RU2759431C1 - Use of gases and liquids for extracting hydrocarbons containing nanoparticles for increasing hydrocarbon extraction - Google Patents
Use of gases and liquids for extracting hydrocarbons containing nanoparticles for increasing hydrocarbon extraction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2759431C1 RU2759431C1 RU2020112767A RU2020112767A RU2759431C1 RU 2759431 C1 RU2759431 C1 RU 2759431C1 RU 2020112767 A RU2020112767 A RU 2020112767A RU 2020112767 A RU2020112767 A RU 2020112767A RU 2759431 C1 RU2759431 C1 RU 2759431C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquefied
- carbon dioxide
- hydrocarbons
- oil
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 122
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 95
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 95
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 title claims abstract description 71
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 20
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 11
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 title abstract description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 82
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 72
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 66
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 41
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 33
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 33
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 70
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 40
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 13
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 61
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 61
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 50
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 48
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 48
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 40
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 40
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 33
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 26
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 26
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- -1 condensate Substances 0.000 description 25
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 23
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 23
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N Propene Chemical group CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N propylene glycol Substances CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- FFUAGWLWBBFQJT-UHFFFAOYSA-N hexamethyldisilazane Chemical compound C[Si](C)(C)N[Si](C)(C)C FFUAGWLWBBFQJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 17
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 16
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 15
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 14
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 13
- LVNLBBGBASVLLI-UHFFFAOYSA-N 3-triethoxysilylpropylurea Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCNC(N)=O LVNLBBGBASVLLI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 12
- GXDMUOPCQNLBCZ-UHFFFAOYSA-N 3-(3-triethoxysilylpropyl)oxolane-2,5-dione Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCC1CC(=O)OC1=O GXDMUOPCQNLBCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N octyltriethoxysilane Chemical compound CCCCCCCC[Si](OCC)(OCC)OCC MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229960003493 octyltriethoxysilane Drugs 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- XDLMVUHYZWKMMD-UHFFFAOYSA-N 3-trimethoxysilylpropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCOC(=O)C(C)=C XDLMVUHYZWKMMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- KQAHMVLQCSALSX-UHFFFAOYSA-N decyl(trimethoxy)silane Chemical compound CCCCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC KQAHMVLQCSALSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- RSKGMYDENCAJEN-UHFFFAOYSA-N hexadecyl(trimethoxy)silane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC RSKGMYDENCAJEN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- UQEAIHBTYFGYIE-UHFFFAOYSA-N hexamethyldisiloxane Chemical compound C[Si](C)(C)O[Si](C)(C)C UQEAIHBTYFGYIE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- CZWLNMOIEMTDJY-UHFFFAOYSA-N hexyl(trimethoxy)silane Chemical compound CCCCCC[Si](OC)(OC)OC CZWLNMOIEMTDJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 230000004044 response Effects 0.000 description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 8
- ZNOCGWVLWPVKAO-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(phenyl)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)C1=CC=CC=C1 ZNOCGWVLWPVKAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- HQYALQRYBUJWDH-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(propyl)silane Chemical compound CCC[Si](OC)(OC)OC HQYALQRYBUJWDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- DQZNLOXENNXVAD-UHFFFAOYSA-N trimethoxy-[2-(7-oxabicyclo[4.1.0]heptan-4-yl)ethyl]silane Chemical compound C1C(CC[Si](OC)(OC)OC)CCC2OC21 DQZNLOXENNXVAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- BPSIOYPQMFLKFR-UHFFFAOYSA-N trimethoxy-[3-(oxiran-2-ylmethoxy)propyl]silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCOCC1CO1 BPSIOYPQMFLKFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- TUQLLQQWSNWKCF-UHFFFAOYSA-N trimethoxymethylsilane Chemical compound COC([SiH3])(OC)OC TUQLLQQWSNWKCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 7
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 7
- NKSJNEHGWDZZQF-UHFFFAOYSA-N ethenyl(trimethoxy)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)C=C NKSJNEHGWDZZQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- ZLDHYRXZZNDOKU-UHFFFAOYSA-N n,n-diethyl-3-trimethoxysilylpropan-1-amine Chemical compound CCN(CC)CCC[Si](OC)(OC)OC ZLDHYRXZZNDOKU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 7
- UWSYCPWEBZRZNJ-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(2,4,4-trimethylpentyl)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CC(C)CC(C)(C)C UWSYCPWEBZRZNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- XYJRNCYWTVGEEG-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(2-methylpropyl)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CC(C)C XYJRNCYWTVGEEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 6
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 5
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 description 5
- SLYCYWCVSGPDFR-UHFFFAOYSA-N octadecyltrimethoxysilane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC SLYCYWCVSGPDFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 4
- QFMDFTQOJHFVNR-UHFFFAOYSA-N 1-[2,2-dichloro-1-(4-ethylphenyl)ethyl]-4-ethylbenzene Chemical compound C1=CC(CC)=CC=C1C(C(Cl)Cl)C1=CC=C(CC)C=C1 QFMDFTQOJHFVNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 3
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 3
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 3
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 3
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 2
- NECRQCBKTGZNMH-UHFFFAOYSA-N 3,5-dimethylhex-1-yn-3-ol Chemical compound CC(C)CC(C)(O)C#C NECRQCBKTGZNMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000012470 diluted sample Substances 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 238000002296 dynamic light scattering Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 2
- XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N limonene Chemical compound CC(=C)C1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- NMRPBPVERJPACX-UHFFFAOYSA-N octan-3-ol Chemical compound CCCCCC(O)CC NMRPBPVERJPACX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000049 pigment Substances 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 2
- 125000004079 stearyl 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])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])[H] 0.000 description 2
- 238000006557 surface reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 2
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 2
- 238000004879 turbidimetry Methods 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- JMNCUXPHXKHBPY-UHFFFAOYSA-N 1,3-dichloropropan-2-yl carbamate Chemical compound NC(=O)OC(CCl)CCl JMNCUXPHXKHBPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BIGOJJYDFLNSGB-UHFFFAOYSA-N 3-isocyanopropyl(trimethoxy)silane Chemical group CO[Si](OC)(OC)CCC[N+]#[C-] BIGOJJYDFLNSGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MKZHZHRXBKRYRP-UHFFFAOYSA-N 3-propyl-3-triethoxysilyloxolane-2,5-dione Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)C1(CCC)CC(=O)OC1=O MKZHZHRXBKRYRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JIUWLLYCZJHZCZ-UHFFFAOYSA-N 3-propyloxolane-2,5-dione Chemical compound CCCC1CC(=O)OC1=O JIUWLLYCZJHZCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004438 BET method Methods 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005653 Brownian motion process Effects 0.000 description 1
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound 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
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000410 antimony oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005537 brownian motion Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940026110 carbon dioxide / nitrogen Drugs 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O carboxymethyl-[3-(dodecanoylamino)propyl]-dimethylazanium Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC(O)=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- CETPSERCERDGAM-UHFFFAOYSA-N ceric oxide Chemical compound O=[Ce]=O CETPSERCERDGAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000422 cerium(IV) oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 239000010415 colloidal nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZFSLODLOARCGLH-UHFFFAOYSA-N isocyanuric acid Chemical group OC1=NC(O)=NC(O)=N1 ZFSLODLOARCGLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 229940075468 lauramidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000004848 nephelometry Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- VTRUBDSFZJNXHI-UHFFFAOYSA-N oxoantimony Chemical compound [Sb]=O VTRUBDSFZJNXHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011164 primary particle Substances 0.000 description 1
- NHARPDSAXCBDDR-UHFFFAOYSA-N propyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCOC(=O)C(C)=C NHARPDSAXCBDDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011163 secondary particle Substances 0.000 description 1
- 229920002050 silicone resin Polymers 0.000 description 1
- 125000005373 siloxane group Chemical group [SiH2](O*)* 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 229910052596 spinel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011029 spinel Substances 0.000 description 1
- 125000005504 styryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- XOLBLPGZBRYERU-UHFFFAOYSA-N tin dioxide Chemical compound O=[Sn]=O XOLBLPGZBRYERU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001887 tin oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- YUYCVXFAYWRXLS-UHFFFAOYSA-N trimethoxysilane Chemical compound CO[SiH](OC)OC YUYCVXFAYWRXLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005287 vanadyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—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
Abstract
Description
Перекрестные ссылки на родственные заявки на патентыCross-references to related patent applications
Настоящая заявка на патент испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США № 62/563,415, поданной 26 сентября 2017 г., и испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США № 62/697,321, поданной 12 июля 2018 г. Эти заявки включены в настоящий документ в полном объеме путем ссылки.This patent application claims priority on US Provisional Patent Application No. 62 / 563,415, filed September 26, 2017, and claims priority on US Provisional Patent Application No. 62 / 697,321, filed July 12, 2018. These applications are incorporated herein. in full by reference.
Область применения изобретенияScope of the invention
Настоящее изобретение относится к способам повышения извлечения углеводородов с применением газов, таких как углекислый газ, азот, природный газ, сжиженный природный газ, сжиженный углекислый газ и/или их смеси, в комбинации с функционализированными материалами, такими как наночастицы или смеси наночастиц.The present invention relates to methods for enhancing hydrocarbon recovery using gases such as carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide, and / or mixtures thereof, in combination with functionalized materials such as nanoparticles or nanoparticle mixtures.
Предпосылки создания изобретенияBackground of the invention
В США насчитывается примерно 1,7 миллиона действующих нефтяных и газовых скважин. На данный момент сотни тысяч этих нефтяных и газовых скважин выработаны или истощены до такой степени, что они едва экономически целесообразны. По мере старения скважин несколько механизмов вносят свой вклад в снижение добычи.There are approximately 1.7 million active oil and gas wells in the United States. At the moment, hundreds of thousands of these oil and gas wells have been depleted or depleted to the point where they are hardly economically viable. As wells age, several mechanisms contribute to the decline in production.
Помимо механических разрушений инфраструктуры скважины, падение добычи ускоряется следующими нарушениями эксплуатационных свойств пласта:In addition to mechanical destruction of the well infrastructure, the decline in production is accelerated by the following violations of the reservoir performance:
- падение забойного давления по мере истощения скважины, что приводит к уменьшению относительной проницаемости и повышенному скоплению жидкости на забое;- a drop in bottomhole pressure as the well is depleted, which leads to a decrease in relative permeability and increased fluid accumulation at the bottomhole;
- миграция тонких частиц, стимулируемая механически скоростью потока1;- migration of fine particles, mechanically stimulated by the flow rate 1 ;
- отложения накипи, образование осадков, отложения парафинов/асфальтенов и набухание глины;- scale deposits, sludge formation, wax / asphaltene deposits and clay swelling;
- водяной или конденсатный барьер;- water or condensate barrier;
- наложенные гидроразрывы.- superimposed hydraulic fracturing.
Повышение производительности скважин традиционно достигалось с помощью различных методов стимулирования притока в скважину, которые повышают проницаемость коллекторной породы или снижают вязкость нефти. Кислотная обработка под давлением ниже давления гидроразрыва (см. «Sandstone Matrix Acidizing Knowledge and Future Development», авторы: Mian Umer Shafiq and Hisham Ben Mahmud, J. Petrol Explor Prod Technol (2017) 7: 1205-1216) в качестве метода стимулирования притока в скважину является относительно недорогим, но узким по своему масштабу способом. Идеальными кандидатами для данной технологии обычно являются скважины в пластах с проницаемостью > 10 мД и в которых твердые вещества забивают поры вблизи ствола скважины и/или на перфорационных каналах. Способ повторного гидроразрыва пласта находится на другом конце спектра. Его можно использовать для интенсификации производительности, но это более дорогостоящий вариант и более рискованное ценностное предложение, особенно для нетрадиционных скважин.Well productivity has traditionally been achieved through various well stimulation techniques that increase the permeability of the reservoir rock or reduce the viscosity of the oil. Acidizing under pressure below fracturing pressure (see Sandstone Matrix Acidizing Knowledge and Future Development by Mian Umer Shafiq and Hisham Ben Mahmud, J. Petrol Explor Prod Technol (2017) 7: 1205-1216) as a stimulation technique into the borehole is a relatively inexpensive but narrow-scale method. Ideal candidates for this technology are typically wells in formations> 10 mD permeability and where solids clog the pores near the wellbore and / or in the perforations. Re-fracturing is at the other end of the spectrum. It can be used to enhance productivity, but it is a more expensive option and a more risky value proposition, especially for unconventional wells.
Газы и сжиженные газы, такие как углекислый газ, азот, природный газ, сжиженный природный газ и сжиженный углекислый газ, имеют долгую историю применения для повышения относительной проницаемости, являясь источником энергии и движущей силы в различных практических способах извлечения с использованием смешивающихся и не смешивающихся с нефтью агентов. Исследования показали, что в способах циклической обработки скважин (т. н. «Huffʼ n Puff», далее сокращенно «HNP») газами были достигнуты наиболее значимые положительные результаты в плане нефтеотдачи и краткосрочной добычи (Фиг. 2).Gases and liquefied gases, such as carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas and liquefied carbon dioxide, have a long history of use for increasing relative permeability, providing energy and driving force in various practical recovery processes using miscible and non-miscible oil agents. Studies have shown that the most significant positive results in terms of oil recovery and short-term production were achieved in the methods of cyclic treatment of wells (so-called "Huffʼ n Puff", hereinafter abbreviated as "HNP") with gases (Fig. 2).
