ПЕНООБРАЗУЮЩАЯ КОМПОЗИЦИЯ С СОВМЕСТНЫМ ПРИМЕНЕНИЕМ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
FOAMING COMPOSITION WITH COMBINED USE OF SURFACTANTS FOR INCREASING OIL RECOVERY

Область техники
Настоящее изобретение относится к пенообразующей композиции поверхностно-активных веществ и к способу применения указанной композиции в способе повышения нефтеотдачи с использованием пены. Конкретнее, пенообразующая композиция с совместным применением поверхностно-активных веществ содержит неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество. Предпочтительно, неионное поверхностно-активное вещество представляет собой алкоксилат спирта, и анионное поверхностно-активное вещество представляет собой (ди)сульфонат алкилдифенилоксида.
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к композиции и способу для повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта.
2
При извлечении нефти из пластов, после применения первичных способов добычи (то есть применения для добычи сырой нефти только исходного давления в пласте) следует применение вторичного способа нефтедобычи, заводнения, с помощью которого извлекают только часть начальных запасов нефти, содержащихся в пласте. Кроме того, в данной области техники известно также применение определенных третичных способов повышения нефтеотдачи (ПНО). Указанные третичные способы повышения нефтеотдачи включают закачивание любой соответствующим образом подготовленной композиции текучих сред, например, воды с заданной соленостью, повторного закачивания углеводородных газов, полученных из пласта, закачивания таких газов, как CO, азот, воздух, или в случая термических способов добычи тяжелой нефти, можно применять увеличение энтальпии закачиваемой текучей среды, например, применение пара, и закачивание химических веществ, таких как поверхностно-активные вещества и полимеры, для увеличения результативности любого из указанных способов добычи.
2
2
2
Типичная методика, применявшаяся в течение нескольких десятилетий, включает циклические закачивания чередующихся пачек высоковязких текучих сред, таких как вода, с последующей пачкой газа, такого как CO, см., например, обсуждение в USP 2623596. Кроме того, в USP 3065790 показано, что этот способ можно более экономично применять, когда пачка CO относительно мала. Действительно, как показано в USP 3529668, этот тип методики добычи обычно осуществляют в виде циклов «чередующегося закачивания воды и газа (WAG)». Однако стратегия WAG эффективна только на начальных стадиях закачивания газа. Увеличивается неэффективность вытеснения по объему пласта в результате образования языков из-за разных вязкостей, неоднородности пласта и гравитационного расслоения. Из-за низкой вязкости такие газы, как CO, создают предпочтительно связанный путь и по большей части проходят через зоны пласта с высокой проницаемостью, с неоднородным распределением проницаемости. Гравитационное расслоение происходит, когда газ, по причине низкой плотности, отделяется от фронта воды и предпочтительно проходит в верхнюю часть пласта. В результате этих эффектов значительный объем вытесняемой наверх нефти пропускается.
2
Одно из предлагаемых решений указанной проблемы, связанной с образованием каналов для газа в обход нефти, заключается в закачивании воды, содержащей поверхностно-активное вещество, совместно с закачиванием газа или чередующееся с ним. Описанный способ называют ПНО с пеной. В частности, предлагали поверхностно-активные вещества в качестве средства создания пены или эмульсии в пласте. См., например, USP 4380266; 4860828; и USP 5502538. Задача пены состоит в отклонении потока CO в часть пласта с высокой насыщенностью нефтью.
Поверхностно-активные вещества, применяемые в способах ПНО с пеной, имеют ряд недостатков. Было показано, что адсорбция поверхностно-активных веществ является одной из основных причин потерь поверхностно-активных веществ. Избыточная адсорбция препятствует транспортировке поверхностно-активного вещества в дальнюю зону, и, следовательно, его способности к образованию пены глубоко внутри пласта. Анионные поверхностно-активные вещества сильно адсорбируются на карбонатных горных породах, в то время как неионные поверхностно-активные вещества адсорбируются на песчанике. Кроме того, поверхностно-активное вещество должно быть стабильным в условиях солевого раствора в пласте и не должно образовывать отдельную мицеллярную фазу, которая может ограничивать транспортировку поверхностно-активного вещества в пласт.
