UA50785C2 - Спосіб видобутку такої корисної копалини, як нафта і газ - Google Patents
Спосіб видобутку такої корисної копалини, як нафта і газ Download PDFInfo
- Publication number
- UA50785C2 UA50785C2 UA99020905A UA99020905A UA50785C2 UA 50785 C2 UA50785 C2 UA 50785C2 UA 99020905 A UA99020905 A UA 99020905A UA 99020905 A UA99020905 A UA 99020905A UA 50785 C2 UA50785 C2 UA 50785C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- ether
- oil
- formation
- fact
- butyl
- Prior art date
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims description 8
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 56
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 45
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 42
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims abstract description 12
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 12
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims abstract description 8
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N pentaethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCOCCO JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 25
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 claims description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 2
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 239000003495 polar organic solvent Substances 0.000 claims description 2
- 125000002914 sec-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 claims description 2
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims 1
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- -1 ethylene oxy units Chemical group 0.000 abstract description 15
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 abstract description 2
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 abstract 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 40
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 40
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 21
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 21
- 229940125904 compound 1 Drugs 0.000 description 18
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 16
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 11
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 7
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 5
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 2
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- AICOOMRHRUFYCM-ZRRPKQBOSA-N oxazine, 1 Chemical compound C([C@@H]1[C@H](C(C[C@]2(C)[C@@H]([C@H](C)N(C)C)[C@H](O)C[C@]21C)=O)CC1=CC2)C[C@H]1[C@@]1(C)[C@H]2N=C(C(C)C)OC1 AICOOMRHRUFYCM-ZRRPKQBOSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- SBGFNHWKIOFPRM-UHFFFAOYSA-N 1-[2-(2-hydroxyethoxy)ethoxy]hexan-2-ol Chemical compound CCCCC(O)COCCOCCO SBGFNHWKIOFPRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KKQVUWHSUOGDEI-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butan-2-yloxyethoxy)ethanol Chemical compound CCC(C)OCCOCCO KKQVUWHSUOGDEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HHAPGMVKBLELOE-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylpropoxy)ethanol Chemical compound CC(C)COCCO HHAPGMVKBLELOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FIIFPAUBZGVKCI-UHFFFAOYSA-N 2-(2-pentan-2-yloxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCC(C)OCCOCCO FIIFPAUBZGVKCI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PWTNRNHDJZLBCD-UHFFFAOYSA-N 2-(2-pentoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCCOCCOCCO PWTNRNHDJZLBCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRWADRITRNUCIY-UHFFFAOYSA-N 2-(2-propan-2-yloxyethoxy)ethanol Chemical compound CC(C)OCCOCCO HRWADRITRNUCIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 2-(2-propoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCOCCOCCO DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDLXTDLGTWNUFM-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-methylpropan-2-yl)oxy]ethanol Chemical compound CC(C)(C)OCCO BDLXTDLGTWNUFM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JHNLDOLWMGZNCN-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methylbutan-2-yloxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCC(C)(C)OCCOCCO JHNLDOLWMGZNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YJTIFIMHZHDNQZ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methylpropoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CC(C)COCCOCCO YJTIFIMHZHDNQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GICQWELXXKHZIN-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[(2-methylpropan-2-yl)oxy]ethoxy]ethanol Chemical compound CC(C)(C)OCCOCCO GICQWELXXKHZIN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCGFUIQPSOCUHI-UHFFFAOYSA-N 2-propan-2-yloxyethanol Chemical compound CC(C)OCCO HCGFUIQPSOCUHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000012046 mixed solvent Substances 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000002347 octyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 125000003548 sec-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 125000001973 tert-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Спосіб видобутку і збільшення видобутку нафти і/або газу з підземної формації передбачає інжекцію у цю формацію водної композиції, що включає щонайменше 1 мас. % щонайменше одного моноалкілового ефіру поліетиленгліколю, в якому алкільна група містить 3-5 атомів вуглецю, а поліетиленгліколь містить 3-6 етиленоксиланок, наприклад бутилового ефіру триетиленгліколю. Спосіб не передбачає обробку прокачуванням під тиском. Застосовують при здійсненні обробок для викликання припливу у свердловину і для збільшення видобутку нафти, наприклад при третинних методах видобутку.
Description
Опис винаходу
Даний винахід відноситься до хімічних засобів для нафтових і газових родовищ та до їх застосування для 2 збільшення видобутку нафти чи газу.
На практиці ефективність видобутку нафти на нафтових і газових родовищах з часом часто знижується. Таке зниження часто пов'язане з погіршенням колекторських властивостей продуктивного шару, яке може виявлятися у вигляді пониженої проникності формації для нафти або газу. Крім того, для витиснення нафти в свердловину часто у формацію на деякій відстані від експлуатаційної свердловини необхідно інжектувати водні рідини. 70 У патенті США 5092405 описана інжекція в експлуатаційну свердловину хімічних засобів, сильно розведених водних розчинів неїоногенних або аніонних поверхнево-активних речовин, зокрема алкоксилованих алкілсульфатів і алкоксилованих алкарилсульфонатів, для вирішення проблем, пов'язаних із погіршенням колекторських властивостей продуктивного шару, наприклад, блокування води, та для спрощення видобутку нафти. Уданий час використовують алкілгліколеві прості ефіри, які здатні істотно поліпшити видобуток нафти і 72 тазу з підземних формацій, насамперед вирішити проблеми погіршення колекторських властивостей продуктивного шару.
Відповідно до даного винаходу пропонується спосіб видобутку щонайменше однієї такої корисної копалини, як нафта і газ, з підземної формації, що містить нафту чи газ. При здійсненні запропонованого способу в цю формацію інжектують водну композицію, що включає щонайменше 1мас.9о щонайменше одного моноалкілового ефіру поліетиленгліколю(далі називається як сполука 1), у якому алкільні групи містять З - 5 атомів вуглецю, а поліетиленгліколь містить З - б етиленоксиланок, і з цієї формації видобувають нафту і/або газ, причому цей спосіб не передбачає обробку прокачуванням підтиском, при якій у формацію інжектують щонайменше один алкілтригліколевий ефір і щонайменше один змішуваний з водою хімічний засіб для видобутку нафти чи газу.