Способ HNP с азотом также показал очень хорошие результаты в полевых исследованиях, проведенных на подходящих пластах в Аппалачском бассейне (см. «Field Case: Cyclic Gas Recovery for Light Oil Using Carbon Dioxide/Nitrogen/Natural Gas», авторы: B.J. Miller and T. Hamilton Smith, SPE 49169, Conference: SPE Annual Technical Meeting and Exhibition, September 1998). Способы обработки HNP для интенсификации производительности скважины обычно представляют собой способы индивидуальной циклической обработки скважины, состоящей из трех этапов: нагнетание, выдерживание и добыча.The Nitrogen HNP process has also shown very good results in field studies conducted in suitable reservoirs in the Appalachian Basin (see "Field Case: Cyclic Gas Recovery for Light Oil Using Carbon Dioxide / Nitrogen / Natural Gas" by BJ Miller and T. Hamilton Smith, SPE 49169, Conference: SPE Annual Technical Meeting and Exhibition, September 1998). HNP treatments to enhance well productivity are typically three-stage individual well cycling treatments: injection, holding and production.
Способы HNP также предоставляют важную информацию о приемистости скважины и наличии гидродинамической связи со смежными скважинами. В качестве проверенного способа стимулирования притока в одиночные скважины они способны значительно увеличить добычу из малодебитных, истощенных или низконапорных нефтяных скважин. При определенных условиях углекислый газ и азот способны смешиваться с сырой нефтью, снижая ее вязкость и тем самым дополнительно повышая нефтеотдачу.HNP methods also provide important information about well injectivity and the presence of fluid communication with adjacent wells. As a proven method of stimulating inflow into single wells, they are able to significantly increase production from marginal, depleted or low head oil wells. Under certain conditions, carbon dioxide and nitrogen are able to mix with crude oil, reducing its viscosity and thereby further increasing oil recovery.
На протяжении ряда лет способы HNP с углекислым газом, азотом, природным газом, сжиженным природным газом и сжиженным углекислым газом использовались в качестве доступного и эффективного средства повышения нефтеотдачи пласта. Они являются идеальным решением для малорентабельных, близких к истощению скважин и эффективным способом воздействия на коллекторы с плохими межскважинными связями. Недавние исследования показали, что нагнетание по технологии HNP является более эффективным способом увеличения добычи нефти из сланцев, чем непрерывная закачка газа в пласт (см. «Optimization of huff-n-puff gas injection in shale oil reservoirs», автор: J.J. Sheng, Petroleum, 2017 и «Gas Selection for Huff-n-Puff EOR In Shale Oil Reservoirs Based upon Experimental and Numerical Study», авторы: L. Li and J.J. Sheng, SPE-185066-MS, 2017.)For a number of years, HNP processes with carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas and liquefied carbon dioxide have been used as an affordable and effective means of enhancing oil recovery. They are an ideal solution for marginal wells close to depletion and an effective way to stimulate reservoirs with poor interwell connections. Recent studies have shown that HNP injection is a more efficient way to increase oil production from shale than continuous gas injection (see Optimization of huff-n-puff gas injection in shale oil reservoirs by JJ Sheng, Petroleum , 2017 and Gas Selection for Huff-n-Puff EOR In Shale Oil Reservoirs Based upon Experimental and Numerical Study, by L. Li and JJ Sheng, SPE-185066-MS, 2017.)
Способы обработки можно применять в отношении одной скважины множество раз для обеспечения улучшенной нефтеотдачи (EOR) и повышенной нефтеотдачи (EOR) пласта. Небольшие объемы углекислого газа могут привести к значительному увеличению извлекаемых запасов и добычи, что обеспечивает быструю окупаемость в результате такого увеличения добычи.Treatment methods can be applied to a single well multiple times to provide enhanced oil recovery (EOR) and enhanced oil recovery (EOR) formation. Small volumes of carbon dioxide can lead to significant increases in recoverable reserves and production, which provides a quick payback from this increase in production.
Уже по меньшей мере десять лет наночастицы находятся на переднем крае исследований в различных областях применения в нефтегазовой промышленности. Наночастицы обычно представляют собой частицы размером менее 100 нм и могут состоять из различных неорганических материалов, таких как кремнезем, глинозем и оксиды железа. Наночастицы могут обладать структурой, содержащей внутреннее ядро и внешнюю оболочку (см. «Nanofluids Science and Technology», авторы: S.K. Das, S.U.S. Choi, w. Yu, and T. Pradeep, Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, Inc Publishing. ISBN 0470074736). Их внешнюю оболочку можно модифицировать для изменения их смачиваемости. Затем наночастицы (немодифицированные либо модифицированные) можно диспергировать в водной или органической среде, такой как вода, метиловый спирт или изопропиловый спирт, и использовать. Наночастицы являются чрезвычайно универсальным материалом и могут быть разработаны для конкретных применений.For at least a decade, nanoparticles have been at the forefront of research in a variety of applications in the oil and gas industry. Nanoparticles are usually particles less than 100 nm in size and can be composed of various inorganic materials such as silica, alumina, and iron oxides. Nanoparticles can have a structure containing an inner core and an outer shell (see Nanofluids Science and Technology, authors: SK Das, SUS Choi, w. Yu, and T. Pradeep, Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, Inc Publishing . ISBN 0470074736). Their outer shell can be modified to change their wettability. The nanoparticles (unmodified or modified) can then be dispersed in an aqueous or organic medium such as water, methyl alcohol or isopropyl alcohol and used. Nanoparticles are extremely versatile and can be designed for specific applications.
Фактический способ действия наночастиц в коллекторе зависит от того, как они были разработаны и использованы. Однако лабораторные исследования показали, что наночастицы в дисперсии могут заполнять угол контакта трех фаз — нефтяной, водной и твердой (см. «Spreading of Nanofluids on Solids», авторы: D.T.Wasan and Nikolov, Journal of Nature (423): 156-159, A. 2003.). Выравнивание наночастиц в клине между нефтью и породой приводит к созданию так называемого структурного расклинивающего давления, что способствует созданию градиента давления, достаточного для отрыва капли нефти от поверхности породы. Это явление приводит к повышению коэффициентов нефтеотдачи и было продемонстрировано в испытаниях на пропитку и на проницаемость керна (см. «Spreading of Nanofluids on Solids», авторы: D.T.Wasan and Nikolov, Journal of Nature (423): 156-159, A. 2003.).The actual mode of action of nanoparticles in a manifold depends on how they were developed and used. However, laboratory studies have shown that nanoparticles in dispersion can fill the contact angle of three phases - oil, water and solid (see "Spreading of Nanofluids on Solids", authors: DT Wasan and Nikolov, Journal of Nature (423): 156-159, A. 2003.). Alignment of nanoparticles in a wedge between oil and rock leads to the creation of the so-called structural wedging pressure, which contributes to the creation of a pressure gradient sufficient to detach a drop of oil from the rock surface. This phenomenon leads to increased oil recovery factors and has been demonstrated in impregnation and core permeability tests (see Spreading of Nanofluids on Solids, authors: DT Wasan and Nikolov, Journal of Nature (423): 156-159, A. 2003 .).
Сообщалось о конкретных случаях в промысловых условиях, которые демонстрируют эффективность дисперсий наночастиц. В одном промысловом испытании дисперсию наночастиц на основе диоксида кремния применяли в гидравлическом разрыве пласта (см. «Application of Nanofluid Technology to Improve Recovery in Oil and Gas Wells», авторы: P.M. Mcelfresh, D.L. Holcomb and D. Ector, Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/154827-MS, 2012, January 1). Дисперсию задействовали в виде порции жидкости разрыва перед этапом закачки жидкости гидроразрыва в пласт в ходе осуществления гидроразрыва пласта для первого контакта с коллектором в пяти скважинах в пластах Wolfcamp и Bone Spring в Пермском бассейне. Результаты промысловых испытаний показали значительное увеличение первоначальной добычи примерно на 20 процентов по сравнению с типовыми кривыми. Показано, что эти темпы добычи сохранялись в случае продуктивных скважин даже в случае прорыва смещенной трещины. Результаты также указывают на снижение начального темпа падения добычи.Specific cases in the field have been reported that demonstrate the effectiveness of nanoparticle dispersions. In one field trial, a silica-based nanoparticle dispersion was used in hydraulic fracturing (see "Application of Nanofluid Technology to Improve Recovery in Oil and Gas Wells" by PM Mcelfresh, DL Holcomb and D. Ector, Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118 / 154827-MS, 2012, January 1). The dispersion was applied as a portion of the fracturing fluid prior to the fracturing fluid injection stage during the hydraulic fracturing for the first contact with the reservoir in five wells in the Wolfcamp and Bone Spring reservoirs in the Permian Basin. Field test results have shown a significant increase in initial production of about 20 percent over typical curves. It is shown that these rates of production were maintained in the case of productive wells even in the case of a displaced fracture breakthrough. The results also indicate a decrease in the initial rate of decline in production.
Дополнительные ссылки в данной области включают:Additional references in this area include:
Carpenter, C, Journal of Petroleum Technology, Modelling of Production Decline Caused by Fines Migration in Deepwater Reservoirs, February 2018; Eagle Ford Type Curve, eia.gov/analysis/studies/usshalegas/pdf/usshaleplays.pdf;Carpenter, C, Journal of Petroleum Technology, Modeling of Production Decline Caused by Fines Migration in Deepwater Reservoirs, February 2018; Eagle Ford Type Curve, eia.gov/analysis/studies/usshalegas/pdf/usshaleplays.pdf;
Wei, B., Pu, W., Pang, S., Kong, L., Mechanisms of N2 and CO2 Assisted Steam Huff-n-Puff Process in Enhancing Heavy Oil Recovery: A Case Study Using Experimental and Numerical Simulation, Conference: Conference: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, January 2017;Wei, B., Pu, W., Pang, S., Kong, L., Mechanisms of N 2 and CO 2 Assisted Steam Huff-n-Puff Process in Enhancing Heavy Oil Recovery: A Case Study Using Experimental and Numerical Simulation. Conference: Conference: SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, January 2017;
Miller, B.J., Hamilton- Smith, T., SPE 49169 «Field Case: Cyclic Gas Recovery for Light Oil Using Carbon Dioxide/Nitrogen/Natural Gas», Conference: SPE Annual Technical Meeting and Exhibition, September 1998;Miller, B.J., Hamilton-Smith, T., SPE 49169 "Field Case: Cyclic Gas Recovery for Light Oil Using Carbon Dioxide / Nitrogen / Natural Gas", Conference: SPE Annual Technical Meeting and Exhibition, September 1998;
Sheng, J. J., Optimization off huff-n-puff gas injection in shale oil reservoirs, Petroleum, 2017;Sheng, J. J., Optimization off huff-n-puff gas injection in shale oil reservoirs, Petroleum, 2017;
Li, L., Sheng, J.J., Gas Selection for Huff-n-Puff EOR In Shale Oil Reservoirs Based upon Experimental and Numerical Study, SPE-185066-MS, 2017;Li, L., Sheng, J.J., Gas Selection for Huff-n-Puff EOR In Shale Oil Reservoirs Based upon Experimental and Numerical Study, SPE-185066-MS, 2017;
Palmer, F.S., Landry, R.W., Bou-Mikael, S. SPE 15497, «Design and Implementation of Immiscible Carbon Dioxide Displacement Projects (CO2 Huff-Puff) in South Louisiana», Conference: SPE Annual Technical Meeting and Exhibition, October 1986;Palmer, F.S., Landry, R.W., Bou-Mikael, S. SPE 15497, "Design and Implementation of Immiscible Carbon Dioxide Displacement Projects (CO2 Huff-Puff) in South Louisiana", Conference: SPE Annual Technical Meeting and Exhibition, October 1986;
Das, S.K., Choi, S.U.S., Yu, W., and Pradeep, T. 2008. Nanofluids Science and Technology. Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, Inc Publishing. ISBN 0470074736;Das, S. K., Choi, S. U.S., Yu, W., and Pradeep, T. 2008. Nanofluids Science and Technology. Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, Inc Publishing. ISBN 0470074736;
Wasan, D.T., and Nikolov, Spreading of Nanofluids on Solids. Journal of Nature (423): 156-159, A. 2003;Wasan, D.T., and Nikolov, Spreading of Nanofluids on Solids. Journal of Nature (423): 156-159, A. 2003;
Mcelfresh, P. M., Holcomb, D. L., & Ector, D. Application of Nanofluid Technology to Improve Recovery in Oil and Gas Wells. Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118/154827-MS, 2012, January 1 иMcelfresh, P. M., Holcomb, D. L., & Ector, D. Application of Nanofluid Technology to Improve Recovery in Oil and Gas Wells. Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118 / 154827-MS, 2012, January 1 and
Syfan, F. E., Holcomb, D. L., Lowrey, T. A., Nickerson, R. L., Sam, A. B., & Ahmad, Y. Enhancing Delaware Basin Stimulation Results Using Nanoparticle Dispersion Technology. Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118/189876-MS, 2018, January 23.Syfan, F. E., Holcomb, D. L., Lowrey, T. A., Nickerson, R. L., Sam, A. B., & Ahmad, Y. Enhancing Delaware Basin Stimulation Results Using Nanoparticle Dispersion Technology. Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118 / 189876-MS, 2018, January 23.