2
2
2
2
Многие поверхностно-активные вещества согласно известному уровню техники, например, поверхностно-активные вещества на основе сульфонатов альфа-олефинов, широко известные как «хорошие пенообразователи», как известно, имеют многочисленные недостатки, связанные со стабильностью, например, недостатки с растворимостью в некоторых растворах солей, а также связаны с нестабильностью стабилизированной поверхностно-активным веществом пены в присутствии нефти, особенно при повышенных температурах. Конкретнее, для способа закачивания CO было показано, что наиболее эффективный способ транспортировки и применения способа ПНО с пеной осуществляется, если поверхностно-активные вещества разделяют и транспортируют вместе с фазой CO. Хотя некоторые традиционные поверхностно-активные вещества, такие как сульфонаты альфа-олефинов, меньше адсорбируются на песчанике и могут образовывать пены в условиях определенных пластов, их нельзя транспортировать вместе с CO. Неионные поверхностно-активные вещества можно транспортировать вместе с фазой CO, но они обладают избыточной адсорбцией на песчаниках, что оказывает отрицательное воздействие на возможность осуществления способов ПНО с пеной.
2
Сохраняется потребность в подходящей пенообразующей композиции, особенно для песчаниковых пластов, содержащей пенообразующие агенты, обеспечивающие возможность эффективного повышения нефтеотдачи. В частности, существует потребность в подходящей пенообразующей композиции, содержащей пенообразующие агенты, обладающие пониженной склонностью к адсорбции в пластах горных пород, с возможностью транспортировки активных пенообразующих компонентов вместе с CO, обладающие улучшенной стойкостью к воздействию раствора соли и повышенной температуры, и улучшенной стабильностью в присутствии сырой нефти.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение представляет собой пенообразующую композицию и способ применения указанной композиции в способе повышения нефтеотдачи, причем указанная композиция содержит неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество (i), причем указанное неионное поверхностно-активное вещество представляет собой один или более алкоксилатов спирта формулы:
1
2
3
4
x
2
4
y
RO–(CRRRRO)(CHO)-H
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
3
4
где R выбран из группы, состоящей из линейной алкильной, разветвленной алкильной, циклической алкильной и алкарильной групп, содержащих от 1 до 30 атомов углерода; R, R, R и R независимо выбраны из группы, состоящей из H, разветвленной алкильной, линейной алкильной, циклической алкильной или алкарильной групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода, при условии, что выполняется одно или более из следующих условий: R, R, R и R все одновременно не могут представлять собой H, сумма атомов углерода в R+ R+ R+ R меньше или равна примерно 8; x равен от 1 до 20 включительно, причем сумма атомов углерода в R+ R+ R+ R равна 1, или x представляет собой целое число от 1 до 2 включительно, причем сумма атомов углерода в R+ R+ R+ R составляет от 2 до 8; и y представляет собой целое число от 0 до 99, и (ii) причем указанное анионное поверхностно-активное вещество представляет собой одно или более соединений (ди)сульфоната алкилдифенилоксида формулы:
5
3
20
где R представляет собой C – C алкильный радикал и X представляет собой H, щелочной металл, щелочноземельный металл или аммоний.
2
Один из вариантов реализации настоящего изобретения представляет собой способ добычи нефти из пласта, через который проходит по меньшей мере одна нагнетательная скважина и одна эксплуатационная скважина, включающий (a) выбор пенообразующей композиции, содержащей неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество, как описано выше; (b) создание стабильной пены из CO и воды в пласте при помощи пенообразующей композиции поверхностно-активных веществ; (c) снижение вязкости нефти в пласте; и (d) добычу нефти со сниженной вязкостью из пласта.
2
2
2
В одном из вариантов реализации вышеописанного способа создание стабильной пены включает закачивание поверхностно-активного вещества совместно с по меньшей мере одним из потоков CO и воды в пласт через нагнетательную скважину, предпочтительно, указанное закачивание пенообразующей композиции включает закачивание неионного поверхностно-активного вещества совместно с CO в пласт и анионного поверхностно-активного вещества совместно с водой в пласт, или указанное закачивание пенообразующей композиции включает закачивание неионного поверхностно-активного вещества и анионного поверхностно-активного вещества совместно с водой в пласт, или указанное закачивание пенообразующей композиции включает закачивание неионного поверхностно-активного вещества совместно как с CO, так и с водой в пласт, и закачивание анионного поверхностно-активные вещества совместно с водой в пласт.
