound [Li+].[Cl-] KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N Acetonitrile Chemical compound CC#N WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 3
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000003480 eluent Substances 0.000 description 2
- 238000000105 evaporative light scattering detection Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 2
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000004128 high performance liquid chromatography Methods 0.000 description 2
- 229940059904 light mineral oil Drugs 0.000 description 2
- 229910001416 lithium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- GELKGHVAFRCJNA-UHFFFAOYSA-N 2,2-Dimethyloxirane Chemical compound CC1(C)CO1 GELKGHVAFRCJNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101150076749 C10L gene Proteins 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N Lithium ion Chemical compound [Li+] HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-O Methylammonium ion Chemical compound [NH3+]C BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- DJEQZVQFEPKLOY-UHFFFAOYSA-N N,N-dimethylbutylamine Chemical compound CCCCN(C)C DJEQZVQFEPKLOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N N-methylethanolamine Chemical compound CNCCO OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N Potassium ion Chemical compound [K+] NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N Sodium cation Chemical compound [Na+] FKNQFGJONOIPTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- RWCCWEUUXYIKHB-UHFFFAOYSA-N benzophenone Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)C1=CC=CC=C1 RWCCWEUUXYIKHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012965 benzophenone Substances 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002704 decyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-O ethylaminium Chemical compound CC[NH3+] QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- LIWAQLJGPBVORC-UHFFFAOYSA-N ethylmethylamine Chemical compound CCNC LIWAQLJGPBVORC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004255 ion exchange chromatography Methods 0.000 description 1
- 238000004811 liquid chromatography Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001400 nonyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000002347 octyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к пенообразующей композиции и способу применения указанной композиции в способе повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта. Пенообразующая композиция для применения в способе повышения нефтеотдачи содержит неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество, причем неионное поверхностно-активное вещество представляет собой один или более алкоксилатов спирта формулы RO–(CR1R2R3R4O)x(C2H4O)y-H, где R выбран из группы, состоящей из линейной алкильной, разветвленной алкильной, циклической алкильной и алкарильной групп, содержащих от 1 до 30 атомов углерода; R1, R2, R3 и R4 независимо выбраны из группы, состоящей из H, разветвленной алкильной, линейной алкильной, циклической алкильной или алкарильной групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода, при условии, что выполняется одно или более из следующих условий: R1, R2, R3 и R4 все одновременно не могут представлять собой H, сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 меньше или равна примерно 8; x равен от 1 до 20 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 равна 1, или x представляет собой целое число от 1 до 2 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 составляет от 2 до 8; и представляет собой целое число от 0 до 99, а указанное анионное поверхностно-активное вещество представляет собой одно или более соединений (ди)сульфоната алкилдифенилоксида формулы
где R5 представляет собой C3 – C20 алкильный радикал; X представляет собой H, щелочной металл, щелочноземельный металл или аммоний. Технический результат – создание пенообразующей композиции обладающей пониженной склонностью к адсорбции в пластах горных пород, улучшенной стойкостью к воздействию раствора соли и повышенной температуры, улучшенной стабильностью в присутствии сырой нефти, а также с возможностью транспортировки ее вместе с CO2. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл., 1 пр.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к пенообразующей композиции поверхностно-активных веществ и к способу применения указанной композиции в способе повышения нефтеотдачи с использованием пены. Конкретнее, пенообразующая композиция с совместным применением поверхностно-активных веществ содержит неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество. Предпочтительно, неионное поверхностно-активное вещество представляет собой алкоксилат спирта, и анионное поверхностно-активное вещество представляет собой (ди)сульфонат алкилдифенилоксида.
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к композиции и способу для повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта.
При извлечении нефти из пластов, после применения первичных способов добычи (то есть применения для добычи сырой нефти только исходного давления в пласте) следует применение вторичного способа нефтедобычи, заводнения, с помощью которого извлекают только часть начальных запасов нефти, содержащихся в пласте. Кроме того, в данной области техники известно также применение определенных третичных способов повышения нефтеотдачи (ПНО). Указанные третичные способы повышения нефтеотдачи включают закачивание любой соответствующим образом подготовленной композиции текучих сред, например, воды с заданной соленостью, повторного закачивания углеводородных газов, полученных из пласта, закачивания таких газов, как CO2, азот, воздух, или в случая термических способов добычи тяжелой нефти, можно применять увеличение энтальпии закачиваемой текучей среды, например, применение пара, и закачивание химических веществ, таких как поверхностно-активные вещества и полимеры, для увеличения результативности любого из указанных способов добычи.
Типичная методика, применявшаяся в течение нескольких десятилетий, включает циклические закачивания чередующихся пачек высоковязких текучих сред, таких как вода, с последующей пачкой газа, такого как CO2, см., например, обсуждение в USP 2623596. Кроме того, в USP 3065790 показано, что этот способ можно более экономично применять, когда пачка CO2 относительно мала. Действительно, как показано в USP 3529668, этот тип методики добычи обычно осуществляют в виде циклов «чередующегося закачивания воды и газа (WAG)». Однако стратегия WAG эффективна только на начальных стадиях закачивания газа. Увеличивается неэффективность вытеснения по объему пласта в результате образования языков из-за разных вязкостей, неоднородности пласта и гравитационного расслоения. Из-за низкой вязкости такие газы, как CO2, создают предпочтительно связанный путь и по большей части проходят через зоны пласта с высокой проницаемостью, с неоднородным распределением проницаемости. Гравитационное расслоение происходит, когда газ, по причине низкой плотности, отделяется от фронта воды и предпочтительно проходит в верхнюю часть пласта. В результате этих эффектов значительный объем вытесняемой наверх нефти пропускается.
Одно из предлагаемых решений указанной проблемы, связанной с образованием каналов для газа в обход нефти, заключается в закачивании воды, содержащей поверхностно-активное вещество, совместно с закачиванием газа или чередующееся с ним. Описанный способ называют ПНО с пеной. В частности, предлагали поверхностно-активные вещества в качестве средства создания пены или эмульсии в пласте. См., например, USP 4380266; 4860828; и USP 5502538. Задача пены состоит в отклонении потока CO2 в часть пласта с высокой насыщенностью нефтью.
Поверхностно-активные вещества, применяемые в способах ПНО с пеной, имеют ряд недостатков. Было показано, что адсорбция поверхностно-активных веществ является одной из основных причин потерь поверхностно-активных веществ. Избыточная адсорбция препятствует транспортировке поверхностно-активного вещества в дальнюю зону, и, следовательно, его способности к образованию пены глубоко внутри пласта. Анионные поверхностно-активные вещества сильно адсорбируются на карбонатных горных породах, в то время как неионные поверхностно-активные вещества адсорбируются на песчанике. Кроме того, поверхностно-активное вещество должно быть стабильным в условиях солевого раствора в пласте и не должно образовывать отдельную мицеллярную фазу, которая может ограничивать транспортировку поверхностно-активного вещества в пласт.