В патенте США № 4,390,068 «Carbon Dioxide Stimulated Oil Recovery Process» («Способ повышения нефтеотдачи пласта углекислым газом»), выданном 8 июня 1983 г., описан и заявлен способ повышения нефтеотдачи пласта с помощью углекислого газа в сжиженном состоянии. Углекислый газ вводят в подземный пласт, где он частично растворяется в сырой нефти, находящейся в пласте. В процессе отбора нефти, содержащей углекислый газ, в пласте поддерживается противодавление в диапазоне от атмосферного до около 300 фунтов на кв. дюйм. После этого углекислый газ отделяют от нефти.US Pat. No. 4,390,068 "Carbon Dioxide Stimulated Oil Recovery Process", issued June 8, 1983, describes and claims a method for enhancing oil recovery using liquefied carbon dioxide. Carbon dioxide is injected into a subterranean formation where it is partially dissolved in the crude oil in the formation. During the extraction of oil containing carbon dioxide, the formation is maintained at a back pressure in the range from atmospheric to about 300 psi. inch. Thereafter, the carbon dioxide is separated from the oil.
В патенте США № 5,381,863 «Cyclic Huff-n-Puff with Immiscible Injection and Miscible Production Steps» («Циклическая обработка пласта с этапами нагнетания в несмешивающемся режиме и добычи в смешивающемся режиме»), выданном 17 января 1995 г., описан и заявлен способ извлечения углеводородов из коллектора при активном заводнении или водонапорном режиме путем закачивания текучей среды для извлечения, содержащей углекислый газ или азот, в несмешивающемся режиме, выдерживания для пропитки пласта жидкостью для извлечения, и добычи текучей среды для извлечения и пластовых флюидов в условно смешивающемся режиме или в смешивающемся режиме после достаточного повышения давления в призабойной зоне.US Pat. No. 5,381,863 "Cyclic Huff-n-Puff with Immiscible Injection and Miscible Production Steps", issued January 17, 1995, describes and claims a method recovering hydrocarbons from a reservoir in an active waterflood or water-driven mode by injecting a recovery fluid containing carbon dioxide or nitrogen in an immiscible mode, holding to impregnate the formation with a recovery fluid, and producing a recovery fluid and formation fluids in a conditionally mixing mode or in mixing mode after sufficient pressure increase in the bottomhole zone.
В патенте США № 7,216,712 «Treatment of Oil Wells» («Обработка нефтяных скважин»), выданном 15 мая 2007 г., описан и заявлен способ, в котором твердые углеводородные компоненты удаляют из нефтяной скважины путем подачи в скважину композиции, содержащей по меньшей мере 40 об.% углекислого газа в плотной фазе и по меньшей мере 30 об.% компонента алифатического спирта Ci C3, а также одно или более поверхностно-активных веществ, под давлением 300–10 000 фунтов на кв. дюйм (абс.) и при температуре 90–120 °F, выдерживания композиции в скважине для солюбилизации твердых углеводородных компонентов, а затем извлечения из скважины сжиженной композиции, содержащей солюбилизированные твердые углеводородные компоненты и алифатический спирт. При безводном гидроразрыве пригодного для этого нефтегазоносного пласта можно также использовать такие газы, как углекислый газ, азот, природный газ и/или сжиженный природный газ.US Pat. No. 7,216,712, "Treatment of Oil Wells," issued May 15, 2007, describes and claims a method in which solid hydrocarbon components are removed from an oil well by feeding into the well a composition comprising at least 40 vol.% Dense phase carbon dioxide and at least 30 vol.% Aliphatic alcohol component Ci C 3 , as well as one or more surfactants, at a pressure of 300-10,000 psi. in. (abs.) and at a temperature of 90-120 ° F, holding the composition in the well to solubilize the solid hydrocarbon components, and then recover from the well a liquefied composition containing the solubilized solid hydrocarbon components and aliphatic alcohol. Gases such as carbon dioxide, nitrogen, natural gas and / or liquefied natural gas can also be used in anhydrous fracturing of a suitable oil and gas bearing formation.
В статье «Waterless fracturing technologies for unconventional reservoirs-opportunities for liquified nitrogen», Journal of Natural Gas Science and Engineering, 35 (2016) 160-174, авторы: Lei Wang et al., описаны технологии безводного гидроразрыва пласта. За последние два десятилетия гидравлический разрыв пласта значительно улучшил добычу нефти и газа из сланцевых и плотных песчаных коллекторов в США и других странах. Учитывая повреждения продуктивного пласта, расход воды и воздействия на окружающую среду, связанные с применением гидроразрывных жидкостей на водной основе, предпринимаются усилия по разработке технологий безводного гидроразрыва пласта вследствие их потенциала в плане смягчения этих проблем. Рассматриваются ключевые теории и особенности технологий безводного гидроразрыва пласта, включая гидроразрыв нефтью, насыщенной углеводородами и углекислым газом, взрывной и топливный гидроразрыв, гидроразрыв загущенным сжиженным углеводородным газом (СУГ) и спиртом, газовый разрыв, разрыв углекислым газом и криогенный разрыв пласта. Показаны экспериментальные результаты, описывающие эффективность применения сжиженного азота для улучшения инициирования и распространения трещин разрыва в бетонных образцах, а также в сланцевых и песчаных коллекторских породах. В лабораторном исследовании генерируемые криогенные трещины были качественно и количественно охарактеризованы в ходе тестов на падение давления, акустических измерений, газового разрыва и КТ-сканирования. Продемонстрированы и изучены возможности и применимость криогенного разрыва пласта с помощью сжиженного азота. При правильной разработке технических процедур для реализации в промысловых условиях криогенный разрыв пласта с помощью сжиженного азота мог бы стать преимущественным вариантом для разрыва нетрадиционных коллекторов.The article "Waterless fracturing technologies for unconventional reservoirs-opportunities for liquified nitrogen", Journal of Natural Gas Science and Engineering, 35 (2016) 160-174, authors: Lei Wang et al., Describes technologies for anhydrous hydraulic fracturing. Over the past two decades, hydraulic fracturing has significantly improved oil and gas production from shale and tight sand reservoirs in the United States and elsewhere. Given the reservoir damage, water consumption and environmental impacts associated with the use of water-based fracturing fluids, efforts are underway to develop anhydrous fracturing technologies due to their potential to mitigate these problems. Key theories and features of anhydrous hydraulic fracturing technologies are considered, including hydraulic fracturing with oil saturated with hydrocarbons and carbon dioxide, explosive and fuel hydraulic fracturing, hydraulic fracturing with thickened liquefied petroleum gas (LPG) and alcohol, gas fracturing, carbon dioxide fracturing and cryogenic fracturing. Experimental results are shown describing the effectiveness of using liquefied nitrogen to improve the initiation and propagation of fracture cracks in concrete specimens, as well as in shale and sandy reservoir rocks. In a laboratory study, the generated cryogenic cracks were qualitatively and quantitatively characterized by pressure drop tests, acoustic measurements, gas burst, and CT scans. The possibilities and applicability of cryogenic fracturing using liquefied nitrogen have been demonstrated and studied. With proper development of technical procedures for implementation in the field, cryogenic fracturing with liquefied nitrogen could be the preferred option for fracturing unconventional reservoirs.
Компания Linde Group, один из ведущих в мире поставщиков технических газов и технологий, работает более чем в 100 странах мира. Офис компании Linde Group находится по адресу Klosterhofstrasse 1, 80 331 Munich, Germany 80331. С начала 1990-х годов компания Linde внедряла технологию циклической обработки скважин (Huff ’n Puff) для нагнетания углекислого газа в истощенные скважины с целью поступательного увеличения добычи нефти. Будучи менее дорогостоящей, чем повторный гидроразрыв пласта, технология Huff ’n Puff обеспечивает энергию для придания углеводородам в зонах низкого давления необходимого напора, чтобы заставить их притекать к стволу скважины.The Linde Group, one of the world's leading suppliers of industrial gases and technologies, operates in more than 100 countries around the world. The Linde Group is headquartered at
Компания Nissan Chemical America Corporation является ведущим производителем коллоидного диоксида кремния и коллоидных электропроводящих растворов оксидов. Офис компании Nissan Chemical America Corporation находится по адресу 10333 Richmond Avenue, Suite 1100, Houston, TX 77042, USA, а сама эта компания является дочерней компанией, находящейся в полной собственности японской компании Nissan Chemical Corporation, Ltd. Компания Nissan Chemical America Corporation предлагает на продажу продукты на основе коллоидного диоксида кремния, а также жидкости для извлечения углеводородов, содержащие продукты на основе коллоидного диоксида кремния.Nissan Chemical America Corporation is a leading manufacturer of colloidal silicon dioxide and colloidal electrically conductive oxide solutions. Nissan Chemical America Corporation is headquartered at 10333 Richmond Avenue, Suite 1100, Houston, TX 77042, USA and is a wholly owned subsidiary of the Japanese company Nissan Chemical Corporation, Ltd. Nissan Chemical America Corporation sells colloidal silicon dioxide products and hydrocarbon recovery fluids containing colloidal silicon dioxide products.
Способы обработки для повышения нефтеотдачи пласта играют все более важную роль в нефтегазовой отрасли, поскольку существующие месторождения истощаются, что приводит к сокращению добычи. Желательными являются новые и модифицированные способы стимуляции притока в скважину (восстановление) для увеличения извлечения углеводородов и уменьшения обводненности продукта из малопродуктивных скважин, предпочтительно с использованием неводных материалов.Enhanced oil recovery treatments are playing an increasingly important role in the oil and gas industry as existing fields are depleted, resulting in reduced production. New and modified well stimulation (recovery) methods are desirable to increase hydrocarbon recovery and reduce water cut from low producing wells, preferably using non-aqueous materials.
Изложение сущности изобретенияSummary of the invention
Первый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ стимуляции извлечения углеводородов, включающий:A first aspect of the present claimed invention is a method for promoting hydrocarbon recovery, comprising:
(a) введение газа, сжиженного газа или испаренного сжиженного газа в подземный пласт, содержащий углеводороды;(a) introducing gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas into a subterranean formation containing hydrocarbons;
(b) предоставление указанному газу или испаренному сжиженному газу возможности абсорбироваться указанными углеводородами;(b) allowing said gas or vaporized liquefied gas to be absorbed by said hydrocarbons;
(c) извлечение указанных углеводородов, содержащих абсорбированный ими указанный газ, сжиженный газ или испаренный сжиженный газ; и(c) recovering said hydrocarbons containing said gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas absorbed by them; and
в котором порцию жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, вводят в подземный пласт, содержащий углеводороды, до, во время или после введения газа, сжиженного газа или испаренного сжиженного газа.wherein a portion of a hydrocarbon recovery liquid containing surface-functionalized nanoparticles is introduced into a subterranean formation containing hydrocarbons before, during, or after the introduction of a gas, liquefied gas, or vaporized liquefied gas.
Второй аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором введенный газ, сжиженный газ или испаренный сжиженный газ и жидкость для извлечения углеводородов, содержащая поверхностно-функционализированные наночастицы, могут также содержать один или более вводимых рабочих агентов, выбранных из группы, состоящей из пресной воды, воды с KCl, закупоривающих агентов и любых других вводимых рабочих агентов, которые используются в настоящее время при восстановлении нефтяных месторождений как часть обработки.The second aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, in which the injected gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas and hydrocarbon recovery liquid containing surface-functionalized nanoparticles may also contain one or more input working agents selected from a group consisting of fresh water, water with KCl, bridging agents and any other injected working agents that are currently used in remediation of oil fields as part of treatment.
Третий аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанную порцию жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, вводят в подземный пласт, содержащий углеводороды, до введения газа, сжиженного газа или испаренного сжиженного газа.A third aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, wherein said portion of a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is introduced into a subterranean formation containing hydrocarbons prior to the introduction of a gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas.
Четвертый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанную порцию жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, вводят в подземный пласт, содержащий углеводороды, во время введения газа, сжиженного газа или испаренного сжиженного газа.A fourth aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, wherein said portion of a hydrocarbon recovery liquid containing surface-functionalized nanoparticles is injected into a subterranean formation containing hydrocarbons during the injection of a gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas.