За даним винаходом пропонується також спосіб збільшення видобутку щонайменше однієї такої корисної с копалини, як нафта і газ, із підземної формації, що містить її. При здійсненні запропонованого способу у цю Ге) формацію інжектують водну композицію, що містить щонайменше 1 мас.9о щонайменше одної сполуки 1 і з цієї формації видобувають нафту і/або газ, причому цей спосіб не передбачає обробку прокачуванням під тиском, при якій у формацію інжектують щонайменше один алкілтригліколевий ефір і щонайменше один змішуваний з водою хімічний засіб для видобутку нафти чи газу. о
Ця сполука являє собою моноалкіловий ефір полі етиленгліколю, у якому алкільною групою є алкільна група с з прямим або розгалуженим ланцюгом, що містить З - 5 атомів вуглецю, наприклад, н- або ізопропіл, н-, ізо-, втор- або трет-бутил, н-, ізо-. втор- або трет-пентил (аміл), зокрема н-бутил. Сполуки 1 містять З - 6, в наприклад, 4 або 5, етиленоксиланок, а найбільш прийнятними є сполуки з З такими ланками. Приклади о прийнятних сполук 1 включають моно-н-бутиловий ефір триетиленгліколю, також відомий як бутилтригліколевий 3о ефір, і моно-н-бутилові ефіри тетраетиленгліколю і пентаетиленгліколю. Сполуку 1 можна використовувати по о суті у чистому вигляді або у вигляді суміші щонайменше з одним відповідним алкіловим ефіром іншого поліетиленгліколю, переважно з З - б етиленоксиланками. Так, наприклад, ця суміш може включати щонайменше 6095, зокрема щонайменше 8095, наприклад, 60 - 9995 або 80 - 9895, сполуки (сполук) 1 і до 4095, зокрема до 2095, « наприклад, 1 - 4095 або 2 - 2095, цих інших гліколевих ефірів. Суміш може також включати моноалкілові ефіри З суміші поліетиленгліколів, причому середній молярний вміст етиленоксиланок складає 2,6 - 6,4, наприклад, 2,9 с - 4,5 або 4,0 - 5,8. Звичайно гліколеві ефіри, сполуки 1 є слабко структуруючими амфіфілами. Суміш може також
Із» включати незначні кількості наприклад, до 1095, кожного з С3-Св оалкілових моноалкілових ефірів поліетиленгліколів з 7 - 20, наприклад, з 7 - 10, етиленоксиланками, звичайно більш прийнятне до 40 або 3095 цих ефірів.
Сполука(и) 1 може(уть) бути використана(і) індивідуально або може(уть) бути використана(ї) у суміші з і-й іншими гліколевими ефірами, такими, як моноалкілові ефіри моно- та діетиленгліколю, у яких алкільна група, ав | яка може бути лінійною або розгалуженою, містить 1 - 8 атомів вуглецю, наприклад, метил, етил, пропіл, бутил, гексил або октил. Прикладами є етиленглікольмоноетиловий ефір, етиленглікольмоно-н-пропіловий ефір, і етиленглікольмоноізопропіловий ефір, етиленглікольмоно-н-бутиловий ефір, етиленгліколь-моноізобутиловий о 20 ефір, оетиленглікольмоно (- 2 - бутиловий ефір, етиленглікольмоно - трет- бутиловий ефір, діетиленглікольмоно-н-пропіловий ефір, діетиленглікольмоноізопропіловий ефір, сл діетиленглікольмоно-н-бутиловий ефір, діетиленглікольмоноізобутиловий ефір, діетиленглікольмоно-2-бутиловий ефір, діетиленглікольмоно-трет-бутиловий ефір, діетиленглікольмоно-н-пентиловий ефір, діетиленглікольмоно - 2 - метилбутиловий ефір, діетиленглікольмоно - 29 3 -метилбутиловий ефір, діетиленглікольмоно-2-пентиловий ефір, діетиленглікольмоно - З -пентиловий ефір,
ГФ) діетиленглікольмоно-трет-пентиловий ефір. Можна також використовувати монометилові або моноетилові ефіри триетиленгліколю. Кількість сполуки(ук) 1 у цих сумішах може дорівнювати щонайменше 6095, більш прийнятне о щонайменше 7095, наприклад, 60 - 9895 або 70 - 9895, а вміст іншого гліколевого ефіру може досягати 40905, наприклад, до 2095, зокрема 1 - 4095 або 2 - 3095, у перерахунку на загальну масу суміші. При здійсненні даного 60 винаходу передбачена можливість використання потоків побічних продуктів, які відводять із процесів одержання простих гліколевих ефірів та які містять у високій концентрації такі гліколеві ефіри, насамперед алкілтригліколеві ефіри, наприклад, такі, як н-бутилтригліколевий ефір. Такий потік побічних продуктів може включати як основний компонент н-бутилтригліколевий ефір разом з меншими кількостями інших алкілтригліколевих ефірів. Один такий потік побічних продуктів включає 70 - 80, наприклад, приблизно 75мас.9о, бо н-бутилтригліколевого ефіру, 1 - 5мас.95, зокрема приблизно 2,5мас.9о, бутилдигліколевого ефіру, 15 - 25мас.оо,
наприклад, біля 1995, бутилтетрагліколевого ефіру і 1 - Бмас.боюо, наприклад, приблизно 296, бутилпентагліколевого ефіру. Більш прийнятною є суміш приблизно 7Б5мас.9о н-бутилтригліколевого ефіру, приблизно 2,5мас.9о бутилдигліколевого ефіру, біля 1995 бутилтетрагліколевого ефіру і приблизно 2965 бутилпентагліколевого ефіру, і ця суміш далі названа як суміш 2.