Многие поверхностно-активные вещества согласно известному уровню техники, например, поверхностно-активные вещества на основе сульфонатов альфа-олефинов, широко известные как «хорошие пенообразователи», как известно, имеют многочисленные недостатки, связанные со стабильностью, например, недостатки с растворимостью в некоторых растворах солей, а также связаны с нестабильностью стабилизированной поверхностно-активным веществом пены в присутствии нефти, особенно при повышенных температурах. Конкретнее, для способа закачивания CO2 было показано, что наиболее эффективный способ транспортировки и применения способа ПНО с пеной осуществляется, если поверхностно-активные вещества разделяют и транспортируют вместе с фазой CO2. Хотя некоторые традиционные поверхностно-активные вещества, такие как сульфонаты альфа-олефинов, меньше адсорбируются на песчанике и могут образовывать пены в условиях определенных пластов, их нельзя транспортировать вместе с CO2. Неионные поверхностно-активные вещества можно транспортировать вместе с фазой CO2, но они обладают избыточной адсорбцией на песчаниках, что оказывает отрицательное воздействие на возможность осуществления способов ПНО с пеной.
Сохраняется потребность в подходящей пенообразующей композиции, особенно для песчаниковых пластов, содержащей пенообразующие агенты, обеспечивающие возможность эффективного повышения нефтеотдачи. В частности, существует потребность в подходящей пенообразующей композиции, содержащей пенообразующие агенты, обладающие пониженной склонностью к адсорбции в пластах горных пород, с возможностью транспортировки активных пенообразующих компонентов вместе с CO2, обладающие улучшенной стойкостью к воздействию раствора соли и повышенной температуры, и улучшенной стабильностью в присутствии сырой нефти.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение представляет собой пенообразующую композицию и способ применения указанной композиции в способе повышения нефтеотдачи, причем указанная композиция содержит неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество (i), причем указанное неионное поверхностно-активное вещество представляет собой один или более алкоксилатов спирта формулы:
RO–(CR1R2R3R4O)x(C2H4O)y-H
где R выбран из группы, состоящей из линейной алкильной, разветвленной алкильной, циклической алкильной и алкарильной групп, содержащих от 1 до 30 атомов углерода; R1, R2, R3 и R4 независимо выбраны из группы, состоящей из H, разветвленной алкильной, линейной алкильной, циклической алкильной или алкарильной групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода, при условии, что выполняется одно или более из следующих условий: R1, R2, R3 и R4 все одновременно не могут представлять собой H, сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 меньше или равна примерно 8; x равен от 1 до 20 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 равна 1, или x представляет собой целое число от 1 до 2 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 составляет от 2 до 8; и y представляет собой целое число от 0 до 99, и (ii) причем указанное анионное поверхностно-активное вещество представляет собой одно или более соединений (ди)сульфоната алкилдифенилоксида формулы:
где R5 представляет собой C3 – C20 алкильный радикал и X представляет собой H, щелочной металл, щелочноземельный металл или аммоний.
Один из вариантов реализации настоящего изобретения представляет собой способ добычи нефти из пласта, через который проходит по меньшей мере одна нагнетательная скважина и одна эксплуатационная скважина, включающий (a) выбор пенообразующей композиции, содержащей неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество, как описано выше; (b) создание стабильной пены из CO2 и воды в пласте при помощи пенообразующей композиции поверхностно-активных веществ; (c) снижение вязкости нефти в пласте; и (d) добычу нефти со сниженной вязкостью из пласта.
В одном из вариантов реализации вышеописанного способа создание стабильной пены включает закачивание поверхностно-активного вещества совместно с по меньшей мере одним из потоков CO2 и воды в пласт через нагнетательную скважину, предпочтительно, указанное закачивание пенообразующей композиции включает закачивание неионного поверхностно-активного вещества совместно с CO2 в пласт и анионного поверхностно-активного вещества совместно с водой в пласт, или указанное закачивание пенообразующей композиции включает закачивание неионного поверхностно-активного вещества и анионного поверхностно-активного вещества совместно с водой в пласт, или указанное закачивание пенообразующей композиции включает закачивание неионного поверхностно-активного вещества совместно как с CO2, так и с водой в пласт, и закачивание анионного поверхностно-активные вещества совместно с водой в пласт.
В другом варианте реализации вышеописанного способа пенообразующая композиция дополнительно содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из ингибитора коррозии, ингибитора отложений и смеси указанных добавок.
В одном из вариантов реализации вышеописанных композиции и/или способа алкоксилат спирта выбран из группы, включающей: (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)9-H, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)14-H, (C8H17O)-(C3H6O)9-(C2H4O)9-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)13-H, (C9H19O)-(C3H6O)4-(C2H4O)8-H, и смесей указанных соединений.
В одном из вариантов реализации вышеописанных композиции и/или способа (ди)сульфонат алкилдифенилоксида выбран из группы, включающей: натриевую соль бутилдифенилоксиддисульфоновой кислоты; натриевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль гексадецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, калиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, и смесей указанных соединений.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 иллюстрирует профиль выходной кривой адсорбции для Примера 1.
Фиг. 2 иллюстрирует профиль выходной кривой адсорбции для Сравнительного примера A.
Подробное описание предпочтительных вариантов реализации изобретения
Настоящее изобретение относится к пенообразующей композиции для применения для повышения нефтеотдачи, и способу применения указанной пенообразующей композиции для добычи нефти. Композиция согласно настоящему изобретению содержит неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество, причем указанная пенообразующая композиция способствует образованию стабильной пены, образованной из газа и воды. Пенообразующие композиции согласно настоящему изобретению демонстрируют пониженную склонность к адсорбции в пластах горных пород, особенно пластах песчаника, улучшенную стойкость к воздействию раствора соли и повышенной температуры, и улучшенную стабильность в присутствии нефти.
Для способа согласно настоящему изобретению подходит любой газ, включая диоксид углерода (CO2), азот (N2), метан (CH3), дымовой газ и подобные газы, или смеси углеводородов, такие как метан с любым из следующих: этан, пропан или бутан, дымовой газ и подобные газы. Предпочтительным газом является CO2.
Выбор воды для применения в способе согласно настоящему изобретению обычно включает попутно добываемую воду, например, из пласта, но источник может быть и другим, в зависимости от требований обрабатываемого пласта, экономичности и совместимости композиции после разбавления, например, пресная вода, вода из водоносного горизонта или раствор соли из пласта, добытый из скважины. Настоящее изобретение будет особенно применимо для растворов соли с общим содержанием растворенных твердых веществ (ОСРТВ) от 0 до 18 массовых процентов, предпочтительно, от 0 до 15 и более предпочтительно, от 0 до 12 массовых процентов.