Пятый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанную порцию жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, вводят в подземный пласт, содержащий углеводороды, после введения газа, сжиженного газа или испаренного сжиженного газа.A fifth aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, wherein said portion of a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is injected into a subterranean formation containing hydrocarbons after the introduction of a gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas.
Шестой аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанный газ выбирают из группы, состоящей из углекислого газа, азота, природного газа, сжиженного природного газа, сжиженного углекислого газа и/или их смесей.A sixth aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, wherein said gas is selected from the group consisting of carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide, and / or mixtures thereof.
Седьмой аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанный газ представляет собой углекислый газ.A seventh aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, wherein said gas is carbon dioxide.
Восьмой аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанный газ представляет собой азот.An eighth aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, wherein said gas is nitrogen.
Девятый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанный газ представляет собой природный газ.A ninth aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, wherein said gas is natural gas.
Десятый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанный газ представляет собой сжиженный природный газ, сжиженный углекислый газ и/или их смеси.A tenth aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, wherein said gas is liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide, and / or mixtures thereof.
Одиннадцатый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по шестому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанный газ представляет собой смесь двух или более газов, выбранных из группы, состоящей из углекислого газа, азота, природного газа, сжиженного природного газа, сжиженного углекислого газа и/или их смесей.An eleventh aspect of the present claimed invention is a method according to the sixth aspect of the present claimed invention, wherein said gas is a mixture of two or more gases selected from the group consisting of carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide and / or mixtures thereof.
Двенадцатый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по первому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанный способ является частью способа циклической обработки скважин.A twelfth aspect of the present claimed invention is a method according to the first aspect of the present claimed invention, wherein said method is part of a method for cycling wells.
Тринадцатый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по двенадцатому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанный способ представляет собой способ безводного гидроразрыва пласта.A thirteenth aspect of the present claimed invention is a method according to a twelfth aspect of the present claimed invention, wherein said method is an anhydrous fracturing method.
Четырнадцатый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ по тринадцатому аспекту настоящего заявленного изобретения, в котором указанный способ представляет собой способ гидроразрыва пласта с использованием меньшего количества воды.A fourteenth aspect of the present claimed invention is a method according to a thirteenth aspect of the present claimed invention, wherein said method is a fracturing method using less water.
Способ стимуляции извлечения углеводородов включает в себя закачивание газа, такого как диоксид углерода, азот, природный газ, сжиженный природный газ, сжиженный диоксид углерода и/или их смеси, в подземное месторождение, содержащее углеводороды, что позволяет указанному газу вымывать жидкости, такие как конденсат, вода и т. п., и мусор вблизи призабойной зоны и доводить давление в скважине до 500 фунтов на кв. дюйм. В случае если газ способен смешиваться с сырой нефтью, газ будет вызывать увеличение ее объема и снижение вязкости. Процесс стимуляции включает в себя комбинирование закачивания газа с порцией жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, которую можно вводить до, во время или после закачивания газа.A method for stimulating hydrocarbon recovery includes injecting a gas, such as carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide, and / or mixtures thereof, into an underground hydrocarbon-containing field, which allows said gas to flush liquids such as condensate , water, etc., and debris near the wellbore area and bring the well pressure to 500 psi. inch. If the gas is capable of mixing with crude oil, the gas will cause an increase in its volume and a decrease in viscosity. The stimulation process includes combining gas injection with a portion of hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles that can be injected before, during, or after gas injection.
Поверхностно-функционализированные наночастицы имеют определенные уникальные свойства, которые позволяют осуществлять добычу углеводородов из микро- и наноразмерных пространств, включая пространства, которые классифицируются как пустоты или трещины. Поверхностно-функционализированные наночастицы могут вызывать изменение смачиваемости твердых/ожиженных поверхностей, улучшая поток. Процесс стимуляции включает в себя комбинирование закачивания газа и жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, что приводит к улучшению добычи углеводородов, которое обусловливается синергическими эффектами.Surface-functionalized nanoparticles have certain unique properties that allow the extraction of hydrocarbons from micro- and nanoscale spaces, including spaces that are classified as voids or cracks. Surface-functionalized nanoparticles can alter the wettability of solid / fluidized surfaces, improving flow. The stimulation process involves a combination of gas injection and hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles, resulting in improved hydrocarbon production due to synergistic effects.
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
Фиг. 1. Пример кривой снижения добычи. Данные взяты из публикации Palmer, F.S., Landry, R.W., Bou-Mikael, S. SPE 15497, «Design and Implementation of Immiscible Carbon Dioxide Displacement Projects (CO2 Huff-Puff) in South Louisiana», Conference: SPE Annual Technical Meeting and Exhibition, October 1986. Не является примером настоящего заявленного изобретения.FIG. 1. An example of a production decline curve. Data taken from Palmer, FS, Landry, RW, Bou-Mikael, S. SPE 15497, “Design and Implementation of Immiscible Carbon Dioxide Displacement Projects (CO2 Huff-Puff) in South Louisiana”, Conference: SPE Annual Technical Meeting and Exhibition , October 1986. Not an example of the present claimed invention.
Фиг. 2. Сравнение добычи нефти с использованием обработки при помощи CO2, N2 и потока HNP. Данные взяты из публикации Wasan, D.T., and Nikolov, Spreading of Nanofluids on Solids. Journal of Nature (423): 156-159, A. 2003. Не является примером настоящего заявленного изобретения.FIG. 2. Comparison of oil production using CO 2 , N 2 treatment and HNP flow. Data taken from Wasan, DT, and Nikolov, Spreading of Nanofluids on Solids. Journal of Nature (423): 156-159, A. 2003. Not an example of the present claimed invention.
Фиг. 3. Наночастицы, заполняющие угол контакта трех фаз для обеспечения извлечения углеводородов (см. Wasan et al., 2003). Не является примером настоящего заявленного изобретения.FIG. 3. Nanoparticles filling the contact angle of the three phases to ensure the recovery of hydrocarbons (see Wasan et al., 2003). Not an example of the present claimed invention.
Фиг. 4. Совокупная добыча нефти из скважин месторождения Austin Chalk до и после обработки N2 и экспериментальной жидкостью для извлечения углеводородов nanoActiv® HRT, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы.FIG. 4. Cumulative oil production from wells in the Austin Chalk field before and after treatment with N 2 and experimental hydrocarbon recovery fluid nanoActiv® HRT, containing surface-functionalized nanoparticles.
Фиг. 5. Совокупная добыча нефти в баррелях нефтяного эквивалента (BOE) из скважин месторождения Buda до и после обработки N2 и экспериментальной жидкостью для извлечения углеводородов nanoActiv® HRT, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы.FIG. 5. Cumulative oil production in barrels of oil equivalent (BOE) from wells in the Buda field before and after treatment with N 2 and experimental hydrocarbon recovery fluid nanoActiv® HRT containing surface-functionalized nanoparticles.
Фиг. 6. Три фазы обработки HNP™.FIG. 6. Three phases of HNP ™ processing.
Подробное описание изобретенияDetailed description of the invention
В настоящей патентной заявке термин «порция» имеет следующее определение. Порция — любое относительно небольшое количество специальной смеси бурового раствора для выполнения конкретной задачи, которую не позволяет выполнить обычный буровой раствор. Порции флюида обычно получают для выполнения различных специальных функций. Порции представляют собой небольшие количества буровых растворов, и следует понимать, что в углеводородный пласт можно добавить более одной порции.In this patent application, the term "portion" has the following definition. Portion - Any relatively small amount of a special drilling fluid mixture for a specific task that conventional drilling fluid cannot perform. Portions of fluid are usually prepared to perform various special functions. Portions are small quantities of drilling fluids and it should be understood that more than one batch can be added to a hydrocarbon formation.
Первый аспект настоящего заявленного изобретения представляет собой способ стимуляции извлечения углеводородов, включающий:A first aspect of the present claimed invention is a method for promoting hydrocarbon recovery, comprising:
(a) введение газа, сжиженного газа или испаренного сжиженного газа в подземный пласт, содержащий углеводороды;(a) introducing gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas into a subterranean formation containing hydrocarbons;
(b) предоставление указанному газу, сжиженному газу или испаренному сжиженному газу возможности абсорбироваться указанными углеводородами;(b) allowing said gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas to be absorbed by said hydrocarbons;
(c) извлечение указанных углеводородов, содержащих абсорбированный ими указанный газ, сжиженный газ или испаренный сжиженный газ; и(c) recovering said hydrocarbons containing said gas, liquefied gas or vaporized liquefied gas absorbed by them; and
в котором порцию жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, вводят в подземный пласт, содержащий углеводороды, до, во время или после введения газа, сжиженного газа или испаренного сжиженного газа.wherein a portion of a hydrocarbon recovery liquid containing surface-functionalized nanoparticles is introduced into a subterranean formation containing hydrocarbons before, during, or after the introduction of a gas, liquefied gas, or vaporized liquefied gas.
Поверхностно-функционализированные наночастицы могут быть изготовлены из любого подходящего материала. Не имеющие ограничительного характера примеры подходящих материалов для поверхностно-функционализированных наночастиц включают в себя керамику, металлы, оксиды металлов (например, диоксид кремния, диоксид титана, оксид алюминия, диоксид циркония, ванадил, диоксид церия, оксид железа, оксид сурьмы, оксид олова, алюминий, оксид цинка, бор и их комбинации), полимеры (например, полистирол), смолы (например, силиконовая смола) и пигменты (например, пигменты на основе хромитной шпинели). В некоторых вариантах осуществления поверхностно-функционализированные наночастицы содержат множество гидрофобизированных наночастиц. В некоторых вариантах осуществления поверхностно-функционализированные наночастицы представляют собой поверхностно-функционализированные коллоидные наночастицы диоксида кремния.Surface-functionalized nanoparticles can be made from any suitable material. Non-limiting examples of suitable materials for surface-functionalized nanoparticles include ceramics, metals, metal oxides (e.g., silicon dioxide, titanium dioxide, alumina, zirconia, vanadyl, cerium dioxide, iron oxide, antimony oxide, tin oxide, aluminum, zinc oxide, boron, and combinations thereof), polymers (eg polystyrene), resins (eg silicone resin) and pigments (eg chromite spinel pigments). In some embodiments, the surface-functionalized nanoparticles comprise a plurality of hydrophobized nanoparticles. In some embodiments, the surface-functionalized nanoparticles are surface-functionalized colloidal nanoparticles of silicon dioxide.
Как правило, в области добычи нефти хорошо известно, что подземные пласты содержат большие количества воды, содержащей растворенные соли, такие как NaCl, CaCl2, KCl, MgCl2 и другие. Эта водно-солевая смесь, как правило, называется рассолом. Параметры рассолов в разных областях и скважинах варьируются в широких пределах в зависимости от различных условий и литологии в нисходящем стволе. В целом флюиды, применяемые в нисходящем стволе, должны либо выдерживать условия рассола, либо быть стойкими к действию рассола.It is generally well known in the oil production field that subterranean formations contain large quantities of water containing dissolved salts such as NaCl, CaCl 2 , KCl, MgCl 2 and others. This water-salt mixture is commonly referred to as brine. Brine parameters in different areas and wells vary widely depending on different conditions and lithology in the downhole. In general, the fluids used in the downhole must either withstand brine conditions or be brine resistant.
Коллоидные системы в целом и водный коллоидный диоксид кремния существуют в первую очередь благодаря электростатическому отталкиванию между заряженными частицами диоксида кремния, позволяющему избежать нежелательных или вредных явлений, таких как агломерация частиц, флокуляция, желатинирование и осаждение. Это электростатическое отталкивание легко нарушается в условиях рассола, обычно встречающихся в подземных пластах. Более того, агломерация/флокуляция/ желатинирование/осаждение коллоидного диоксида кремния и флюидов, содержащих коллоидный диоксид кремния, в нисходящем стволе могут привести к повреждению скважины или могут полностью закупорить скважину. Следовательно, применение коллоидного диоксида кремния в нисходящем стволе требует обеспечить стойкость коллоидного диоксида кремния и флюидов, содержащих коллоидный диоксид кремния к действию рассола перед их применением.Colloidal systems in general and aqueous colloidal silicon dioxide exist primarily due to electrostatic repulsion between charged particles of silicon dioxide, which avoids undesirable or harmful phenomena such as particle agglomeration, flocculation, gelation and precipitation. This electrostatic repulsion is easily disrupted by brine conditions commonly found in subterranean formations. Moreover, agglomeration / flocculation / gelation / precipitation of colloidal silicon dioxide and fluids containing colloidal silicon dioxide in the downhole can damage the well or can completely plug the well. Consequently, the use of colloidal silicon dioxide in the downhole requires ensuring the resistance of colloidal silicon dioxide and fluids containing colloidal silicon dioxide to the action of brine before their use.