Значення гідрофільно-ліпофільного балансу (ГЛБ) сполуки 1 може складати 12 - 17, переважно 14 - 16,5, більш прийнятне 14,5 - 16. Більш прийнятною сполукою 1 є сполука, яка при змішуванні щонайменше в одній пропорції з дистильованою водою та октаном здатна утворювати З рідкі фази при температурі, щонайменше одне значення якої знаходиться у межах 20 - 200"С, більш прийнятне, наприклад, 50 - 150 або 100 - 1302С. 7/0 Відносні масові пропорції сполуки 1, дистильованої води та октану, що утворюють ці три фази, можуть складати 10-50 60-20: 50. Сполука 1 може характеризуватися точкою помутніння в суміші з дистильованою водою або зокрема з водою, що містить сіль у кількості до рівня насичення, наприклад, до 40г/л хлориду натрію, у межах 0 - 2507С, більш прийнятне 50 - 1507С, зокрема нижче температури продуктивного шару, але н можна змішувати з дистильованою водою або з пластовою водою до 1307С.
Сполуку 1 інжектують у формацію у вигляді водної композиції, яка містить щонайменше Тмас.9о, зокрема бмас.95, більш прийнятно щонайменше 15мас.9о сполуки 1. Композиція може містити 1 - 9995, наприклад, 1 - 6095, зокрема 6 - 5095, переважно 15 - 5095 і більш прийнятно 25 - 45956 сполуки 1. Водним середовищем зі сполукою 1 може служити прісна, водопровідна, річкова, морська, видобувна або пластова вода при загальній солоності 0 - 250г/л, наприклад, 5 - Б50г/л, такій, як 10 - 45г/л (насамперед з високим вмістом барію, таким, го Як 50 - З000Очаст./млн Ва) та при значеннях рН 0,5 - 10, наприклад, З - 8, таких, як 4 - 6. Масовий вміст сполуки 1 у композиції може перевищувати (більш прийнятно перевищувати щонайменше на 5 або 1095) концентрацію сполуки 1 у найнижчій "водній" фазі З-фазової суміші сполуки 1 з водою та октаном при характерній температурі 50 - 1507С, наприклад, при 100 - 1307С. Звичайно композиція являє собою однофазову рідину, що складається з води і зокрема практично вільна від полярного органічного розчинника, наприклад, с г спирту, такого, як ізопропанол.
Формація, в яку інжектують сполуку 1, може знаходитися в ущільненому або неущільненому стані, складатися і) з каменю або піску. Прикладами каменю служать піщаники і карбонати, наприклад, крейда або вапняк, причому вони можуть бути однорідними або мати тріщини. Пісок може бути забрудненим або чистим і може бути однорідним, складатися із шарів або бути неущільненим. Формація є пористою для води, нафти і газу і може ю зо характеризуватися проникністю для морської води в інтервалі 1 - 5000мД, наприклад, 5 - 500мД. Поверхня формації, у контакт з якою уводять сполуку 1, може мати одну з З характеристик змочуваності, а саме бути со змочуваною водою, сумішшю мастила з водою або мастилом. Температура у формації може складати 20 - М 2507С, наприклад, 60 - 200"7С або 80 - 1807С, зокрема 110 - 140"С, а температура поверхні формації, з якою має контактувати сполука, може бути на 30 - 50"С нижче неї. Реліктова/шарова вода може включати 5 - 200г/л солей, о зв Зокрема 40 - Б00Очаст./млн барію, а її рН дорівнює 0,5 - 10, більш прийнятно З - 6. ю
Формація може вже мати погіршені колекторські властивості після проникнення до неї водної рідини, яка уводиться ззовні, зокрема після завершення бурильних робіт чи операцій видобутку, наприклад, фільтрату бурового розчину чи робочих рідин, рідини для глушіння, рідини для гідророзриву шару чи розчину для закінчування свердловини, або під впливом власних рідин, таких, як реліктова вода. Погіршення колекторських « 0 властивостей може виявлятися у пониженій проникності для нафти чи газу після забивання пор водою в с (утворення водних пасток), або змочування породи нафтою, або забивання пор нафтою (утворення нафтових пасток). Погіршення колекторських властивостей може бути наслідком проникнення твердих часток, ;» дисбалансного тиску, утворення воднофазових пасток та зміни змочуваності.
При здійсненні способів за винаходом водну композицію можна інжектувати у формацію, що містить нафту іабо газ, наприклад, у формацію, що оточує експлуатаційну свердловину, зокрема в радіусі 100м, більш с прийнятно в радіусі 10м від цієї свердловини, як у випадку викликання припливу у свердловину чи обробок із закриттям, але можна інжектувати також у формацію, віддалену від згаданої формації, з якої видобувають о нафту/газ, більш ніж на 100м, зокрема віддалену більш ніж на 1 або 2км від неї, наприклад, на 0,1 - Бкм, -І зокрема на 1 - Зкм, як це має місце при видобутку нафти третинними методами, в яких гліколевий ефір або 5р Композицію інжектують у вторинну або нагнітальну свердловину і витискують до формації, що містить нафту/газ, со з метою її витіснення до експлуатаційної свердловини. сп Викликання припливу у свердловину передбачає збільшення видобутку нафти і/або газу зі свердловини.
Прикладами методів викликання припливу є послаблення водного блокування, підвищення ущільненості піску або проведення кислотної обробки. Водне блокування знижує проникність формації, що зумовлене ов проникненням у пори води. Ущільнення піску забезпечується проведенням такої обробки, як інжекція у свердловину смол, наприклад, епоксидних або формальдегідних смол, завдяки чому частки сипкого, (Ф, неущільненого матеріалу продуктивного шару стають в'язкими, що зменшує міграцію або вимивання піску у ка стовбур свердловини і, отже, діставання піску, сприяючи видобуванню з нього нафти і/або газу. Кислотна обробка є методом, здійснення якого дозволяє обробляти формацію кислотою, наприклад, соляною кислотою, во звичайно під тиском, з метою підвищити проникність формації.
У ході проведення обробок для викликання припливу у свердловину водну композицію через експлуатаційну свердловину інжектують у формацію для відновлення колекторських властивостей, наприклад, шляхом зміни змочуваності формації або усунення водного блокування з метою підвищити проникність формації водну композицію подають у спадну свердловину, нагнітають у формацію в пробковому режимі потоку, наприклад, 65 інжекцією, у нижню частину експлуатаційної свердловини послідовно (до або після) з уведенням іншої фази, наприклад, бурового розчину, кислого розчину або сольового розчину для закінчування свердловини, і свердловину закривають на 0,5 - 4 дні і після закінчення цього періоду (який називається закриттям свердловини) видобуток відновляють, звичайно з високою продуктивністю з нафти. Спосіб за винаходом дозволяє зменшити частоту закриття свердловини і, отже, збільшити загальний щорічний видобуток.