Для различных вариантов реализации способа согласно настоящему изобретению неионное поверхностно-активное вещество, которое можно применять для создания стабильной пены, обладает растворимостью в CO2 и легко может быть закачано в скважину с водой, с CO2, или одновременно с водой и с CO2. Неионное поверхностно-активное вещество может характеризоваться CO2-фильностью. Было обнаружено, что в основе «CO2-фильности» лежат определяющие факторы гидрофобно-гидрофобных взаимодействий хвостов поверхностно-активных веществ, а также гидрофобно-углекислотные взаимодействия хвостов поверхностно-активных веществ в диоксиде углерода. Следовательно, CO2-относится к величине, которую можно определить и приписать соединению, например, поверхностно-активному веществу, и которая показывает, насколько хорошо указанное соединение сольватируется в фазе диоксида углерода.
CO2-фильность поверхностно-активного вещества, в настоящем описании, определяют как взятую с обратным знаком разность первого химического потенциала гидрофобного конца поверхностно-активного вещества в диоксиде углерода (μCT) и второго химического потенциала гидрофобного конца поверхностно-активного вещества в жидкой форме (μTT), как показано ниже
CO2-фильность = -(μCT-μTT)
Химический потенциал вещества в растворителе или смеси растворителей определяет стабильность этого вещества в указанном растворителе или смеси растворителей, и является мерой изменения количества свободной энтальпии (или энергии) системы при добавлении или удалении определенного числа молекул указанного соединения, при этом число других молекул, а также температура и давление, остаются неизменными. Так, первый химический потенциал (μCT) описывает взаимодействие гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества с диоксидом углерода, и второй химический потенциал (μTT) описывает взаимодействие гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества с другим гидрофобным хвостом поверхностно-активного вещества в жидкой форме поверхностно-активного вещества.
Для различных вариантов реализации, модели, разработанные как часть настоящего изобретения, применяют для расчетов химических потенциалов μCT и μTT. В различных вариантах реализации настоящего изобретения можно применять различные комплексы программного обеспечения, такие как COSMOtherm (COSMOlogic, GmbH&CoKG), для реализации моделей согласно настоящему изобретению, причем полученные результаты можно параллельно применять для определения химических потенциалов.
Например, для определения второго химического потенциала гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества по отношению к самому себе, была создана первая модель для представления структуры гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества. Затем была создана вторая модель, получающая структуру гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества из первой модели и повторяющая указанную структуру из первой модели снова и снова, до получения непрерывной структуры. Из полученной структуры создают структуру «жидкости» поверхностно-активного вещества во второй модели. Затем создают третью модель, в которой берут структуру гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества и вставляют ее в «жидкость» или непрерывную структуру из второй модели, при этом количество энергии, необходимое для того, чтобы затем удалить структуру гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества (первая модель) из жидкости (вторая модель) представляет второй химический потенциал (μTT) гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества по отношению к самому себе. Для подробного обсуждения CO2-фильности и ее расчета см. USP 8973668, содержание которого полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
Согласно представленному обсуждению, варианты реализации настоящего изобретения могут включать неионные поверхностно-активные вещества с нижним пределом CO2-фильности по меньшей мере 1,5. В дополнительном варианте реализации настоящее изобретение может включать неионные поверхностно-активные вещества с нижним пределом CO2-фильности по меньшей мере 1,6. В другом варианте реализации настоящее изобретение может включать неионные поверхностно-активные вещества с нижним пределом CO2-фильности по меньшей мере 1,7. В некоторых вариантах реализации CO2-фильность неионных поверхностно-активных веществ может иметь верхний предел не более примерно 5,0. В дополнительном варианте реализации настоящее изобретение может включать неионные поверхностно-активные вещества с верхним пределом CO2-фильности не более 4,5.
Пенообразующая композиция, применяемая в настоящем изобретении, содержит неионное поверхностно-активное вещество, например, алкоксилат спирта, такой как соединения, описанные в USP 8973668. Подходящие алкоксилаты спиртов имеют следующую формулу:
RO–(CR1R2R3R4O)x(C2H4O)y-H
где R выбран из группы, состоящей из линейной алкильной, разветвленной алкильной, циклической алкильной и алкарильной групп, содержащих от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 3 до 16 атомов углерода; R1, R2, R3 и R4 независимо выбраны из группы, состоящей из H, разветвленной алкильной, линейной алкильной, циклической алкильной или алкарильной групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода; при условии, что выполняется одно или более из следующих условий: R1, R2, R3 и R4 все одновременно не могут представлять собой H, сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 меньше или равна примерно 8;
x равен от 1 до 20 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 равна 1; (например, группа алкиленоксида представляет собой пропиленоксид); x представляет собой целое число от 1 до 5 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 составляет от 2 до 8 (например, группа алкиленоксида представляет собой бутиленоксид или изобутиленоксид); и
y представляет собой целое число от 0 до 99 включительно.
В различных вариантах реализации конкретные примеры алкоксилатов спиртов согласно настоящему изобретению могут быть выбраны из группы, включающей, без ограничения, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)9-H, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)14-H, (C8H17O)-(C3H6O)9-(C2H4O)9-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)13-H, (C9H19O)-(C3H6O)4-(C2H4O)8-H, и смеси указанных соединений. В указанных конкретных примерах группа R, согласно настоящему описанию, может представлять собой одну из линейных или разветвленных алкильных групп, возможных для данной формулы. В различных вариантах реализации каждый из указанных конкретных примеров неионных поверхностно-активных веществ алкоксилатов спиртов включает группы этиленоксида (ЭО) и пропиленокисда (ПО), согласно настоящему описанию, причем CO2-фильность составляет от примерно 1,5 до примерно 5,0, от примерно 1,6 до примерно 4,5, или от примерно 1,7 до примерно 4,0, причем CO2-фильность в указанном диапазоне подходит для содействия созданию стабильной пены из диоксида углерода и воды.
Неионное поверхностно-активное вещество вводят в воду и/или в CO2, например, в устьевом оборудовании скважины, причем количество неионного поверхностно-активного вещества в воде и/или CO2, закачиваемых в скважину, составляет от 0,0001 до 2 массовых процентов. Предпочтительно, количество неионного поверхностно-активного вещества в воде и/или CO2, закачиваемых в скважину, равно или больше 0,0001 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,001 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,01 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,05 массового процента, и еще более предпочтительно, равно или больше 0,08 массового процента. В общем случае, количество неионного поверхностно-активного вещества в воде и/или CO2, закачиваемых в скважину, равно или меньше 0,3 массового процента, предпочтительно, равно или меньше 0,2 массового процента.