Чтобы наночастицы не желатинировались под действием рассола (соленой воды), они должны иметь поверхностную функционализацию, которая стабилизирует коллоидный диоксид кремния. Поверхностная функционализация коллоидного диоксида кремния позволяет коллоидному диоксиду кремния быть стойким к действию рассола (соленой воды) и тепла. Поверхностно-функционализированный коллоидный диоксид кремния, как правило, называют «стойким к действию рассола силиказолем». Для обеспечения дополнительного извлечения углеводородов из недостаточно эффективных скважин используют жидкости для извлечения углеводородов, содержащие поверхностно-функционализированный коллоидный диоксид кремния, а также газы, описанные в настоящем документе.To prevent the nanoparticles from gelatinizing under the action of brine (salt water), they must have a surface functionalization that stabilizes colloidal silicon dioxide. Surface functionalization of colloidal silicon dioxide allows colloidal silicon dioxide to be resistant to brine (salt water) and heat. Surface-functionalized colloidal silicon dioxide is generally referred to as "brine-resistant silica". To provide additional recovery of hydrocarbons from underperforming wells, hydrocarbon recovery fluids containing surface-functionalized colloidal silicon dioxide, as well as the gases described herein, are used.
Стандартные испытания на стойкость к действию рассола описаны ниже.Standard brine tests are described below.
Стойкость к действию рассола API по данным визуального наблюденияAPI brine resistance by visual observation
Раствор 10 масс.% рассола API получают путем растворения 8 масс.% NaCl (SigmaAldrich) и 2 масс.% CaCl2 (Sigma Aldrich) в дистиллированной воде. Испытание на стойкость к действию рассола проводят путем помещения 1 грамма примера силиказоля в 10 грамм рассола API. Наблюдения за стабильностью проводят при стандартных периодах действия рассола, 10 минут и 24 часа. Эти наблюдения включают в себя оценку чистоты и прозрачности силиказоля. Результаты наблюдений регистрируют в указанные сроки. Растворы силиказоля, стойкие к действию рассола, будут оставаться чистыми и прозрачными/опалесцирующими, тогда как нестабильные примеры станут визуально мутными и непрозрачными после действия рассола.A solution of 10 wt% API brine is prepared by dissolving 8 wt% NaCl (SigmaAldrich) and 2 wt% CaCl 2 (Sigma Aldrich) in distilled water. The brine resistance test is carried out by placing 1 gram of an example of silica sol in 10 grams of API brine. Stability observations are made at standard brine periods of 10 minutes and 24 hours. These observations include evaluating the purity and clarity of the silica sol. The observation results are recorded at the specified time. Silica sol solutions that are resistant to brine will remain clear and clear / opalescent, while unstable examples will become visually cloudy and opaque after brine exposure.
Стойкость к действию искусственной морской воды по данным визуального наблюденияResistance to the action of artificial seawater according to visual observation
Искусственную морскую воду получают путем растворения смеси Fritz Pro Aquatics RPM Reef Pro Mix (Fritz Industries, Inc.) в концентрации 6 масс.% в дистиллированной воде. Испытание на стойкость к действию рассола проводят путем помещения 1 грамма примера силиказоля в 10 грамм искусственной морской воды. Наблюдения за стабильностью проводят при стандартных периодах действия рассола, 10 минут и 24 часа. Эти наблюдения включают в себя оценку чистоты и прозрачности силиказоля. Результаты наблюдений регистрируют в указанные сроки. Растворы силиказоля, стойкие к действию рассола, будут оставаться чистыми и прозрачными/опалесцирующими, тогда как нестабильные примеры станут визуально мутными и непрозрачными после действия рассола.Artificial seawater is prepared by dissolving a Fritz Pro Aquatics RPM Reef Pro Mix (Fritz Industries, Inc.) at a concentration of 6 wt% in distilled water. The brine resistance test is carried out by placing 1 gram of an example of silica sol in 10 grams of artificial seawater. Stability observations are made at standard brine periods of 10 minutes and 24 hours. These observations include evaluating the purity and clarity of the silica sol. The observation results are recorded at the specified time. Silica sol solutions that are resistant to brine will remain clear and clear / opalescent, while unstable examples will become visually cloudy and opaque after brine exposure.
Испытание на стойкость к действию рассола API с использованием турбидиметраAPI Brine Resistance Test Using a Turbidimeter
Ссылка: US EPA 180.1 Determination of Turbidity by NephelometryReference: US EPA 180.1 Determination of Turbidity by Nephelometry
Разница между этим испытанием и испытанием US EPA 101.1 состоит в том, что в этом испытании не выполняется этап 11.2.The difference between this test and the US EPA 101.1 test is that step 11.2 is not performed in this test.
Этап 11.2 выглядит следующим образом. Мутность превышает 40 единиц: разбавить образец одним или более объемами осветленной воды, пока мутность не упадет ниже 40 единиц. Затем вычислить мутность исходного образца на основании мутности разбавленного образца и коэффициента разбавления. Например, если 5 объемовStep 11.2 looks like this. Turbidity greater than 40 units: dilute the sample with one or more volumes of clarified water until the turbidity falls below 40 units. Then calculate the turbidity of the original sample based on the turbidity of the diluted sample and the dilution factor. For example, if 5 volumes
осветленной воды добавили к 1 объему образца и мутность разбавленного образца составилаclarified water was added to 1 volume of the sample and the turbidity of the diluted sample was
30 единиц, то мутность исходного образца составляет 180 единиц.30 units, then the turbidity of the original sample is 180 units.
Для данной работы регистрируется фактическая («исходная») величина мутности, независимо от того, будет она больше, меньше или равна 40.For this work, the actual ("initial") turbidity value is recorded, regardless of whether it is greater than, less than or equal to 40.
Испытуемые растворы/силиказоли с обработанной поверхностью тестировали на стойкость к действию рассола методом турбидиметрии.The surface treated solutions / silica sols were tested for brine resistance by turbidimetry.
Для измерения мутности в единицах NTU (нефелометрическая единица мутности) применяют калиброванный турбидиметр Hach 2100 AN.A Hach 2100 AN calibrated turbidimeter is used to measure turbidity in NTU (Nephelometric Turbidity Unit).
Испытуемый раствор в количестве 3,0 г помещают в стандартные пробирки для турбидиметрии объемом около 30 мл.The test solution in an amount of 3.0 g is placed in standard turbidimetry tubes with a volume of about 30 ml.
Двадцать семь грамм (27 г) 10%-го рассола API (8 масс.% NaCl, 2 мас.% CaCl2) добавляли в тестовую пробирку и смесь переворачивали трижды для перемешивания испытуемого раствора и рассола. Таким образом, концентрации испытуемого раствора составили 10 масс.% в рассоле API.Twenty seven grams (27 g) of 10% API brine (8 wt% NaCl, 2 wt% CaCl 2 ) was added to the test tube and the mixture was inverted three times to mix the test solution and brine. Thus, the concentration of the test solution was 10 wt% in API brine.
Пробирки с испытуемыми образцами вставляют в турбидиметр, сразу же выполняют первоначальное измерение мутности, а затем измеряют мутность через 24 часа.The test tubes are inserted into the turbidimeter, an initial turbidity measurement is made immediately, and then the turbidity is measured after 24 hours.
Изменение мутности более чем на 100NTU позволяет сделать вывод, что силиказоль не обладает стойкостью к действию рассола. И наоборот, изменение мутности менее чем на 100NTU после воздействия рассола API позволяет сделать вывод, что силиказоль является стойким к действию рассола.A change in turbidity by more than 100NTU allows us to conclude that silica sol is not resistant to brine. Conversely, a change in turbidity of less than 100NTU after exposure to API brine suggests that the silica sol is brine resistant.
Метод динамического светорассеянияDynamic light scattering method
Диспергированное или коагулированное состояние частиц диоксида кремния в водном растворе силиказоля можно определить путем измерения среднего диаметра частиц диоксида кремния силиказоля в жидкости с химическими реагентами методом динамического светорассеяния (средний диаметр частиц по методу DLS).The dispersed or coagulated state of silica particles in an aqueous solution of silica sol can be determined by measuring the average diameter of silica particles of silica sol in a liquid containing chemical reagents by dynamic light scattering (average particle diameter by the DLS method).
Средний диаметр частиц по методу DLS представляет собой среднее значение диаметра вторичных частиц (диаметра диспергированных частиц), и следует отметить, что средний диаметр частиц по методу DLS в полностью диспергированном состоянии приблизительно в два раза превышает средний диаметр частиц (который представляет собой среднее значение диаметра первичных частиц в терминах диаметра удельной поверхности, полученного путем измерения по поглощению азота (метод BET) или диаметра частиц по Сирсу). Далее можно определить, что при увеличении среднего диаметра частиц по методу DLS частицы диоксида кремния в водном растворе силиказоля являются более коагулированными.The DLS average particle diameter is the average of the secondary particle diameter (the diameter of the dispersed particles), and it should be noted that the DLS average particle diameter in the fully dispersed state is approximately twice the average particle diameter (which is the average value of the primary particles in terms of specific surface area measured by nitrogen uptake (BET method) or Sears particle diameter). Further, it can be determined that with an increase in the average particle diameter by the DLS method, the silica particles in an aqueous solution of silica sol are more coagulated.
В случае если жидкость для извлечения углеводородов, содержащая поверхностно-функционализированные наночастицы, обладает хорошей стойкостью к действию высоких температур и соли, то средний диаметр частиц по методу DLS после испытания на стойкость к действию высоких температур и соли практически равен среднему диаметру частиц по методу DLS в жидкости с химическими реагентами. Например, если отношение среднего диаметра частиц по методу DLS после испытания на стойкость к действию высоких температур и соли к среднему диаметру частиц по методу DLS у жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, составляет 1,1 или меньше, это показывает, что жидкость для извлечения углеводородов, содержащая поверхностно-функционализированные наночастицы, после испытания на стойкость к действию высоких температур и соли сохраняет такое же диспергированное состояние, что и жидкость для извлечения углеводородов, содержащая поверхностно-функционализированные наночастицы. Однако, если стойкость к действию высоких температур и соли у жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, низкая, то диаметр частиц по методу DLS после испытания на стойкость к действию высоких температур и соли будет значительно больше, что свидетельствует о том, что жидкость для извлечения углеводородов, содержащая поверхностно-функционализированные наночастицы, находится в коагулированном состоянии.If the liquid for the extraction of hydrocarbons containing surface-functionalized nanoparticles has good resistance to high temperatures and salt, then the average particle diameter according to the DLS method after testing for resistance to high temperatures and salt is practically equal to the average particle diameter according to the DLS method in liquids with chemical reagents. For example, if the ratio of the DLS average particle diameter after the high temperature and salt test to the DLS average particle diameter of the hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is 1.1 or less, this indicates that a hydrocarbon recovery liquid containing surface-functionalized nanoparticles, after being tested for resistance to high temperatures and salt, retains the same dispersed state as a hydrocarbon recovery liquid containing surface-functionalized nanoparticles. However, if the resistance to high temperatures and salt in a liquid for the extraction of hydrocarbons containing surface-functionalized nanoparticles is low, then the particle diameter according to the DLS method after testing for resistance to high temperatures and salt will be significantly higher, which indicates that a hydrocarbon recovery liquid containing surface-functionalized nanoparticles is in a coagulated state.
Применительно к жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, если отношение среднего диаметра частиц по методу DLS после испытания на стойкость к действию высоких температур и соли к среднему диаметру частиц жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, равно 1,5 или меньше (степень изменения среднего диаметра частиц составляет 50% или менее), то можно сделать вывод, что стойкость к действию высоких температур и соли является хорошей. Если отношение среднего диаметра частиц по методу DLS после испытания на стойкость к действию высоких температур и соли к среднему диаметру частиц жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, равно 1,1 или меньше (степень изменения среднего диаметра частиц составляет 10% или менее), деградация силиказоля отсутствует, и можно сделать вывод, что стойкость к действию высоких температур и соли является хорошей.For a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles, if the ratio of the average particle diameter according to the DLS method after testing for resistance to high temperatures and salt to the average particle diameter of the hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is 1.5 or less (the rate of change in the average particle diameter is 50% or less), it can be concluded that the high temperature and salt resistance is good. If the ratio of the average particle diameter according to the DLS method after testing for resistance to high temperatures and salt to the average particle diameter of the hydrocarbon recovery liquid containing surface-functionalized nanoparticles is 1.1 or less (the degree of change in the average particle diameter is 10% or less ), there is no degradation of the silica sol, and it can be concluded that the resistance to high temperatures and salt is good.