Обробка прокачуванням під тиском є методикою, аналогічною викликанню припливу у свердловину, але в цьому випадку композиція з простим гліколевим ефіром містить також хімічний засіб, що сприяє видобутку, такий, як інгібітор утворення відкладень, інгібітор корозії, інгібітор утворення газового гідрату, інгібітор осадження парафінів або асфальтенів, акцептор сірководню або емульгатор. У ході проведення таких обробок закриттям у більш прийнятному варіанті як сполуку 1 використовують таку сполуку, яка включає 4 - 6 7/0 етиленоксиланок і кількість якої складає щонайменше 3095 стосовно загального вмісту простого гліколевого ефіру в інжектованій рідині. Однак у більш прийнятному варіанті спосіб за винаходом, насамперед обробку для викликання припливу у свердловину, здійснюють при практичній відсутності щонайменше одного змішуваного з водою хімічного засобу для видобутку нафти чи газу, наприклад, такого, як описаний вище.
У технології, що передбачає використання третинного методу видобутку нафти, водну композицію інжектують у/5Б На деякій відстані від експлуатованої свердловини, а потім нагнітають, в ідеальному випадку у пробковому режимі потоку, наприклад, за допомогою інжектованої під тиском надалі води, зокрема пластової води або самостійно, або такої, яка містить підвищуючі в'язкість полімери, через формацію у напрямку експлуатованої свердловини з метою відновити всі колекторські властивості і вивільнити з пасток нафту в експлуатованій свердловині. Така технологія дозволяє поліпшити інжекцію забезпечуючої видобуток рідини, наприклад, шляхом мобілізації нафтового залишку, який блокує витікання води, спрощуючи переміщення забезпечуючої видобуток рідини до експлуатованої свердловини.
Перевага застосування простих гліколевих ефірів у способі за винаходом полягає у можливості досягнення підвищеної ефективності в результаті поліпшеної проникності для газу або нафти формації, яка мала раніше погіршені колекторські властивості. сч
У більш прийнятному варіанті в запропонованому способі не передбачена обробка прокачуванням під тиском, яка являє собою метод підвищення ефективності сприяючих видобутку хімічних засобів завдяки (8) зменшенню числа прокачувань під тиском та операцій із закриттям, необхідних для підвищення продуктивності нафтової свердловини, причому цей метод передбачає інжекцію у нафтоносну формацію змішуваної з водою композиції, що містить наступні компоненти: ю зо (а) змішувану з водою поверхнево-активну речовину, якою служить алкілтригліколевий ефір, зокрема н-бутилтриетиленгліколевий ефір, такий, як суміш 2, та со (б) щонайменше один змішуваний з водою хімічний засіб для видобутку нафти чи газу, причому ці ї- компоненти композиції інжектують у формацію або у формі попередньо приготовленої єдиної композиції, або одночасно і паралельно, або послідовно у будь-якому порядку. о
Нижче суть винаходу проілюстровано на прикладах. ю
Приклад 1
Консервований керн, який складався із зерен середнього розміру міцно зцементованого піщанику з пористістю 14,5 - 1595 та проникністю 198 - 428мД зі свердловини у Північному морі, розрізали на стержні і насичували штучною пластовою водою з цієї свердловини, яка містила в мг/л 79003 у цілому розчиненої солі, « 28100 Ма, 1630 К, 113 Мо, 615 Са, 65 5, 770 Ва, 46050 СІ, 450 Н, 1655 НСО». в с Кожен стержень поміщали у внутрішню трубку приладу для затоплення керна, що включав пару концентричних трубок, у яких створюють підвищений тиск, які можна ущільнювати з обох кінців та по яких можна ;» пропускати рідину у будь-якому напрямку. Далі в цих трубках при кімнатній температурі створювали підвищений тиск у 1500фунтів/кв.дюйм (10,34МПа) у кільцевому каналі між цими трубками (загальний гірничий тиск) і тиск
Б5ООфунтів/кв.дюйм (3,45МПа) для керна (поровий тиск). с 1. Далі керн насичували керосином за рахунок витікання в поступальному напрямку 90 об'ємів пор протягом 24 год. з наступним промиванням керна для зниження вологовмісту в ньому до рівня (рівень насичення о водою) З, використовуючи керосин при витраті інжектованого потоку 1Омл/хв в обох напрямках витікання. -І 2. Після цього керн і трубки нагрівали до 1212С і цю температуру підтримували на всіх наступних стадіях.
З. У зворотному напрямку з витратою 2мл/хв пропускали шість об'ємів пор сирої нафти з конкретної со свердловини і стержень закривали на 24 год. сп 4. Далі керн промивали пластовою водою з рН 4,5 при витраті О,07мл/хв у поступальному напрямку протягом 72 год., використовуючи 23 об'єми пор, з метою знизити залишковий вміст нафти до рівня о (орг.) (рівень насичення нафтою), причому проникність для пластової води в поступальному напрямку складала 28мМД. 5Б 5. За цим першим затопленням водою відбувалося затоплення керосином з метою уловлювання води у порах шляхом пропускання потоку протягом 18 год. з витратою 0,75мл/хв при загальній кількості 63 об'єми пор,
Ф) після чого йшло зниження вмісту води у керні до рівня 5 Ді (рівень насичення водою), використовуючи для ка промивання керосин при витраті інжектованого потоку 1Омл/хв в обох напрямках витікання, причому значення проникності складали відповідно 67 і 71мМД. во 6. Потім через керн у зворотному напрямку пропускали сім об'ємів пор сирої нафти з тієї ж свердловини з витратою 2мл/хв з наступним закриттям на 24 год. 7. Далі для імітації затоплення водою через керн у поступальному напрямку пропускали один об'єм пор пластової води з рН 4,5 з витратою 0.07мл/хв, причому проникність дорівнювала приблизно 12мД. 8. Далі через стержень у зворотному напрямку з витратою О,05мл/хв пропускали один об'єм пор 65 нерозведеної суміші 2, що містила моно-н-бутиловий ефір триетиленгліколю (більш прийнятне сполука 1), після чого керн від'єднували від ліній для подачі потоків, які після цього очищали послідовно толуолом, метанолом і пластовою водою. Керн закривали на 6 год. 9. Третє затоплення водою проводили з використанням пластової води з рН 4,5, яку пропускали у поступальному напрямку в кількості 125 об'ємів пор з витратою ЗОмл/хв.