Пенообразующая композиция, применяемая согласно настоящему изобретению, также содержит одно или более анионных поверхностно-активных веществ, предпочтительно, соединение алкиларилсульфоната, содержащееся в эффективном количестве для увеличения стойкости композиции поверхностно-активных веществ к воздействию раствора соли и/или повышенной температуры. Подходящие соединения алкиларилсульфонатов получают на основе моно- и дисульфонатов алкилированного дифенилоксида (моно- и дисульфонаты в настоящем описании называют (ди)сульфонатами). Предпочтительными (ди)сульфонатами алкилдифенилоксидов могут являться моноалкилированный дисульфонированный дифенилоксид, диалкилированный дисульфонированный дифенилоксид, моноалкилированный моносульфонированный дифенилоксид, диалкилированные моносульфонированные дифенилоксиды или смеси указанных соединений. Предпочтительные (ди)сульфонаты алкилдифенилоксидов включают одну или более из следующих формул:
где R5 представляет собой C3 – C20 алкильный радикал, предпочтительно, пропил, бутил, октил, нонил, децил или додецил, предпочтительно, C6 – C16, более предпочтительно, C6 – C10 алкильный радикал, и X представляет собой H, щелочной металл, щелочноземельный металл или аммоний, предпочтительно, одновалентный или двухвалентный катион, предпочтительно, ион натрия, ион калия, ион лития, ли ион аммония, включая аммоний, метиламмоний, этиламмоний, диметиламмоний, метилэтиламмоний, триметиламмоний, диметилбутиламмоний, гидроксиэтиламмоний и метилгидроксиэтиламмоний. Предпочтительными соединениями алкиларилдисульфонатов являются соединения, в которых R5 представляет собой C6, C10 или C16 алкильную группу, причем C6 алкильная группа является более предпочтительной. Кроме того, X предпочтительно представляет собой натрий.
Предпочтительные алкиларилдисульфонаты включают натриевую соль бутилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль гексадецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, калиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты и смеси указанных соединений. Также в пенообразующей композиции можно применять более одного соединения алкиларилдисульфонатов. предпочтительные смеси включают некоторые коммерческие растворы, доступные от The Dow Chemical Company под торговыми марками DOWFAXTM, т.е. DOWFAX 3B2, DOWFAX 8390, DOWFAX C6L, DOWFAX C10L, DOWFAX 2A1.
Подходящие алкиларилдисульфонаты согласно настоящему изобретению можно получить при помощи известных в данной области техники способов. Например, указанным способам уделено внимание в USP 4860828 на имя Oswald et al., содержание которого полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
Анионное поверхностно-активное вещество добавляют в воду/разбавляют водой, например, в устьевом оборудовании скважины, таким образом, что количество анионного поверхностно-активного вещества в закачиваемой в скважину воде составляет от 0,0001 до 2 массовых процентов. Предпочтительно, количество анионного поверхностно-активного вещества в воде, закачиваемой в скважину, равно или больше 0,0001 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,001 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,01 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,05 массового процента, и еще более предпочтительно, равно или больше 0,08 массового процента. В общем случае, количество анионного поверхностно-активного вещества в воде, закачиваемой в скважину, равно или меньше 0,3 массового процента, предпочтительно, равно или меньше 0,2 массового процента.
В некоторых вариантах реализации пенообразующая композиция согласно настоящему изобретению может содержать другие добавки. Например, композиция может дополнительно содержать ингибиторы коррозии, ингибиторы отложений, смеси указанных добавок, а также другие добавки. В некоторых вариантах реализации общее количество добавок, вводимых в композиции согласно настоящему изобретению, составляет не более примерно 5 массовых процентов.
Варианты реализации настоящего изобретения могут также включать способ добычи нефти из пласта, через который проходит по меньшей мере одна нагнетательная скважина и одна эксплуатационная скважина, содержащая воду и нефть. Вариант реализации способа согласно настоящему изобретению может быть назван способом закачивания газа, как обсуждается в настоящем описании. Поскольку способы закачивания газа обычно представляют собой третичные способы повышения нефтеотдачи, осуществляемые после заводнения, углеводороды, оставшиеся в пласте, имеют тенденцию находиться в труднодоступных областях. Кроме того, большая часть пласта заполнена водой в результате заводнения. Таким образом, варианты реализации настоящего изобретения включают выбор пенообразующей композиции согласно настоящему изобретению, содержащей неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество, и закачивание указанной пенообразующей композиции совместно с диоксидом углерода и водой в пласт посредством нагнетательной скважины, для создания в пласте стабильной пены, образованной из диоксида углерода и воды, как обсуждалось в настоящем описании.
В некоторых вариантах реализации анионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт вместе с водой, и неионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт вместе с CO2, причем указанный пласт содержит воду.
В некоторых вариантах реализации анионное поверхностно-активное вещество и неионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт вместе с водой, а затем в пласт можно закачивать диоксид углерода.
В некоторых вариантах реализации анионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт вместе с водой, и неионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт одновременно с водой и с диоксидом углерода, причем неионное поверхностно-активное вещество может быть включено одновременно в диоксид углерода и в воду.
Задачей созданной пены является ингибирование вытекания диоксида углерода в ту часть пласта, которая содержит только остатки нефти. Другими словами, пена может блокировать поток диоксида углерода в часть пласта, из которой нефть была добыта в результате осуществленных ранее способов добычи. Таким образом, пена вынуждает диоксид углерода вытеснять извлекаемые углеводороды из менее обедненных частей пласта в направлении эксплуатационной скважины.
Существует несколько путей создания пены. Например, пену можно получать перед закачиванием в пласт путем перемешивания воды и пенообразующей композиции, и закачивать полученную пену в пласт. Как вариант, пенообразующую композицию можно вводить в месторождение вместе с водой и CO2, и создавать пену «in situ». Когда CO2 попадает в воду в пласте и пенообразующую композицию, силы сдвига могут создавать пену в пласте. Другие способы создания пены в пласте описаны в USP 4380266, содержание которого полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
Как обсуждалось в настоящем описании, способ закачивания газа применяют после способа закачивания воды, поэтому пласт уже содержит воду на момент начала осуществления способов согласно настоящему изобретению. Поэтому анионное поверхностно-активное вещество и неионное поверхностно-активное вещество могут мигрировать к поверхности раздела диоксида углерода и воды с образованием пены, при закачивании в пласт диоксида углерода отдельно или в сочетании с неионным поверхностно-активным веществом.
Согласно настоящему описанию, способ согласно настоящему изобретению включает обеспечение возможности растворения диоксида углерода, содержащегося в стабильной пене, в нефти, содержащейся в пласте, для обеспечения пониженной вязкости нефти, и выкачивание нефти с пониженной вязкостью из пласта.