После множества испытаний потенциальных стойких к действию рассола силиказолей было обнаружено, что стойкость водного коллоидного диоксида кремния к действию рассола может быть улучшена по сравнению с необработанным коллоидным диоксидом кремния путем добавления определенных способов обработки поверхности органическими веществами. Существует множество различных пригодных для использования способов обработки поверхностей органическими веществами. В приведенных ниже таблицах представлены составы многих приемлемых коллоидных растворов диоксида кремния с обработанной поверхностью. Эти стойкие к действию рассола силиказоли также известны как «поверхностно-функционализированные» коллоидные диоксиды кремния.After many tests of potential brine-resistant silicasols, it has been found that the brine resistance of aqueous colloidal silica can be improved over untreated colloidal silica by the addition of certain organic surface treatments. There are many different suitable organic surface treatments. The tables below show the compositions of many suitable surface treated colloidal solutions of silica. These brine-resistant silicasols are also known as "surface-functionalized" colloidal silicas.
В приведенных ниже потенциальных примерах каждый ингредиент, который используется для создания коллоидного диоксида кремния с обработанной поверхностью, представлен в виде количества частей ингредиента на 100 частей коллоидного диоксида кремния с обработанной поверхностью.In the potential examples below, each ingredient that is used to create surface treated colloidal silica is expressed as parts of the ingredient per 100 parts surface treated colloidal silica.
этилтриметоксисилан2- (3,4-epoxycyclohexyl)
ethyltrimethoxysilane
триметоксисилан3- (N, N-dimethylaminopropyl)
trimethoxysilane
триметоксисилан3- (diethylamino) propyl
trimethoxysilane
этилтриметоксисилан2- (3,4-epoxycyclohexyl)
ethyltrimethoxysilane
пропилметакрилат3- (trimethoxysilyl)
propyl methacrylate
триметоксисилан3- (N, N-dimethylaminopropyl)
trimethoxysilane
пропилтриметоксисилан3- (diethylamino)
propyltrimethoxysilane
этилтриметоксисилан2- (3,4-epoxycyclohexyl)
ethyltrimethoxysilane
триметоксисилан3- (N, N-dimethylaminopropyl)
trimethoxysilane
силанTrimethoxy (octadecyl)
silane
этилтриметоксисилан2- (3,4-epoxycyclohexyl)
ethyltrimethoxysilane
пропилметакрилат3- (trimethoxysilyl)
propyl methacrylate
триметоксисилан3- (N, N-dimethylaminopropyl)
trimethoxysilane
пропилтриметоксисилан3- (diethylamino)
propyltrimethoxysilane
этилтриметоксисилан2- (3,4-epoxycyclohexyl)
ethyltrimethoxysilane
пропилметакрилат3- (trimethoxysilyl)
propyl methacrylate
пропил-ангидрид янтарной кислоты3- (triethoxysilyl)
propyl succinic acid anhydride
ланVinyltrimethoxy-
lahn
пропил-ангидрид янтарной кислоты3- (triethoxysilyl)
propyl succinic acid anhydride
этилтриметоксисилан2- (3,4-epoxycyclohexyl)
ethyltrimethoxysilane
пропилметакрилат3- (trimethoxysilyl)
propyl methacrylate
триметоксисилан3- (N, N-dimethylaminopropyl)
trimethoxysilane
пропилтриметоксисилан3- (diethylamino)
propyltrimethoxysilane
(октадецил)силанTrimethoxy
(octadecyl) silane
пропил]силанTrimethoxy [3- (oxiranylmethoxy)
kerf] silane
этилтриметоксисилан2- (3,4-epoxycyclohexyl)
ethyltrimethoxysilane
пропилметакрилат3- (trimethoxysilyl)
propyl methacrylate
пропил]силанTrimethoxy [3- (oxiranylmethoxy)
kerf] silane
триметоксисилан3- (N, N-dimethylaminopropyl)
trimethoxysilane
пропилтриметоксисилан3- (diethylamino)
propyltrimethoxysilane
пропил]силанTrimethoxy [3- (oxiranylmethoxy)
kerf] silane
пропил]силанTrimethoxy [3- (oxiranylmethoxy)
kerf] silane
этилтриметоксисилан2- (3,4-epoxycyclohexyl)
ethyltrimethoxysilane
пропилметакрилат3- (trimethoxysilyl)
propyl methacrylate
триметоксисилан3- (N, N-dimethylaminopropyl)
trimethoxysilane
пропилтриметоксисилан3- (diethylamino)
propyltrimethoxysilane
силанTrimethoxy (octadecyl)
silane
Стойкие к действию рассола силиказоли и жидкости для извлечения углеводородов, содержащие поверхностно-функционализированные наночастицы, где поверхностно-функционализированные наночастицы представляют собой стойкие к действию рассола силиказоли, можно найти в заявке на патент США № 15/946,252, поданной 5 апреля 2018 г., озаглавленной «Brine Resistant Silica Sols»; заявке на патент США № 15/946,338, поданной 5 апреля 2018 г., озаглавленной «Hydrocarbon Formation Treatment Micellar Solutions»; заявке на патент США № 16/129,688, поданной 12 сентября 2018 г., озаглавленной «Crude Oil Recovery Chemical Fluids», которая испрашивает приоритет по заявке на патент Японии № JP 2017-175511; и заявке на патент США № 16/129,705, поданной 12 сентября 2018 г., озаглавленной «Crude Oil Recovery Chemical Fluid», которая испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент Японии № JP 2017-175511; причем все заявки на патенты США полностью включены в настоящий документ путем ссылки.Brine-resistant silicasols and hydrocarbon recovery fluids containing surface-functionalized nanoparticles, where the surface-functionalized nanoparticles are brine resistant silicasols, can be found in U.S. Patent Application No. 15 / 946,252, filed April 5, 2018, entitled Brine Resistant Silica Sols; U.S. Patent Application No. 15 / 946,338, filed April 5, 2018, entitled "Hydrocarbon Formation Treatment Micellar Solutions"; US Patent Application No. 16 / 129,688, filed September 12, 2018, entitled "Crude Oil Recovery Chemical Fluids", which claims priority from Japanese Patent Application No. JP 2017-175511; and US Patent Application No. 16 / 129,705, filed September 12, 2018, entitled "Crude Oil Recovery Chemical Fluid", which claims priority over Japanese Provisional Patent Application No. JP 2017-175511; and all US patent applications are incorporated herein by reference in their entirety.
При выборе/использовании флюида для применения при обработке нефтяной и/или газовой скважины важно, чтобы флюид содержал правильную комбинацию добавок и компонентов для достижения необходимых характеристик для конкретного конечного применения. Основной целью среди многих аспектов обработки углеводородного пласта является оптимизация извлечения нефти и/или газа из пласта. Однако отчасти из-за того, что флюиды, применяемые во время эксплуатации нефтяной и/или газовой скважины, часто используются для одновременного выполнения нескольких задач, достижение необходимых оптимальных характеристик жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, всегда является сложной задачей.When selecting / using a fluid for an oil and / or gas well treatment application, it is important that the fluid contains the correct combination of additives and components to achieve the desired performance for a particular end application. The main goal among many aspects of hydrocarbon reservoir treatment is to optimize the recovery of oil and / or gas from the reservoir. However, due in part to the fact that fluids used during the operation of an oil and / or gas well are often used to perform several tasks simultaneously, achieving the necessary optimal characteristics of a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles is always a challenge.
К дополнительным доступным в продаже композициям, подходящим для применения в жидкости для извлечения углеводородов, относится линейка продуктов nanoActiv® HRT, поставляемая компанией Nissan Chemical America Corporation, офис которой находится по адресу 10333 Richmond Avenue, Suite 1100 Houston, TX 77042, USA. В этих продуктах, включая экспериментальные продукты, которые в настоящее время проходят испытания, используются наноразмерные частицы в коллоидной дисперсии, что позволяет флюиду работать за счет броуновского движения, диффузионного механизма подачи, известного как расклинивающее давление, и обеспечивать долгосрочную эффективность извлечения углеводородов из традиционных и нетрадиционных пластов.Additional commercially available compositions suitable for use in liquid hydrocarbon recovery, product line relates nanoActiv ® HRT, supplied by Nissan Chemical America Corporation, headquartered at 10333 Richmond Avenue, Suite 1100 Houston, TX 77042, USA. These products, including experimental products that are currently being tested, use nanosized particles in colloidal dispersion to allow the fluid to work through Brownian motion, a diffusion delivery mechanism known as displacement pressure, and to provide long-term efficiency in recovering hydrocarbons from conventional and unconventional layers.
К имеющимся в настоящее время в продаже продуктам nanoActiv®HRT относятся без ограничений:The currently commercially available nanoActiv®HRT products include, without limitation:
a. HRT BIO/G — экологически безвредный вариантa. HRT BIO / G - an environmentally friendly option
b. OFS CORR PRO — вариант, содержащий поглотитель сернистого газа для уменьшения коррозии чугунных труб из-за H2Sb. OFS CORR PRO - option containing a sulphurous gas scavenger to reduce corrosion of cast iron pipes due to H 2 S
c. HRT-78 — вариант, разработанный для высоких температурc. HRT-78 - variant designed for high temperatures
d. CPD-60 — вариант, содержащий гидроксисултаиновое поверхностно-активное веществоd. CPD-60 - variant containing hydroxysultaine surfactant
e. CPD-37 — первоначальный вариант, выпущенный в продажу первымe. CPD-37 - initial version, first released for sale
f. HRT-53 — экономичный высокоэффективный коммерческий продуктf. HRT-53 is an economical high performance commercial product
g. HRT-53 C — другой вариант HRT-53C с более разбавленной композициейg. HRT-53 C - another variant of HRT-53C with a more diluted composition
К дополнительным жидкостям для извлечения углеводородов, содержащим функционализированные смеси коллоидного диоксида кремния, подходящие для настоящего изобретения, относится раствор химических реагентов, имеющий прекрасную стойкость к действию высоких температур и солей, отличающийся наличием в нем силанового соединения, водного раствора силиказоля, имеющего средний размер частиц от около 3 нм до около 200 нм.Additional fluids for the recovery of hydrocarbons containing functionalized mixtures of colloidal silicon dioxide suitable for the present invention include a solution of chemical reagents having excellent resistance to high temperatures and salts, characterized by the presence of a silane compound, an aqueous solution of silica sol having an average particle size of about 3 nm to about 200 nm.
В одном варианте осуществления жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, водный раствор силиказоля содержит частицы диоксида кремния, в которых по меньшей мере часть силанового соединения связана на поверхности по меньшей мере части частиц диоксида кремния в силиказоле.In one embodiment of a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles, the aqueous silica sol contains silica particles in which at least a portion of the silane compound is bonded to the surface of at least a portion of the silica particles in silica sol.
В другом варианте осуществления жидкости для извлечения углеводородов, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, силановое соединение представляет собой по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из силанового сшивающего агента, имеющего по меньшей мере одну органическую функциональную группу, выбранную из группы, состоящей из следующих соединений: винильная группа, простая эфирная группа, эпоксидная группа, стирильная группа, метакриловая группа, акриловая группа, аминогруппа и изоциануратная группа, а также алкоксисилановая группа, силазановая группа и силоксановая группа.In another embodiment of a hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles, the silane compound is at least one compound selected from the group consisting of a silane crosslinking agent having at least one organic functional group selected from the group consisting of of the following compounds: vinyl group, ether group, epoxy group, styryl group, methacrylic group, acrylic group, amino group and isocyanurate group, and alkoxysilane group, silazane group and siloxane group.
В другом варианте осуществления содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы жидкости для извлечения углеводородов водный раствор силиказоля присутствует в количестве от около 0,1 масс.% до около 20 масс.% от общей массы раствора химических реагентов для извлечения сырой нефти в расчете на твердое вещество диоксида кремния.In another embodiment, a surface-functionalized nanoparticle hydrocarbon recovery fluid, an aqueous silica sol is present in an amount of from about 0.1 wt% to about 20 wt% based on the total weight of the crude oil recovery chemicals solution based on silica solids ...
В другом варианте осуществления содержащего поверхностно-функционализированные наночастицы флюида для извлечения углеводородов силановое соединение присутствует в соотношении от 0,1 до 3,0 силанового соединения в расчете на массу твердого вещества диоксида кремния в водном растворе силиказоля.In another embodiment of a nanoparticle surface-functionalized hydrocarbon recovery fluid, the silane compound is present in a ratio of 0.1 to 3.0 silane compound based on the weight of silica solids in an aqueous solution of silica sol.
В другом варианте осуществления содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы жидкости для извлечения углеводородов поверхностно-активные вещества присутствуют в количестве от около 2 масс.% до около 50 масс.% в расчете на общую массу раствора химических реагентов для извлечения сырой нефти.In another embodiment, the nanoparticle surfactant hydrocarbon recovery fluid, surfactants are present in an amount of from about 2 wt% to about 50 wt% based on the total weight of the crude oil recovery chemicals solution.