Далі стержень з керна промивали пластовою водою до Зуо (орг.), після чого проникність, визначали в обох напрямках пропусканням через керн пластикової води з витратою 2мл/хв.
Проникність в обох напрямках складала 255мМД. 10. Після цього керн насичували керосином шляхом пропускання 36 об'ємів пор протягом 26 год. із витратою
О,Змл/хв з витіканням у поступальному напрямку, а потім промивали до З ДУ керосином із витратою 1Омл/хв в 7/0 обох напрямках з наступним визначенням проникності при пропусканні в обох напрямках керосину з витратою 1Омл/хв.
Проникність у поступальному та зворотному напрямках складала відповідно 161 і 167мД.
Порівняння значень проникності для керосину і води перед обробкою сполукою 1 та після неї показує, що ця остання підвищує проникність більш ніж удвічі для керосину, що імітував нафту, і щонайменше у 9 разів для /5 ВОДИ.
Ці результати підтверджують вплив сполуки 1 на послаблення блокування водою (порівн. стадії (9) і (7) та обробки прокачуванням під тиском), а також підтверджують досягнення позитивного ефекту при здійсненні третинного методу видобутку нафти (порівн. стадії (10) і (5).
Порівняльний приклад 1
Сухий стержень з керна, який складався із зерен середнього розміру міцно зцементованого піщанику з високим вмістом калієвого польового шпату та пористістю 2095 зі свердловини у Північному морі, насичували під вакуумом імітованою пластовою водою з цієї свердловини, яка включала в мг/л 443230 у цілому розчиненої солі, 133644 Ма, 6690 К, 18800 Ма, 127197 Са, 3520 5г, 162 Ва, 153030 СІ, 184НСО».
Далі цей стержень поміщали у внутрішню трубку приладу для затоплення керна, що включав пару с концентричних трубок, у яких створюють підвищений тиск, які можна ущільнювати з обох кінців та по яких можна пропускати рідину у будь-якому напрямку. Далі в цих трубках при кімнатній температурі створювали підвищений і) тиск у 1500фунтів/кв.дюйм (10,34МПа) у кільцевому каналі між цими трубками (загальний гірничий тиск) і тиск у
Б5ООфунтів/кв.дюйм (3,45МПа) для керна (поровий тиск). 1. Далі керн насичували керосином за рахунок витікання потоку керосину протягом 20год. з витратою ю зо б,змл/хв. Потім стержень промивали до Зу/ (рівень насичення водою), використовуючи керосин при витраті інжектованого потоку ТОмл/хв в обох напрямках витікання. По досягненні умов стаціонарного режиму при 5 уді со (рівень насичення водою) визначали Ко, (рівноважна проникність для нафти з керосину) в обох напрямках. М 2. Після цього тримач для керна і трубки для подачі потоків нагрівали до 15470.
З. У зворотному напрямку пропускали потік з 8 об'ємів пор дегазованої сирої нафти з Північного моря до о
Зв Досягнення умов стаціонарного режиму і при цій температурі стержень закривали на 24год. ю 4. Далі у стержень у поступальному напрямку інжектували 40 об'ємів пор імітованої пластової води із формації нафтової свердловини у Північному морі з рН 5,5 при витраті 4мл/год. З використанням потоку пластової води, що пропускається у поступальному напрямку, визначали К рв (рівноважна проникність для води « з керосину) при Зуо (рівень насичення нафтою). 5. Потім тримач для керна і лінії для подачі потоків охолоджували до 11070. з с 6. Далі у стержень в зворотному напрямку з витратою ЗОмл/год. інжектували шість об'ємів пор інгібітора . утворення відкладень "ЗсаІеійгеаї 837с", що поставляється фірмою ТК ОЇ Зігмісев, у вигляді розчину ит концентрацією ТОмас.Уо у морській воді, після чого стержень від'єднували від ліній для подачі потоків, а надлишок інгібітора вилучали промивкою приладу штучною пластовою водою, рідину зливали до фронтальної поверхні стержня керна і керн закривали при цій температурі на 1 - 2 год. с 7. Після закриття тримач для керна і трубки для подачі потоків нагрівали до 15470. 8. Потім зі стержня керна вилучали інгібітор з використанням потоку пластової води (значення рН якої о доводили до 5,5) з витратою ЗОмл/год, у поступальному напрямку і на завершення при витраті 0,2мл/хв -І визначали ефективну проникність стержня для пластової води (Кри) при витіканні в обох напрямках. 9. Після цього стержень насичували керосином подачею протягом 25 год. з витратою 0,2мл/хв потоку у со поступальному напрямку, а потім промивали керосином інжекцією з витратою 1Омл/хв в обох напрямках до сп досягнення умов стаціонарного режиму і доти, доки потік, що відводиться із керна, більше не містив вільного сольового розчину. Далі визначали Кору керна у кожному напрямку з витратою 1Омл/хв. 10. Далі керн герметизували у комірці Хаслера при манометричному тиску у межах ббООфунтів/кв. дюйм дв (4,24МпПа) і при звичайних паровому тиску та температурі. Після цього проводили очищення змішуваними розчинниками із витратою 9,5мл/хв та використанням 10 об'ємів пор толуолу, а потім 10 об'ємів пор метанолу.
Ф) Цей цикл обробки розчинниками повторювали двічі. Після цього у стержень керна інжектували десять об'ємів ка пор суміші 50 : 50 метанолу та імітованого шарового сольового розчину, за якими йшли 20 об'ємів пор нерозведеного імітованого шарового сольового розчину, і при пропусканні потоку у поступальному напрямку з бо Витратою ЗУмл/хв визначали Кра стержня керна. Дані з проникності подані у таблиці 1.