В одном из вариантов реализации способа согласно настоящему изобретению с использованием пенообразующей композиции согласно настоящему изобретению для повышения нефтеотдачи, анионное поверхностно-активное вещество и неионное поверхностно-активное вещество можно вводить в водный разбавитель, подаваемый в скважину.
В другом варианте реализации способа согласно настоящему изобретению с использованием пенообразующей композиции согласно настоящему изобретению для повышения нефтеотдачи, анионное поверхностно-активное вещество можно вводить в водный разбавитель, подаваемый в скважину, и неионное поверхностно-активное вещество можно вводить в CO2.
Кроме того, хотя состав нефтеносного пласта не является критически важным для настоящего изобретения, оно находит особенное применение в песчаниковых пластах.
В одном из вариантов реализации пенообразующую композицию согласно настоящему изобретению можно применять в способе чередующегося закачивания воды и газа (WAG) для извлечения нефти из пласта посредством чередующегося закачивания воды/газа в указанный пласт, включающем следующие стадии: по меньшей мере периодического закачивания в пласт CO2, воды и указанной пенообразующей композиции, и осуществления контакта углеводородов в пласте с пеной и газом, для содействия добыче углеводородов из пласта.
В одном из вариантов реализации пенообразующую композицию закачивают в эксплуатационную скважину в течение желаемого времени, с целью создания стойкой к нефти пены вблизи эксплуатационной зоны, для снижения потока газа в эксплуатационную скважину при переключении эксплуатационной скважины обратно в рабочий режим.
Примеры
Следующие примеры приведены с целью иллюстрации, а не для ограничения объема настоящего изобретения. Если не указано иное, все части и проценты указаны по массе. Массовый процент представляет собой процентное содержание одного из компонентов в общей смеси, выраженное по массе. Массовый процент можно определить путем деления массы одного из компонентов на общую массу смеси, и умножения полученного результата на 100. Если не указано иное, все применяемые приборы и химические реактивы являются коммерчески доступными.
Эксперименты по динамической адсорбции для оценки адсорбционного поведения составов поверхностно-активных веществ проводили на установке для затопления кернов Chandler Formation Response Tester (FRT 6100). Применяли керны песчаника из Верии длиной 6 дюймов (15,24 см) и диаметром 1,5 дюйма (3,81 см). Керны удерживали внутри каучукового рукава, который вставляли в кернодержатель Хасслера. Снаружи рукава прикладывали всестороннее давление, превышающее на 500 psi (3,45 МПа) давление в линии керна, для фиксации кернов на месте. Для приложения всестороннего давления применяли гидравлический вспомогательный насос (Haskel MS-71). В качестве гидравлической жидкости применяли светлое минеральное масло Chandler. Эксперименты проводили при температуре керна 52°С. Регулятор противодавления устанавливали на 1750 psi (12,07 МПа). Расход составлял 0,62 мл/мин.
Профиль элюирования через систему неадсорбирующейся метки определяли при помощи синтетического раствора соли, содержащего 1 процент 1-процентного раствора LiCl. LiCl служил в эксперименте неадсорбирующейся меткой. Концентрацию иона Li детектировали в выходящей жидкости при помощи ионной хроматографии, получая профиль элюирования неадсорбирующейся метки в породе пласта. Постепенно вводили инъекции составов в концентрациях, указанных в таблице 1. Концентрацию неионного поверхностно-активного вещества в выходящей жидкости определяли при помощи жидкостной хроматографии, и получали профиль элюирования поверхностно-активного вещества. Площадь между двумя полученными кривыми увеличивалась по мере увеличения количества поверхностно-активного вещества, удерживаемого в керне в ходе эксперимента по затоплению керна, и служила мерой общего количества адсорбированного поверхностно-активного вещества. На фиг. 1 и фиг. 2 показано, что адсорбция неионного поверхностно-активного вещества на песчанике заметно снижается при применении в сочетании с анионным поверхностно-активным веществом.
Эксперименты по затоплению керна также проводили для определения коэффициента снижения подвижности (КСП), определяемого как отношение подвижности CO2 в отсутствии поверхностно-активного вещества к подвижности CO2 в присутствии поверхностно-активного вещества по следующей формуле:
где Q представляет собой объемный расход, L представляет собой длину керна, A представляет собой площадь поперечного сечения керна и ΔР представляет собой падение давления вдоль керна.
При идентичных условиях расхода можно оценить коэффициент снижения подвижности (КСП) как отношение
то есть, отношение падения давления в присутствии поверхностно-активного вещества к падению давления в отсутствии поверхностно-активного вещества, при идентичных условиях расхода. То есть, увеличение прочности пены означает увеличенную стойкость (более высокое значение ΔР) к потоку газа, что приводит к увеличению КСП.
Эксперименты по затоплению керна проводили на установке для затопления кернов (FRT 6100) производства Chandler Engineering. Все эксперименты по затоплению кернов проводили в режиме совместного инъецирования. Расход раствора соли в приборе контролировали при помощи жидкостного насоса серии QUIZIX QX. CO2 перекачивали при помощи двухцилиндрового насоса серии QUIZIX Q5000. Для измерения падения давления вдоль керна применяли дифференциальные датчики давления. Давление на выходе из ячейки контролировали при помощи регулятора противодавления. Применяемый регулятор противодавления представлял собой регулятор купольного типа, обеспечивающий более точное управление потоком жидкости, особенно при протекании двух фаз. Для эксперимента применяли керны песчаника из Верии длиной 6 дюймов и диаметром 1,5 дюйма. Керны удерживали внутри каучукового рукава, который вставляли в кернодержатель Хасслера. Снаружи рукава прикладывали всестороннее давление, превышающее на 500 psi давление в линии керна, для фиксации кернов на месте. Для приложения всестороннего давления применяли гидравлический вспомогательный насос (Haskel MS-71). В качестве гидравлической жидкости применяли светлое минеральное масло Chandler. Эксперименты проводили при температуре керна 52°С. Регулятор противодавления устанавливали на 1750 psi. Общий расход (раствор соли, поверхностно-активное вещество и CO2) составлял 0,62 мл/мин, и CO2 составлял 85% от общего потока.
Температура помутнения представляет собой температуру, при которой ранее прозрачное однофазное вещество мутнеет из-за появления второй фазы. Помутнение снижает коэффициент пропускания света через образец. Все измерения помутнения проводили согласно ASTM D 2024. Коэффициент пропускания измеряли при помощи системы Mettler FP900 Cloud Point System; калибровку проводили по бензофенону. Готовили образцы с 1 масс.% поверхностно-активного вещества в воде. В системе Cloud Point System постепенно повышали температуру со скоростью 3°С/мин, начиная с 10°С. Полученные результаты температуры помутнения приведены в таблице 1.