К дополнительным жидкостям для извлечения углеводородов, содержащим поверхностно-функционализированные коллоидные смеси диоксида кремния, подходящие для данного изобретения, относится мицеллярный дисперсионный флюид, содержащий:Additional fluids for recovering hydrocarbons containing surface-functionalized colloidal silica mixtures suitable for this invention include a micellar dispersion fluid containing:
(a) масляную фазу на терпеновой основе, которая включает в себя менее чем около 20,0 масс.% d-лимонена;(a) a terpene based oil phase that includes less than about 20.0 wt% d-limonene;
(b) одно или более поверхностно-активных веществ (ПАВ), выбранных из группы, состоящей из анионных ПАВ, катионных ПАВ, неионных ПАВ и амфотерных ПАВ;(b) one or more surfactants (surfactants) selected from the group consisting of anionic surfactants, cationic surfactants, nonionic surfactants and amphoteric surfactants;
(c) спирт, выбранный из группы, состоящей из спиртов Ci–C8, таких как, без ограничений, этиленгликоль и изопропанол;(c) an alcohol selected from the group consisting of C i -C 8 alcohols such as, without limitation, ethylene glycol and isopropanol;
(d) алкогольный сорастворитель, такой как, без ограничений, этилгексиловый спирт;(d) an alcoholic cosolvent such as, without limitation, ethylhexyl alcohol;
(e) воду; и(e) water; and
(f) функционализированный водный коллоидный раствор диоксида кремния, который должен представлять собой стойкий к действию рассола функционализированный коллоидный раствор диоксида кремния.(f) a functionalized aqueous silica colloidal solution, which should be a brine-resistant functionalized silica colloidal solution.
В другом варианте осуществления жидкости для извлечения углеводородов, которая представляет собой мицеллярную дисперсию, жидкость для извлечения углеводородов содержит поверхностно-функционализированные наночастицы, причем жидкость содержит:In another embodiment of a hydrocarbon recovery fluid that is a micellar dispersion, the hydrocarbon recovery fluid comprises surface-functionalized nanoparticles, the fluid comprising:
(a) нефтяной флюид, не являющийся терпеном;(a) non-terpene petroleum fluid;
(b) одно или более поверхностно-активных веществ (ПАВ), выбранных из группы, состоящей из анионных ПАВ, катионных ПАВ, неионных ПАВ и амфотерных ПАВ;(b) one or more surfactants (surfactants) selected from the group consisting of anionic surfactants, cationic surfactants, nonionic surfactants and amphoteric surfactants;
(c) спирт, выбранный из группы, состоящей из спиртов Ci–C8, таких как, без ограничений, этиленгликоль и изопропанол;(c) an alcohol selected from the group consisting of Ci-C 8 alcohols such as, without limitation, ethylene glycol and isopropanol;
(d) алкогольный сорастворитель, такой как, без ограничений, этилгексиловые спирты;(d) an alcoholic cosolvent such as, but not limited to, ethylhexyl alcohols;
(e) воду; и(e) water; and
(f) функционализированный водный коллоидный раствор диоксида кремния, который должен представлять собой стойкий к действию рассола функционализированный коллоидный раствор диоксида кремния.(f) a functionalized aqueous silica colloidal solution, which should be a brine-resistant functionalized silica colloidal solution.
Примеры потенциально подходящих жидкостей для извлечения углеводородов, содержащих стойкие к действию рассола силиказоли, представлены в следующих таблицах.Examples of potentially suitable hydrocarbon recovery fluids containing brine resistant silicasols are shown in the following tables.
CG-50PetroStep
CG-50
Газ выбирают из группы, состоящей из диоксида углерода, азота, природного газа, сжиженного природного газа, сжиженного диоксида углерода и/или их смесей. Подвижность газа используется для более эффективного распределения наночастиц и проталкивания их глубже в пласт, в результате чего газ и наночастицы максимально увеличивают возможности повышения добычи. Успешная обработка улучшает добычу на срок шесть месяцев или более, благодаря эффективному проникновению и остаточному содержанию наночастиц. Этот процесс является чрезвычайно гибким и поэтому может использоваться со всеми типами скважин, включая традиционные, нетрадиционные и нефтяные и газовые скважины.The gas is selected from the group consisting of carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide, and / or mixtures thereof. Gas mobility is used to more efficiently distribute nanoparticles and push them deeper into the formation, whereby gas and nanoparticles maximize the potential for increased production. Successful treatment improves production for six months or more due to efficient penetration and residual nanoparticle content. This process is extremely flexible and can therefore be used with all types of wells, including conventional, unconventional and oil and gas wells.
Наночастицы первого поколения для технологии nanoActiv® HRT специально предназначены для использования в комбинации с углекислым газом, азотом, природным газом, сжиженным природным газом, сжиженным углекислым газом и/или их смесями. Наночастицы первого поколения для технологии nanoActiv® HRT не предназначены для применения с паром. Пар не требуется или его нежелательно применять в сочетании с наночастицами первого поколения для технологии nanoActiv® HRT, на которую подана заявка на патент. Пар остается потенциальным газом для применения в комбинации с будущими поколениями содержащих поверхностно-функционализированные наночастицы жидкостей для извлечения углеводородов.First generation nanoparticles for nanoActiv® HRT are specifically designed for use in combination with carbon dioxide, nitrogen, natural gas, liquefied natural gas, liquefied carbon dioxide and / or mixtures thereof. First generation nanoparticles for nanoActiv® HRT are not intended for use with steam. Steam is not required or desirable in combination with first generation nanoparticles for patent pending nanoActiv® HRT technology. Steam remains a potential gas for use in combination with future generations of surface-functionalized nanoparticle fluids for hydrocarbon recovery.
Сам газ обеспечивает ряд преимуществ, например:The gas itself provides a number of benefits, for example:
• стимуляцию скважины давлением, перемещение нефти или газа в стволе скважины;• stimulation of the well by pressure, movement of oil or gas in the wellbore;
• удаление мусора, мелких фракций и других веществ (удаление корки скважины);• removal of debris, small fractions and other substances (removal of the borehole crust);
• увеличение объема и снижение вязкости нефти, что облегчает перемещение нефти, если она является смешиваемой;• an increase in the volume and a decrease in the viscosity of the oil, which makes it easier to move the oil if it is miscible;
• вытеснение нефти или газа в резервуаре, их перемещение в ствол скважины; и• displacement of oil or gas in the reservoir, their movement into the wellbore; and
• изменение характеристик смачиваемости, удаление флюидов, вызывающих закупорки в призабойной зоне путем изменения их смачиваемости до более нейтрального влажного состояния.• change in wettability characteristics, removal of fluids causing blockages in the bottomhole zone by changing their wettability to a more neutral wet state.
RECHARGE HNP™ — это торговое наименование предусмотренной простой и гибкой восстановительной обработки скважины, состоящей из трех фаз циклической обработки (Huffʼ n Puff): нагнетание, выдерживание и добыча. Благодаря синергии между экспериментальными продуктами — жидкостями для извлечения углеводородов nanoActiv®, содержащими поверхностно-функционализированные наночастицы, и газом время выдерживания можно существенно уменьшить по сравнению с традиционной обработкой методом HNP. Предусматривается конкретный план обработки с учетом типа пласта, истории скважины и выявленных проблем.RECHARGE HNP ™ is the trade name for an envisioned, simple and flexible recovery treatment of a well, consisting of three Huffʼ n Puff phases: injection, holding and production. Due to the synergy between the experimental products, nanoActiv® hydrocarbon recovery fluids containing surface-functionalized nanoparticles, and the gas, retention time can be significantly reduced compared to traditional HNP treatment. A specific treatment plan is foreseen, taking into account the type of formation, well history and identified problems.
Обработка RECHARGE HNP™ включает в себя трехфазный процесс:RECHARGE HNP ™ processing includes a three-phase process:
1) скрининг скважин-кандидатов,1) screening of candidate wells,
2) определение и назначение обработки, и2) the definition and purpose of processing, and
3) реализацию обработки.3) implementation of processing.
Процесс также включает в себя мониторинг добычи после обработки в течение до 180 дней с целью определения наиболее подходящего способа обработки на следующей стадии. Для обеспечения надлежащий обработки скважины должны пройти скрининг и анализ. Это крайне важно для того, чтобы обработка оказала желательное воздействие на добычу.The process also includes monitoring post-treatment production for up to 180 days to determine the most appropriate treatment for the next stage. Wells must be screened and analyzed to ensure proper treatment. This is critical in order for the treatment to have the desired effect on production.
В таблице α далее показаны текущие критерии для скрининга.Table α below shows the current screening criteria.
Текущая добыча < 10–20% от IP и предпочтительно < 5–10 BOPD или 20 тыс. ст. куб. фут. в суткиGood initial production (IP) with a gradual decline curve indicating continuous well depletion, wettability problems
Current production <10-20% of IP and preferably <5-10 BOPD or 20 kst. cub. foot. per day
Избегать условий осаждения асфальтеновDensity of oil <30 API, CO 2 preferred
Avoid asphaltene precipitation conditions
Таблица α. Критерии скрининга для технологии RECHARGE HNP™Table α. Screening criteria for RECHARGE HNP ™ technology
ПРИМЕРEXAMPLE
В этом примере описана работа по комбинированию азота и экспериментального продукта — жидкости для извлечения углеводородов nanoActiv®, содержащей стойкие к действию рассола наночастицы силиказоля, гидроксид натрия, одно анионное поверхностно-активное вещество и одно неионное поверхностно-активное вещество, в пластах Austin Chalk и Buda.This example describes a combination of nitrogen and experimental product nanoActiv® hydrocarbon recovery fluid containing brine resistant silica sol nanoparticles, sodium hydroxide, one anionic surfactant and one nonionic surfactant, in the Austin Chalk and Buda formations. ...
Это исследование конкретного случая фокусируется на нескольких старых, истощенных скважинах (некоторые выведены из эксплуатации) в пластах месторождений Buda и Austin Chalk в центральном Техасе (США). Эти скважины представляют собой горизонтальные скважины, законченные с открытым стволом. Перед выполнением работы оператор скважин первоначально ввел небольшие количества N2 в каждую скважину (60 тонн на скважину), чтобы попытаться увеличить добычу.This case study focuses on several old, depleted wells (some have been decommissioned) in the Buda and Austin Chalk formations in central Texas, USA. These wells are horizontal open-hole completed wells. Before performing the job, the well operator initially injected small amounts of N 2 into each well (60 tons per well) to try to increase production.
Ранее описанный экспериментальный продукт — жидкость для извлечения углеводородов nanoActiv® используется в комбинации с азотом для достижения лучших и более продолжительных результатов.The previously described experimental product nanoActiv® Hydrocarbon Recovery Fluid is used in combination with nitrogen to achieve better and longer lasting results.
Способ обработки каждой скважины был следующим:The treatment method for each well was as follows:
1) в пласт со скважиной вводят порцию пресной воды,1) a portion of fresh water is introduced into the formation with the well,
2) в пласт со скважиной вводят экспериментальную жидкость для извлечения углеводородов nanoActiv®,2) experimental fluid is injected into the formation with the well to extract nanoActiv® hydrocarbons,
3) затем в пласт со скважиной нагнетают азот,3) then nitrogen is injected into the formation with the well,
4) этапы 2) и 3) повторяют последовательно, по меньшей мере еще четыре раза.4) steps 2) and 3) are repeated sequentially at least four more times.
Программа обработки в полевых условияхField treatment program
Пять скважин обрабатывают разными количествами экспериментальной жидкости для извлечения углеводородов nanoActiv®, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, а также постоянным количеством азота, 60 тонн на скважину.Five wells were treated with varying amounts of nanoActiv® experimental hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles, as well as a constant amount of nitrogen, 60 tons per well.
Оператором выбираются скважины-кандидаты, объемы азота и стадии нагнетания.The operator selects candidate wells, nitrogen volumes and injection stages.
Ниже приводится сводная информация по обработке каждой из намеченных скважин:Below is a summary of the treatments for each of the target wells:
• Buda, скважина A — суммарно: порция свежей воды 500 галлонов, 2500 галлонов экспериментальной жидкости nanoActiv®, 60 тонн азота• Buda Well A - Total: 500 gallons fresh water, 2,500 gallons of nanoActiv® experimental fluid, 60 tonnes of nitrogen
• Buda, скважина B — суммарно: порция свежей воды 500 галлонов, 2500 галлонов экспериментальной жидкости nanoActiv®, 60 тонн азота• Buda Well B - Total: 500 gallons of fresh water, 2,500 gallons of nanoActiv® test fluid, 60 tons of nitrogen
• Buda, скважина C — суммарно: порция свежей воды 500 галлонов, 3000 галлонов экспериментальной жидкости nanoActiv®, 60 тонн азота• Buda Well C - Total: 500 gallon fresh water, 3,000 gallons nanoActiv® test fluid, 60 tonnes of nitrogen
• Austin Chalk, скважина A — суммарно: порция свежей воды 500 галлонов, 7500 галлонов экспериментальной жидкости nanoActiv®, 60 тонн азота• Austin Chalk Well A - Total: 500 gallon fresh water, 7,500 gallons nanoActiv® test fluid, 60 tonnes of nitrogen
• Austin Chalk, скважина B — суммарно: порция свежей воды 500 галлонов, 7500 галлонов экспериментальной жидкости nanoActiv®, 60 тонн азота• Austin Chalk Well B - Total: 500 gallon fresh water, 7,500 gallons nanoActiv® test fluid, 60 tonnes of nitrogen
После мониторинга добычи в течение 180 дней после обработки и тщательного анализа результатов добычи зарегистрировали несколько наблюдений. Все пять скважин отреагировали на обработку. Если рассматривать дозировку обработки в расчете на обрабатываемую площадь, существует прямая, взаимно-однозначная корреляция между дозировкой и реакцией на обработку. Площади, которые получают более высокие дозы газа и наночастиц, дают лучшие результаты.After monitoring production for 180 days after treatment and careful analysis of production results, several observations were recorded. All five wells responded to treatment. If we consider the dosage of treatment in terms of the treated area, there is a direct, one-to-one correlation between dosage and response to treatment. Areas that receive higher doses of gas and nanoparticles give better results.