Приклад 2
Робили аналогічно порівняльному прикладу 1 з використанням стержня керна з того ж самого джерела, за винятком того, що після стадії 5 і перед стадією б у стержень керна з витратою ЗОмл/год, та у зворотному напрямку інжектували потік із двох об'ємів пор розчину суміші 2 у морській воді концентрацією 15мас.9о. Після 65 цього оброблений керн закривали при вказаній температурі на 6 год.
Дані з проникності подані у таблиці 1.
; им (0 Віжввпслянастулюїтромии 11111877 киплячої промию 17528,
Ці результати підтверджують вплив суміші 2 на послаблення блокування водою (порівн. стадії 84), а також підтверджують досягнення позитивного ефекту при здійсненні третинного методу видобутку нафти (порівн. стадії 9 і 1).
Приклад З
Робили аналогічно прикладу 2 з використанням розведеного розчину суміші 2 у морській воді між стадіями 5 і б, але з б об'ємами пор морської води без інгібітора утворення відкладень на стадії 6. За отриманими результатами можна зробити такі ж самі висновки, що й за результатами прикладу 2.
Claims (14)
1. Спосіб видобутку такої корисної копалини, як нафта і газ, із підземної формації, що містить нафту чи газ, який відрізняється тим, що в цю формацію інжектують водну композицію, що включає щонайменше 1 мас. 90 щонайменше одного моноалкілового ефіру поліетиленгліколю, в якому алкільна група містить 3-5 атомів Ге вуглецю, а поліетиленгліколь містить 3-6 етиленоксиланок, і видобувають нафту і/або газ, причому цей спосіб о не передбачає обробку прокачуванням під тиском, при якій у формацію інжектують щонайменше один алкілтригліколевий ефір і щонайменше один змішуваний з водою хімічний засіб для видобутку нафти чи газу.
2. Спосіб збільшення видобутку такої корисної копалини, як нафта і газ, із підземної формації, що містить нафту чи газ, який відрізняється тим, що в цю формацію інжектують водну композицію, що включає щонайменше М 1 мас. 95 щонайменше одного моноалкілового ефіру поліетиленгліколю, в якому алкільна група містить 3-5 атомів вуглецю, а поліетиленгліколь містить 3-6 етиленоксиланок, і видобувають нафту і/або газ, причому цей со спосіб не включає обробку прокачуванням під тиском, при якій у формацію інжектують щонайменше один ї- алкілтригліколевий ефір і щонайменше один змішуваний з водою хімічний засіб для видобутку нафти чи газу.
З. Спосіб за будь-яким з пп. 1 - 2, який відрізняється тим, що композиція практично є вільною від о ізопропанолу. юю
4. Спосіб за будь-яким з пп. 1 - 3, який відрізняється тим, що композиція практично є вільною від спирту.
5. Спосіб за будь-яким з пп. 1 - 4, який відрізняється тим, що композиція практично є вільною від полярного органічного розчинника. «
6. Спосіб за будь-яким з пп. 1 - 5, який відрізняється тим, що здійснюють збуджування припливу у свердловину. -
с
7. Спосіб за п. 6, який відрізняється тим, що при збуджуванні припливу у свердловину здійснюють кислотну ц обробку або послаблення блокади водою. "»
8. Спосіб за будь-яким з пп. 1 - 5, який відрізняється тим, що його використовують при третинному методі видобутку нафти.
9. Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що моноалкіловий ефір 1 поліетиленгліколю являє собою моноалкіловий ефір триетиленгліколю. о
10. Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що моноалкільною групою є н-, ізо-, втор- або трет-бутилова група. - І
11. Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що моноалкіловий ефір со 50 поліетиленгліколю являє собою моно-н-бутиловий ефір триетиленгліколю.
12. Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що у формацію інжектують суміш сл алкілових ефірів, щонайменше 60 9о якої складає бутилтригліколевий ефір.
13. Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що у формацію інжектують суміш, що включає алкіловий ефір і щонайменше один моноалкіловий ефір моно- та діетиленгліколю.
14. Спосіб за п. 13, який відрізняється тим, що суміш включає 70-80 95 н-бутилтригліколевого ефіру, 15-25 90 бутилтетрагліколевого ефіру, 1-5 96 бутилпентагліколевого ефіру і 1 -5 95 бутилдигліколевого ефіру. і) 15. Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, який відрізняється тим, що композиція, яка є водною, включає іме) 15-50 мас. 95 моноалкілового ефіру або моноалкілових ефірів. 60 Офіційний бюлетень "Промислоава власність". Книга 1 "Винаходи, корисні моделі, топографії інтегральних мікросхем", 2002, М 11, 15.11.2002. Державний департамент інтелектуальної власності Міністерства освіти і науки України. б5
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB9615044.6A GB9615044D0 (en) | 1996-07-17 | 1996-07-17 | Oil and gas field chemicals and their use |
| PCT/GB1997/001877 WO1998002636A1 (en) | 1996-07-17 | 1997-07-11 | Use of oil and gas field chemicals |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA50785C2 true UA50785C2 (uk) | 2002-11-15 |
Family
ID=10797083
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA99020905A UA50785C2 (uk) | 1996-07-17 | 1997-11-07 | Спосіб видобутку такої корисної копалини, як нафта і газ |
Country Status (20)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6225263B1 (uk) |
| EP (1) | EP0912815B1 (uk) |
| CN (1) | CN1098968C (uk) |
| AR (1) | AR007900A1 (uk) |
| AU (1) | AU737643B2 (uk) |
| CA (1) | CA2259575C (uk) |
| CO (1) | CO4810261A1 (uk) |
| DE (1) | DE69706990T2 (uk) |
| DK (1) | DK0912815T3 (uk) |
| DZ (1) | DZ2267A1 (uk) |
| EA (1) | EA002840B1 (uk) |
| EG (1) | EG21153A (uk) |
| GB (2) | GB9615044D0 (uk) |
| ID (1) | ID17865A (uk) |
| MA (1) | MA24272A1 (uk) |
| MY (1) | MY116933A (uk) |
| NO (1) | NO329015B1 (uk) |
| SA (1) | SA97180621B1 (uk) |
| UA (1) | UA50785C2 (uk) |
| WO (1) | WO1998002636A1 (uk) |