Составы примеров и сравнительных примеров, значения общей адсорбции, коэффициентов снижения подвижности и температур помутнения приведены в таблице 1.
В таблице ниже:
«LiCl» представляет собой 1 масс.% раствор хлорида лития, неадсорбирующаяся метка;
«Неионное» представляет собой неионное поверхностно-активное вещество формулы: (C8H17O)-(C3H6O) 5-(C2H4O)14-H;
«Анионное» представляет собой анионное поверхностно-активное вещество натриевая соль гексадецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты;
«Нонил-1» представляет собой неионное поверхностно-активное вещество формулы: линейный (C9H19O)-(C3H6O) 2-(C2H4O)10-H;
«Гексил» представляет собой неионное поверхностно-активное вещество формулы: (C6H13O)-(C3H6O) 2-(C2H4O)10-H;
«Нонил-2» представляет собой неионное поверхностно-активное вещество формулы: разветвленный (C9H15O)-(C3H6O) 2-(C2H4O)10-H; и
«ДСН» представляет собой додецилсульфат натрия.
Таблица 1
LiCl, масс.% | Неионное, м.д. | Анионное, м.д. | Адсорбция, мг/гм-породы | КСП | Температура помутнения, °C | |
Ср. Пр. B | 1 | 1400 | 1,54 | 30,5 | 78,8 | |
Пр. 1 | 1 | 1400 | 2500 | 0,48 | 63,8 | >100 |
Профили выходной кривой для Примера 1 и Сравнительных примеров показаны на фиг. 1 и фиг. 2 соответственно.
Зависимость адсорбции от температуры определяли для 2% раствора хлорида натрия на диоксиде кремния. Для каждого испытания готовили колонку SEP-PAKTM Plus Column (Waters Corporation – WAT020520), пропуская через колонку воду или раствор соли до насыщения слоя диоксида кремния. Затем к колонке присоединяли шприц на 100 мл для загрузки раствора поверхностно-активного вещества. Шприц помещали шприцевой насос и прокачивали через колонку раствор поверхностно-активного вещества с типичной скоростью 3 мл/мин. Таймер запускали, когда жидкость начинала выходить из колонки. Собирали образцы в отмеченные интервалы времени и анализировали при помощи ВЭЖХ. Данные ВЭЖХ регистрировали при помощи прибора Agilent 1200 Series LC с детектором ELSD (испарительный детектор светорассеяния). Для анализа применяли колонки ZORBAX SB-C3 Solvent Saver, 3,0 X 150 мм, 5 мкм, от Agilent Technologies. Подвижная фаза представляла собой сверхчистую ДИ воду, полученную фильтрацией через Millipore (Элюент A) и ацетонитрил марки «для ЖХ» от Fisher Scientific (Элюент B). Комнатная температура составляла 25°С, и отличная от комнатной температура составляла 50°С. Для условий отличной от комнатной температуры шприц обертывали нагревателем для колонки и контролировали температуру при помощи термопары после выхода из колонки шприца. Полученные результаты зависимости адсорбции (% адсорбированного неионного компонента) от температуры для 2% раствора хлорида натрия на диоксиде кремния показаны в таблице 2.
Таблица 2
Неионное, м.д. |
Анионное, м.д. |
Нонил-1, м.д. |
Гексил, м.д. |
Нонил-2, м.д. |
Температура, @ 25°C @ 50°C |
||
Ср. Пр. A | 1400 | 77 | 86 | ||||
Пр. 1 | 1400 | 2500 | 37 | 51 | |||
Пр. 2 | 2500 | 1400 | 34 | ||||
Пр. 3 | 2500 | 1400 | 19 | ||||
Пр. 4 | 2500 | 1400 | 59 |
Процент адсорбции на диоксиде кремния для Примера 2 и сравнительного примера C указаны в таблице 3.
Стабильность составов в зависимости от степени солености определяли, готовя образцы в стеклянных флаконах объемом 100 мл и качественно оценивая визуально стабильность составов при различных концентрациях соли. Отмечали появление осадка и мутности как наступление нестабильности, полученные результаты показаны в таблице 3.
Таблица 3
Неионное, м.д. |
Анионное, м.д. |
ДСН, м.д. | % адсорбции на диоксиде кремния, % NaCl (масс./масс.), внеш. вид 2 4 6 8 |
||||
Ср. Пр. B | 1400 | 2500 | 50, прозрач-ный | 60, прозрач-ный | 64, мутный |
- осадок |
|
Пр. 2 | 1400 | 2500 | 37, прозрач-ный | 39, прозрач-ный | 41, прозрач-ный |
44, прозрач- ный |
Claims (48)
1. Пенообразующая композиция для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащая неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество,
(i) причем указанное неионное поверхностно-активное вещество представляет собой один или более алкоксилатов спирта формулы
RO–(CR1R2R3R4O)x(C2H4O)y-H,
где R выбран из группы, состоящей из линейной алкильной, разветвленной алкильной, циклической алкильной и алкарильной групп, содержащих от 1 до 30 атомов углерода;
R1, R2, R3 и R4 независимо выбраны из группы, состоящей из H, разветвленной алкильной, линейной алкильной, циклической алкильной или алкарильной групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода, при условии, что выполняется одно или более из следующих условий: R1, R2, R3 и R4 все одновременно не могут представлять собой H, сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 меньше или равна примерно 8;
x равен от 1 до 20 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 равна 1, или x представляет собой целое число от 1 до 2 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 составляет от 2 до 8;
и
представляет собой целое число от 0 до 99,
и
(ii) причем указанное анионное поверхностно-активное вещество представляет собой одно или более соединений (ди)сульфоната алкилдифенилоксида формулы
где R5 представляет собой C3 – C20 алкильный радикал
и
X представляет собой H, щелочной металл, щелочноземельный металл или аммоний.
2. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанный алкоксилат спирта выбран из группы, включающей: (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)9-H, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)14-H, (C8H17O)-(C3H6O)9-(C2H4O)9-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)13-H, (C9H19O)-(C3H6O)4-(C2H4O)8-H, и смесей указанных соединений.
3. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанный (ди)сульфонат алкилдифенилоксида выбран из группы, включающей: натриевую соль бутилдифенилоксиддисульфоновой кислоты; натриевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль гексадецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, калиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, и смесей указанных соединений.