Реакции четырех из пяти скважин, двух из месторождения Austin Chalk и двух из месторождения Buda, показаны на Фиг. 4 и 5. Пятая скважина получила самую низкую дозировку обработки (на 45% меньше самой высокой дозы), и первоначально единственной реакцией, наблюдаемой на этой скважине, было удаление избыточной воды. После приблизительно 160-дневной добычи и удаления избытка воды регистрировался 20-процентный скачок средней дневной добычи нефти.The responses of four of the five wells, two from the Austin Chalk and two from the Buda, are shown in FIG. 4 and 5. The fifth well received the lowest treatment dose (45% less than the highest dose) and initially the only response observed in this well was excess water removal. After approximately 160 days of production and removal of excess water, a 20 percent jump in average daily oil production was recorded.
Помимо прямой корреляции между дозировкой, вносимой в скважины, и их ответами (повышением добычи углеводородов, выраженным в процентах), существует также прямая корреляция между дозировкой и продолжительностью ответа на обработку. Это можно видеть в Таблице β.In addition to the direct correlation between the dosage applied to the wells and their responses (increase in hydrocarbon production expressed as a percentage), there is also a direct correlation between the dosage and the duration of the response to the treatment. This can be seen in Table β.
Высокая корреляция между дозировкой и выходомHigh correlation between dosage and yield
Таблица β. Корреляция между дозой обработки азотом и экспериментальной жидкостью для извлечения углеводородов nanoActiv®, содержащей поверхностно-функционализированные наночастицы, в скважинах на месторождениях Austin Chalk и Buda, ответной производительностью скважины и продолжительностью реакцииTable β. Correlation between nitrogen treatment dose and nanoActiv® experimental hydrocarbon recovery fluid containing surface-functionalized nanoparticles in wells in Austin Chalk and Buda fields, response well productivity and reaction time
RECHARGE HNP™ представляет собой многофункциональную патентованную восстановительную обработку для скважин, имеющих ряд проблем с добычей. Сочетание свойств газа и наночастиц позволяет выполнить уникальную синергичную обработку, которая одновременно решает несколько потенциальных проблем продуктивности и при этом является менее дорогостоящей по сравнению с альтернативными решениями. Более широкая область применения чрезвычайно полезна, поскольку в скважинах часто возникает комбинация проблем, которая приводит к снижению добычи, или во многих случаях операторы не имеют представления о полном объеме проблем со скважинами.RECHARGE HNP ™ is a multifunctional proprietary remediation treatment for wells with a range of production challenges. The combination of gas and nanoparticle properties allows for a unique synergistic treatment that simultaneously addresses several potential productivity problems while being less expensive than alternative solutions. The broader application is extremely beneficial because wells often experience a combination of problems that result in reduced production, or in many cases operators are unaware of the full scope of well problems.
Успешная обработка повышает добычу на шесть месяцев или более, что позволяет уменьшить частоту повторных обработок. Технология RECHARGE HNP™ очень гибкая и простая в применении: ее можно использовать со всеми типами скважин, включая традиционные, нетрадиционные, нефтяные и газовые скважины.Successful treatments increase production by six months or more, thus reducing the frequency of re-treatments. RECHARGE HNP ™ technology is very flexible and easy to use: it can be used with all types of wells, including conventional, unconventional, oil and gas wells.
Хотя в приведенном выше описании рассматриваются иллюстративные аспекты и/или варианты осуществления, следует отметить, что в них можно вносить различные изменения и модификации без отступления от объема описанных аспектов и/или вариантов осуществления, определенных в представленной формуле изобретения. Более того, хотя элементы описанных аспектов и/или вариантов осуществления могут быть описаны или заявлены в единственном числе, предполагается и множественное число, если только ограничение единственным числом не указано явным образом. Кроме того, если не указано иное, любой аспект и/или вариант осуществления, полностью или частично, может использоваться любым другим аспектом и/или вариантом осуществления, полностью или частично. Все патенты, заявки на патенты и ссылки, цитируемые в любом месте настоящего описания, полностью включены в настоящий документ путем ссылки.While the foregoing description discusses illustrative aspects and / or embodiments, it should be noted that various changes and modifications may be made therein without departing from the scope of the described aspects and / or embodiments defined in the claims presented. Moreover, although elements of the described aspects and / or embodiments may be described or claimed in the singular, the plural is contemplated unless limitation to the singular is explicitly indicated. In addition, unless otherwise indicated, any aspect and / or embodiment, in whole or in part, may be used by any other aspect and / or embodiment, in whole or in part. All patents, patent applications, and references cited anywhere in this specification are hereby incorporated by reference in their entirety.
Claims (17)
Applications Claiming Priority (9)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201762563415P | 2017-09-26 | 2017-09-26 | |
| US62/563,415 | 2017-09-26 | ||
| EP17194608 | 2017-10-03 | ||
| EP17194608.0 | 2017-10-03 | ||
| US201862697321P | 2018-07-12 | 2018-07-12 | |
| US62/697,321 | 2018-07-12 | ||
| GBGB1811749.9A GB201811749D0 (en) | 2018-07-18 | 2018-07-18 | Enhancing hydrocarbon recovery with treatment that combines gas and nanoparticles |
| GB1811749.9 | 2018-07-18 | ||
| PCT/US2018/052736 WO2019067478A1 (en) | 2017-09-26 | 2018-09-25 | Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2759431C1 true RU2759431C1 (en) | 2021-11-12 |
Family
ID=65903378
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020112767A RU2759431C1 (en) | 2017-09-26 | 2018-09-25 | Use of gases and liquids for extracting hydrocarbons containing nanoparticles for increasing hydrocarbon extraction |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA3076007C (en) |
| MX (1) | MX2020002954A (en) |
| PL (1) | PL433562A1 (en) |
| RO (1) | RO134503A2 (en) |
| RU (1) | RU2759431C1 (en) |
| UA (1) | UA125829C2 (en) |
| WO (1) | WO2019067478A1 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP4073200A1 (en) | 2019-12-31 | 2022-10-19 | TotalEnergies OneTech | Nanofluid for fines migration reduction and enhanced oil recovery, method of preparation and uses |
| CN113604208B (en) * | 2021-08-04 | 2022-09-23 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | Nano fluid system and preparation method and application thereof |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030220204A1 (en) * | 2002-05-24 | 2003-11-27 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
| US20110237467A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Nanoparticle-densified completion fluids |
| US20130341020A1 (en) * | 2012-06-21 | 2013-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of Using Nanoparticle Suspension Aids in Subterranean Operations |
| RU2559441C2 (en) * | 2010-02-12 | 2015-08-10 | Родиа Операсьон | Rheology modifier compositions and methods for use thereof |
| WO2016187361A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Water control agent for oilfield application |
| WO2017062086A1 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | In situ solid organic pillar placement in fracture networks |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4390068A (en) | 1981-04-03 | 1983-06-28 | Champlin Petroleum Company | Carbon dioxide stimulated oil recovery process |
| US5381863A (en) | 1994-01-13 | 1995-01-17 | Texaco Inc. | Cyclic huff-n-puff with immiscible injection and miscible production steps |
| US7216712B2 (en) | 2003-12-10 | 2007-05-15 | Praxair Technology, Inc. | Treatment of oil wells |
| JP6551278B2 (en) | 2016-03-25 | 2019-07-31 | ブラザー工業株式会社 | Head mounted display |
-
2018
- 2018-09-25 RU RU2020112767A patent/RU2759431C1/en active
- 2018-09-25 RO ROA202000155A patent/RO134503A2/en unknown
- 2018-09-25 UA UAA202002157A patent/UA125829C2/en unknown
- 2018-09-25 PL PL433562A patent/PL433562A1/en unknown
- 2018-09-25 WO PCT/US2018/052736 patent/WO2019067478A1/en active Application Filing
- 2018-09-25 CA CA3076007A patent/CA3076007C/en active Active
- 2018-09-25 MX MX2020002954A patent/MX2020002954A/en unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030220204A1 (en) * | 2002-05-24 | 2003-11-27 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
| RU2559441C2 (en) * | 2010-02-12 | 2015-08-10 | Родиа Операсьон | Rheology modifier compositions and methods for use thereof |
| US20110237467A1 (en) * | 2010-03-25 | 2011-09-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Nanoparticle-densified completion fluids |
| US20130341020A1 (en) * | 2012-06-21 | 2013-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of Using Nanoparticle Suspension Aids in Subterranean Operations |
| WO2016187361A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Water control agent for oilfield application |
| WO2017062086A1 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | In situ solid organic pillar placement in fracture networks |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA3076007A1 (en) | 2019-04-04 |
| PL433562A1 (en) | 2021-08-02 |
| UA125829C2 (en) | 2022-06-15 |
| MX2020002954A (en) | 2020-08-17 |
| CA3076007C (en) | 2022-09-06 |
| RO134503A2 (en) | 2020-10-30 |
| WO2019067478A1 (en) | 2019-04-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10801310B2 (en) | Using gases and hydrocarbon recovery fluids containing nanoparticles to enhance hydrocarbon recovery | |
| CA3080924C (en) | Using brine resistant silicon dioxide nanoparticle dispersions to improve oil recovery | |
| Sharma et al. | Silica nanofluids in an oilfield polymer polyacrylamide: interfacial properties, wettability alteration, and applications for chemical enhanced oil recovery | |
| Krumrine et al. | Surfactant flooding 1: the effect of alkaline additives on IFT, surfactant adsorption, and recovery efficiency | |
| Shaker Shiran et al. | Enhanced oil recovery (EOR) by combined low salinity water/polymer flooding | |
| Khalilinezhad et al. | Characterizing the role of clay and silica nanoparticles in enhanced heavy oil recovery during polymer flooding | |
| Ayirala et al. | A state-of-the-art review to develop injection-water-chemistry requirement guidelines for IOR/EOR projects | |
| US20180215992A1 (en) | Delayed breaker for viscoelastic surfactant-based fluids | |
| Burk | Comparison of sodium carbonate, sodium hydroxide, and sodium orthosilicate for EOR | |
| EP3508684B1 (en) | Method for treating the near-wellbore region of a formation | |
| Wei et al. | Mechanistic study of oil/brine/solid interfacial behaviors during low-salinity waterflooding using visual and quantitative methods | |
| RU2759431C1 (en) | Use of gases and liquids for extracting hydrocarbons containing nanoparticles for increasing hydrocarbon extraction | |
| Wang et al. | Experimental investigation of oil recovery performance and permeability damage in multilayer reservoirs after CO2 and water–alternating-CO2 (CO2–WAG) flooding at miscible pressures | |
| US10202540B2 (en) | Zirconium gel particle combination flooding system and preparation method thereof | |
| RU2619965C2 (en) | Treatment fluids, containing low emulsionizing surface-active agents, and related methods | |
| Lara Orozco et al. | Amino acid as a novel wettability modifier for enhanced waterflooding in carbonate reservoirs | |
| Zhang et al. | Permeability damage micro-mechanisms and stimulation of low-permeability sandstone reservoirs: A case study from Jiyang Depression, Bohai Bay Basin, China | |
| CN108048071B (en) | Chemical yield increasing liquid for low-permeability reservoir and preparation method thereof | |
| Ezzati et al. | Sandstone reservoir wettability alteration due to water softening: Impact of silica nanoparticles on sand production mechanism | |
| Wang et al. | Synergistic Effects of Weak Alkaline–Surfactant–Polymer and SiO2 Nanoparticles Flooding on Enhanced Heavy Oil Recovery | |
| Dordzie et al. | Experimental study on alternating injection of silica and zirconia nanoparticles with low salinity water and surfactant into fractured carbonate reservoirs for enhanced oil recovery | |
| Li et al. | Optimization of fracturing fluid and retarded acid for stimulating tight naturally fractured bedrock reservoirs | |
| Ahmad et al. | Methods for Enhancing Recovery of heavy crude oil | |
| CN111334271A (en) | Blocking remover and preparation method and application thereof | |
| Daneshfar et al. | Experimental investigation and modeling of fluid and carbonated rock interactions with EDTA chelating agent during EOR process |