Families Citing this family (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1081286C (zh) * | 1999-11-22 | 2002-03-20 | 丁焰 | 开采稠油的方法及微波裂解炉 |
| RU2363718C2 (ru) * | 2004-04-13 | 2009-08-10 | КОРИБА ТЕКНОЛОДЖИЗ, Эл.Эл.Си. | Композиция и способ повышенной добычи нефти |
| US7776930B2 (en) * | 2004-06-16 | 2010-08-17 | Champion Technologies, Inc. | Methods for inhibiting naphthenate salt precipitates and naphthenate-stabilized emulsions |
| US7628909B2 (en) * | 2004-09-27 | 2009-12-08 | Coriba Technologies, L.L.C. | Composition and process for the extraction of bitumen from oil sands |
| US7678201B2 (en) * | 2005-07-22 | 2010-03-16 | Coriba Technologies, L.L.C. | Composition and process for the removal and recovery of hydrocarbons from substrates |
| US20070029085A1 (en) * | 2005-08-05 | 2007-02-08 | Panga Mohan K | Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells |
| CA2640437A1 (en) * | 2006-01-31 | 2007-08-09 | Envirofuels, Llc | The use of phosphorous and nitrogen containing formulations in secondary oil recovery operations |
| US7772162B2 (en) | 2006-03-27 | 2010-08-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells |
| US20080051300A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Pope Gary A | Compositions and method for improving the productivity of hydrocarbon producing wells |
| RU2485303C2 (ru) * | 2007-03-23 | 2013-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Композиции и способы обработки скважины с водным барьером |
| CN101835872B (zh) | 2007-03-23 | 2014-06-18 | 德克萨斯州立大学董事会 | 处理含烃地层的方法 |
| EP2139933A4 (en) * | 2007-03-23 | 2012-01-11 | Univ Texas | METHOD FOR TREATING FORMATION WITH A SOLVENT |
| EP2238312A4 (en) | 2007-11-30 | 2011-08-17 | Univ Texas | METHOD FOR IMPROVING THE PRODUCTIVITY OF OIL EXTRACTION OILS |
| US8418759B2 (en) * | 2007-12-21 | 2013-04-16 | 3M Innovative Properties Company | Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
| BRPI0821288A2 (pt) * | 2007-12-21 | 2015-06-16 | 3M Innovative Properties Co | Métodos para tratamento de formações contendo hidrocarboneto co m composições de tensoativo aniônico fluorado |
| WO2009085904A1 (en) | 2007-12-21 | 2009-07-09 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions |
| WO2009137285A1 (en) * | 2008-05-05 | 2009-11-12 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations having brine |
| CN102159602B (zh) * | 2008-07-18 | 2016-03-23 | 3M创新有限公司 | 阳离子氟化聚合物组合物以及用其处理含烃地层的方法 |
| WO2010080473A1 (en) | 2008-12-18 | 2010-07-15 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ether compositions |
| US9057012B2 (en) | 2008-12-18 | 2015-06-16 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated phosphate and phosphonate compositions |
| US8833449B2 (en) | 2009-07-09 | 2014-09-16 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating carbonate hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amphoteric compounds |
| CN103261361B (zh) | 2010-12-20 | 2016-06-15 | 3M创新有限公司 | 用于用氟化胺氧化物处理碳酸盐含烃地层的方法 |
| WO2012088216A2 (en) | 2010-12-21 | 2012-06-28 | 3M Innovative Properties Company | Method for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine |
| WO2012125219A2 (en) | 2011-01-13 | 2012-09-20 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating siliciclastic hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides |
| EP2694616A4 (en) | 2011-04-05 | 2014-09-03 | Montgomery Chemicals Llc | PROCESS AND COMPOSITIONS FOR ASSISTED OIL RECOVERY |
| WO2012154378A1 (en) | 2011-05-06 | 2012-11-15 | Champion Technologies, Inc. | Low dosage polymeric naphthenate inhibitors |
| US9890294B2 (en) | 2012-11-19 | 2018-02-13 | 3M Innovative Properties Company | Composition including a fluorinated polymer and a non-fluorinated polymer and methods of making and using the same |
| US10106724B2 (en) | 2012-11-19 | 2018-10-23 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ionic polymers |
| CA2906967C (en) | 2013-03-28 | 2021-05-18 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of in situ bitumen |
| US9663703B2 (en) | 2014-04-25 | 2017-05-30 | James George Clements | Method and compositions for enhanced oil recovery |
| US9902895B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-02-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Polymer compositions |
| CA2997138C (en) * | 2015-09-02 | 2022-07-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery compositions and methods thereof |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3481870A (en) | 1964-09-28 | 1969-12-02 | Petrolite Corp | Composition and method for inhibiting the formation of in and removing from oil wells and pipelines deposits of paraffin and paraffinlike deposits |
| US3402770A (en) | 1965-06-02 | 1968-09-24 | Mobil Oil Corp | Multiple-purpose solvent and method for treating subterranean formations |
| US3488289A (en) | 1966-06-24 | 1970-01-06 | Texaco Inc | Composition and method for treating scale |
| US3483925A (en) | 1968-02-06 | 1969-12-16 | Calgon C0Rp | Squeeze treatment of producing oil wells |
| US3890239A (en) * | 1973-02-01 | 1975-06-17 | Sun Oil Co | Surfactant compositions useful in oil recovery processes |
| US3827497A (en) * | 1973-02-01 | 1974-08-06 | Sun Oil Co | Oil recovery process using aqueous surfactant compositions |
| US3920073A (en) | 1973-03-26 | 1975-11-18 | Union Oil Co | Miscible flooding process |
| US3902557A (en) * | 1974-03-25 | 1975-09-02 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells |
| US3915232A (en) * | 1974-08-27 | 1975-10-28 | Exxon Production Research Co | Method of consolidating incompetent formations |
| US4008165A (en) | 1975-03-14 | 1977-02-15 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations having high concentrations of polyvalent ions |