4. Способ добыч нефти из пласта, через который проходит по меньшей мере одна нагнетательная скважина и одна эксплуатационная скважина, включающий:
(a) выбор пенообразующей композиции, содержащей неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество,
(i) причем указанное неионное поверхностно-активное вещество представляет собой один или более алкоксилатов спирта формулы
RO–(CR1R2R3R4O)x(C2H4O)y-H,
где R выбран из группы, состоящей из линейной алкильной, разветвленной алкильной, циклической алкильной и алкарильной групп, содержащих от 1 до 30 атомов углерода;
R1, R2, R3 и R4 независимо выбраны из группы, состоящей из H, разветвленной алкильной, линейной алкильной, циклической алкильной или алкарильной групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода, при условии, что выполняется одно или более из следующих условий: R1, R2, R3 и R4 все одновременно не могут представлять собой H, сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 меньше или равна примерно 8;
x равен от 1 до 20 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 равна 1, или x представляет собой целое число от 1 до 2 включительно, причем сумма атомов углерода в R1+ R2+ R3+ R4 составляет от 2 до 8;
и
y представляет собой целое число от 0 до 99,
и
(ii) причем указанное анионное поверхностно-активное вещество представляет собой одно или более соединений (ди)сульфоната алкилдифенилоксида формулы
где R5 представляет собой C3 – C20 алкильный радикал
и
X представляет собой H, щелочной металл, щелочноземельный металл или аммоний,
(b) создание в пласте стабильной пены из CO2 и воды при помощи пенообразующей композиции поверхностно-активных веществ;
(c) снижение вязкости нефти в пласте;
и
(d) добычу из пласта нефти со сниженной вязкостью.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что указанное создание стабильной пены включает закачивание в пласт поверхностно-активного вещества вместе с по меньшей мере одним из CO2 и воды через нагнетательную скважину.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что указанное закачивание пенообразующей композиции включает закачивание в пласт неионного поверхностно-активного вещества вместе с CO2, и закачивание в пласт анионного поверхностно-активного вещества вместе с водой.
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что указанное закачивание пенообразующей композиции включает закачивание в пласт неионного поверхностно-активного вещества и анионного поверхностно-активного вещества вместе с водой.
8. Способ по п.5, отличающийся тем, что указанное закачивание пенообразующей композиции включает закачивание в пласт неионного поверхностно-активного вещества одновременно вместе с CO2 и с водой, и закачивание в пласт анионного поверхностно-активного вещества вместе с водой.
9. Способ по п.4, отличающийся тем, что указанный алкоксилат спирта выбран из группы, включающей: (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)9-H, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C8H17O)-(C3H6O)5-(C2H4O)14-H, (C8H17O)-(C3H6O)9-(C2H4O)9-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)11-H, (C6H13O)-(C3H6O)5-(C2H4O)13-H, (C9H19O)-(C3H6O)4-(C2H4O)8-H, и смесей указанных соединений.
10. Способ по п.4, отличающийся тем, что указанный (ди)сульфонат алкилдифенилоксида выбран из группы, включающей: натриевую соль бутилдифенилоксиддисульфоновой кислоты; натриевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль гексадецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, калиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, и смесей указанных соединений.
11. Способ по п.4, отличающийся тем, что указанная пенообразующая композиция дополнительно содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из ингибитора коррозии, ингибитора отложений и смесей указанных добавок.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201562155163P | 2015-04-30 | 2015-04-30 | |
US62/155,163 | 2015-04-30 | ||
PCT/US2016/029658 WO2016176385A1 (en) | 2015-04-30 | 2016-04-28 | Co-surfactant foam-forming composition for enhanced oil recovery |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2017139511A RU2017139511A (ru) | 2019-05-14 |
RU2017139511A3 RU2017139511A3 (ru) | 2019-11-11 |
RU2710060C2 true RU2710060C2 (ru) | 2019-12-24 |
Family
ID=56134546
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017139511A RU2710060C2 (ru) | 2015-04-30 | 2016-04-28 | Пенообразующая композиция с совместным применением поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10717921B2 (ru) |
EP (1) | EP3289043B1 (ru) |
CN (1) | CN107532077B (ru) |
AR (1) | AR104421A1 (ru) |
BR (1) | BR112017022729A2 (ru) |
CA (1) | CA2983913C (ru) |
CO (1) | CO2017011507A2 (ru) |
MX (1) | MX2017013106A (ru) |
PL (1) | PL3289043T3 (ru) |
RU (1) | RU2710060C2 (ru) |
TW (1) | TW201638294A (ru) |
WO (1) | WO2016176385A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA3071691A1 (en) | 2017-07-31 | 2019-02-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Injection fluids comprising an anionic surfactant for treating unconventional formations |
WO2019097272A1 (en) | 2017-11-14 | 2019-05-23 | Total Sa | Surfactant composition for the reinjection of produced water |
CN109709266A (zh) * | 2018-12-03 | 2019-05-03 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种直井多层油藏流动模拟实验装置及方法 |
WO2020127523A1 (en) * | 2018-12-20 | 2020-06-25 | Rhodia Operations | Polyoxopolyamine desorbents for enhanced oil recovery |
CN109852364B (zh) | 2019-01-02 | 2021-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 核-壳结构的阴离子型纳米微乳液体系及其制备与应用 |
CN109851530B (zh) | 2019-01-02 | 2021-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | N,n,n′,n′-十二烷基四取代二苯醚磺酸盐阴离子型双子表面活性剂及其合成 |
WO2021007388A1 (en) * | 2019-07-09 | 2021-01-14 | University Of Pittsburgh - Of The Commonwealth System Of Higher Education | Method of oil recovery using compositions of carbon dioxide and compounds to increase water wettability of formations |
CA3152459A1 (en) * | 2019-10-10 | 2021-04-15 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced oil recovery methods and compositions |
US20230112340A1 (en) * | 2020-02-11 | 2023-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | Characterization of polar species in reservoir fluids |
CN113797842B (zh) * | 2020-06-15 | 2023-08-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 烃基芳基阴非离子表面活性剂及其制备方法 |
US11821827B2 (en) | 2021-05-28 | 2023-11-21 | Saudi Arabian Oil Company | Method of evaluating foaming agents and surfactants |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0032072A1 (en) * | 1979-12-03 | 1981-07-15 | The Dow Chemical Company | Surfactant compositions useful in enhanced oil recovery processes |
US5203411A (en) * | 1992-03-11 | 1993-04-20 | The Dow Chemical Company | Oil recovery process using mobility control fluid comprising alkylated diphenyloxide sulfonates and foam forming amphoteric surfactants |