| US3939911A (en) | 1975-03-14 | 1976-02-24 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations containing water having high concentrations of polyvalent ions |
| US4192755A (en) * | 1976-03-08 | 1980-03-11 | Texaco Inc. | Process for recovering hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing formation |
| US4184549A (en) | 1977-12-22 | 1980-01-22 | Texaco Inc. | High conformance oil recovery process |
| US4192382A (en) | 1977-12-22 | 1980-03-11 | Texaco Inc. | High conformance enhanced oil recovery process |
| US4194563A (en) | 1978-12-26 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | High conformance enhanced oil recovery process |
| US4643253A (en) * | 1980-10-29 | 1987-02-17 | Ethyl Corporation | Oil recovery process |
| DE3105913C2 (de) | 1981-02-18 | 1983-10-27 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten |
| US5039434A (en) * | 1985-06-28 | 1991-08-13 | Union Oil Company Of California | Acidizing composition comprising organosilicon compound |
| US4708207A (en) | 1985-11-21 | 1987-11-24 | Union Oil Company Of California | Scale removal treatment |
| DE3807945A1 (de) * | 1988-03-10 | 1989-09-21 | Hoechst Ag | Waessrige tensidmischungen und deren verwendung bei der erdoelfoerderung |
| US5002126A (en) | 1990-04-10 | 1991-03-26 | Conoco Inc. | Reservoir scale inhibition |
| US5092405A (en) * | 1990-12-21 | 1992-03-03 | Texaco Inc. | Alkoxylated surfactant system for heavy oil reservoirs |
| EP0800611B1 (en) * | 1995-01-19 | 1998-09-23 | BP Chemicals Limited | Oil and gas field chemicals |
-
1996
- 1996-07-17 GB GBGB9615044.6A patent/GB9615044D0/en active Pending
-
1997
- 1997-07-11 CN CN97196512A patent/CN1098968C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-11 EP EP97931901A patent/EP0912815B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-11 DE DE69706990T patent/DE69706990T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-11 AU AU35492/97A patent/AU737643B2/en not_active Ceased
- 1997-07-11 DK DK97931901T patent/DK0912815T3/da active
- 1997-07-11 GB GB9827519A patent/GB2330165B/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-11 WO PCT/GB1997/001877 patent/WO1998002636A1/en active IP Right Grant
- 1997-07-11 EA EA199900066A patent/EA002840B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1997-07-11 CA CA002259575A patent/CA2259575C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-13 EG EG66197A patent/EG21153A/xx active
- 1997-07-16 MY MYPI97003241A patent/MY116933A/en unknown
- 1997-07-16 CO CO97040128A patent/CO4810261A1/es unknown
- 1997-07-16 DZ DZ970117A patent/DZ2267A1/fr active
- 1997-07-16 MA MA24721A patent/MA24272A1/fr unknown
- 1997-07-16 ID IDP972462A patent/ID17865A/id unknown
- 1997-07-16 AR ARP970103186A patent/AR007900A1/es unknown
- 1997-11-07 UA UA99020905A patent/UA50785C2/uk unknown
- 1997-11-22 SA SA97180621A patent/SA97180621B1/ar unknown
-
1999
- 1999-01-15 US US09/232,185 patent/US6225263B1/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-01-15 NO NO19990180A patent/NO329015B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0912815B1 (en) | 2001-09-26 |
| EA002840B1 (ru) | 2002-10-31 |
| CA2259575A1 (en) | 1998-01-22 |
| EG21153A (en) | 2000-12-31 |
| DE69706990D1 (de) | 2001-10-31 |
| CA2259575C (en) | 2006-06-27 |
| GB9615044D0 (en) | 1996-09-04 |
| AU737643B2 (en) | 2001-08-23 |
| NO329015B1 (no) | 2010-07-26 |
| GB2330165A (en) | 1999-04-14 |
| NO990180D0 (no) | 1999-01-15 |
| WO1998002636A1 (en) | 1998-01-22 |
| CN1225703A (zh) | 1999-08-11 |
| NO990180L (no) | 1999-01-15 |
| DE69706990T2 (de) | 2002-04-04 |
| EA199900066A1 (ru) | 1999-08-26 |
| CO4810261A1 (es) | 1999-06-30 |
| DK0912815T3 (da) | 2002-01-28 |
| ID17865A (id) | 1998-01-29 |
| GB2330165B (en) | 2001-01-03 |
| AU3549297A (en) | 1998-02-09 |
| AR007900A1 (es) | 1999-11-24 |
| MY116933A (en) | 2004-04-30 |
| GB9827519D0 (en) | 1999-02-10 |
| SA97180621B1 (ar) | 2006-11-11 |
| EP0912815A1 (en) | 1999-05-06 |
| US6225263B1 (en) | 2001-05-01 |
| MA24272A1 (fr) | 1998-04-01 |
| DZ2267A1 (fr) | 2002-12-18 |
| CN1098968C (zh) | 2003-01-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| UA50785C2 (uk) | Спосіб видобутку такої корисної копалини, як нафта і газ | |
| US3811504A (en) | Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium | |
| US3346047A (en) | Multistage waterflood | |
| US7559372B2 (en) | Composition and process for enhanced oil recovery | |
| RU2611088C2 (ru) | Десорбенты для улучшенного извлечения нефти | |
| Baviere et al. | Improved EOR by use of chemicals in combination | |
| US3882938A (en) | Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs | |
| CN103180405A (zh) | 水注入系统和方法 | |
| GB2219818A (en) | Method of reducing gas mobility in subterranean formations | |
| WO2009126663A2 (en) | Oil recovery by sequential waterflooding with oil reinjection and oil relocation | |
| CN107163925B (zh) | 一种泡沫洗井液及其制备方法 | |
| RU2656282C2 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
| US3792731A (en) | Secondary recovery process using surfactant mixtures | |
| RU2679464C2 (ru) | Способ и композиция для добычи нефти | |
| US3500920A (en) | Chemical injection of slugs of two dissimilar aqueous solutions to recover oil | |
| US3335792A (en) | Method for increasing oil recovery | |
| CN110997862A (zh) | 用于提高油采收率的低温稳定表面活性剂共混物 | |
| US3817331A (en) | Waterflooding process | |
| US3220473A (en) | Solvent flood oil recovery method | |
| CN111621281A (zh) | 原位自转向wag方法 | |
| CN106590605A (zh) | 高盐油藏气驱泡沫组合物及制备方法 | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| CA1169759A (en) | Oil recovery with dilute surfactant systems |