WO2011130310A1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Guerbet alcohol alkoxylate surfactants and their use in enhanced oil recovery applications |
WO2013048860A1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-04 | Dow Global Technologies Llc | Nonionic surfactants for enhanced crude oil recovery |
RU2528326C2 (ru) * | 2009-09-29 | 2014-09-10 | Когниз АйПи Менеджмент ГмбХ | Применение алк (ен) ил олигогликозидов в процессах с повышенным извлечением нефти |
RU2531708C1 (ru) * | 2012-07-18 | 2014-10-27 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Пенообразующий состав |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2623596A (en) | 1950-05-16 | 1952-12-30 | Atlantic Refining Co | Method for producing oil by means of carbon dioxide |
US3065790A (en) | 1957-11-22 | 1962-11-27 | Pure Oil Co | Oil recovery process |
US3529668A (en) | 1968-07-24 | 1970-09-22 | Union Oil Co | Foam drive oil recovery process |
US4380266A (en) | 1981-03-12 | 1983-04-19 | Shell Oil Company | Reservoir-tailored CO2 -aided oil recovery process |
US4860828A (en) | 1988-06-01 | 1989-08-29 | The Dow Chemical Company | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations |
US4878951A (en) | 1989-01-17 | 1989-11-07 | A & L Laboratories, Inc. | Low-foaming alkaline, hypochlorite cleaner |
JPH063580A (ja) | 1992-06-19 | 1994-01-14 | Nikon Corp | 焦点検出装置 |
CN102224186B (zh) | 2008-10-15 | 2013-05-15 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 用于油采收的组合物及其使用方法 |
FR2986008B1 (fr) * | 2012-01-25 | 2015-02-20 | Rhodia Operations | Agents desorbants pour la recuperation assistee du petrole |
-
2016
- 2016-04-25 TW TW105112860A patent/TW201638294A/zh unknown
- 2016-04-27 AR ARP160101187A patent/AR104421A1/es unknown
- 2016-04-28 EP EP16730050.8A patent/EP3289043B1/en active Active
- 2016-04-28 RU RU2017139511A patent/RU2710060C2/ru active
- 2016-04-28 CN CN201680022188.7A patent/CN107532077B/zh active Active
- 2016-04-28 WO PCT/US2016/029658 patent/WO2016176385A1/en active Application Filing
- 2016-04-28 CA CA2983913A patent/CA2983913C/en active Active
- 2016-04-28 US US15/554,891 patent/US10717921B2/en active Active
- 2016-04-28 MX MX2017013106A patent/MX2017013106A/es unknown
- 2016-04-28 PL PL16730050T patent/PL3289043T3/pl unknown
- 2016-04-28 BR BR112017022729A patent/BR112017022729A2/pt not_active Application Discontinuation
-
2017
- 2017-11-09 CO CONC2017/0011507A patent/CO2017011507A2/es unknown
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0032072A1 (en) * | 1979-12-03 | 1981-07-15 | The Dow Chemical Company | Surfactant compositions useful in enhanced oil recovery processes |
US5203411A (en) * | 1992-03-11 | 1993-04-20 | The Dow Chemical Company | Oil recovery process using mobility control fluid comprising alkylated diphenyloxide sulfonates and foam forming amphoteric surfactants |
RU2528326C2 (ru) * | 2009-09-29 | 2014-09-10 | Когниз АйПи Менеджмент ГмбХ | Применение алк (ен) ил олигогликозидов в процессах с повышенным извлечением нефти |
WO2011130310A1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Guerbet alcohol alkoxylate surfactants and their use in enhanced oil recovery applications |
WO2013048860A1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-04 | Dow Global Technologies Llc | Nonionic surfactants for enhanced crude oil recovery |
RU2531708C1 (ru) * | 2012-07-18 | 2014-10-27 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Пенообразующий состав |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US10717921B2 (en) | 2020-07-21 |
CA2983913A1 (en) | 2016-11-03 |
RU2017139511A3 (ru) | 2019-11-11 |
BR112017022729A2 (pt) | 2018-07-17 |
EP3289043B1 (en) | 2020-05-06 |
EP3289043A1 (en) | 2018-03-07 |
RU2017139511A (ru) | 2019-05-14 |
CA2983913C (en) | 2023-09-26 |
PL3289043T3 (pl) | 2020-10-05 |
TW201638294A (zh) | 2016-11-01 |
US20180037809A1 (en) | 2018-02-08 |
MX2017013106A (es) | 2018-01-16 |
AR104421A1 (es) | 2017-07-19 |
CO2017011507A2 (es) | 2018-01-31 |
CN107532077A (zh) | 2018-01-02 |
CN107532077B (zh) | 2021-02-26 |
WO2016176385A1 (en) | 2016-11-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2710060C2 (ru) | Пенообразующая композиция с совместным применением поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи | |
US3981361A (en) | Oil recovery method using microemulsions | |
US10655054B2 (en) | Foam-forming surfactant compositions | |
Duan et al. | Evaluation of oil-tolerant foam for enhanced oil recovery: laboratory study of a system of oil-tolerant foaming agents | |
US4194565A (en) | Surfactant oil recovery method for use in high temperature formations containing water having high salinity and hardness | |
RU2611088C2 (ru) | Десорбенты для улучшенного извлечения нефти | |
Holt et al. | Effects of pressure on foam stability; implications for foam screening | |
CA2044843A1 (en) | Oil recovery technique employing non-ionic surfactants | |
Talebian et al. | Static and dynamic foam/oil interactions: Potential of CO2-philic surfactants as mobility control agents | |
Dong et al. | Analysis of immiscible water-alternating-gas (WAG) injection using micromodel tests | |
Johannessen et al. | Can lowering the injection brine salinity further increase oil recovery by surfactant injection under otherwise similar conditions? | |
Kathel et al. | Dynamic surfactant-aided imbibition in fractured oil-wet carbonates | |
US20160215200A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
Das et al. | Experimental study of injection strategy for Low-Tension-Gas flooding in low permeability, high salinity carbonate reservoirs | |
EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
Mirzaei et al. | CO2 foam pilot in a west Texas field: design, operation and results | |
Salehpour et al. | CO2-saturated brine injection into heavy oil carbonate reservoirs: Investigation of enhanced oil recovery and carbon storage | |
EP2536808A1 (en) | Surfactant systems for enhanced oil recovery | |
US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
Nguyen | Systematic study of foam for improving sweep efficiency in chemical enhanced oil recovery | |
Das | Enhanced oil recovery using low tension gas flooding in high salinity, low permeability carbonate reservoirs | |
US20130248188A1 (en) | In-situ self diverting wag process | |
AlHammadi et al. | New experimental evidence on the dominant mechanism of oil recovery by low salinity water injection in carbonate rocks | |
Klimenko et al. | Effect of surfactants at ultra-low concentration in oil/brine diphasic displacement: The way to unlock EOR polymer field projects | |
Xiong et al. | Experimental Evaluation of Zwitterionic and Cationic Surfactants to Optimize Bulk Foam Properties for Gas Mobility Control in High-Salinity Carbonates |