В другом варианте реализации вышеописанного способа пенообразующая композиция дополнительно содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из ингибитора коррозии, ингибитора отложений и смеси указанных добавок.
8
17
3
6
5
2
4
9
8
17
3
6
5
2
4
11
8
17
3
6
5
2
4
14
8
17
3
6
9
2
4
9
6
13
3
6
5
2
4
11
6
13
3
6
5
2
4
13
9
19
3
6
4
2
4
8
В одном из вариантов реализации вышеописанных композиции и/или способа алкоксилат спирта выбран из группы, включающей: (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, и смесей указанных соединений.
В одном из вариантов реализации вышеописанных композиции и/или способа (ди)сульфонат алкилдифенилоксида выбран из группы, включающей: натриевую соль бутилдифенилоксиддисульфоновой кислоты; натриевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль гексадецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, калиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, и смесей указанных соединений.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 иллюстрирует профиль выходной кривой адсорбции для Примера 1.
Фиг. 2 иллюстрирует профиль выходной кривой адсорбции для Сравнительного примера A.
Подробное описание предпочтительных вариантов реализации изобретения
Настоящее изобретение относится к пенообразующей композиции для применения для повышения нефтеотдачи, и способу применения указанной пенообразующей композиции для добычи нефти. Композиция согласно настоящему изобретению содержит неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество, причем указанная пенообразующая композиция способствует образованию стабильной пены, образованной из газа и воды. Пенообразующие композиции согласно настоящему изобретению демонстрируют пониженную склонность к адсорбции в пластах горных пород, особенно пластах песчаника, улучшенную стойкость к воздействию раствора соли и повышенной температуры, и улучшенную стабильность в присутствии нефти.
2
2
3
2
Для способа согласно настоящему изобретению подходит любой газ, включая диоксид углерода (CO), азот (N), метан (CH), дымовой газ и подобные газы, или смеси углеводородов, такие как метан с любым из следующих: этан, пропан или бутан, дымовой газ и подобные газы. Предпочтительным газом является CO.
Выбор воды для применения в способе согласно настоящему изобретению обычно включает попутно добываемую воду, например, из пласта, но источник может быть и другим, в зависимости от требований обрабатываемого пласта, экономичности и совместимости композиции после разбавления, например, пресная вода, вода из водоносного горизонта или раствор соли из пласта, добытый из скважины. Настоящее изобретение будет особенно применимо для растворов соли с общим содержанием растворенных твердых веществ (ОСРТВ) от 0 до 18 массовых процентов, предпочтительно, от 0 до 15 и более предпочтительно, от 0 до 12 массовых процентов.
2
2
2
2
2
2
Для различных вариантов реализации способа согласно настоящему изобретению неионное поверхностно-активное вещество, которое можно применять для создания стабильной пены, обладает растворимостью в CO и легко может быть закачано в скважину с водой, с CO, или одновременно с водой и с CO. Неионное поверхностно-активное вещество может характеризоваться CO-фильностью. Было обнаружено, что в основе «CO-фильности» лежат определяющие факторы гидрофобно-гидрофобных взаимодействий хвостов поверхностно-активных веществ, а также гидрофобно-углекислотные взаимодействия хвостов поверхностно-активных веществ в диоксиде углерода. Следовательно, CO-относится к величине, которую можно определить и приписать соединению, например, поверхностно-активному веществу, и которая показывает, насколько хорошо указанное соединение сольватируется в фазе диоксида углерода.
2
CO-фильность поверхностно-активного вещества, в настоящем описании, определяют как взятую с обратным знаком разность первого химического потенциала гидрофобного конца поверхностно-активного вещества в диоксиде углерода (μCT) и второго химического потенциала гидрофобного конца поверхностно-активного вещества в жидкой форме (μTT), как показано ниже
2
CO-фильность = -(μCT-μTT)
Химический потенциал вещества в растворителе или смеси растворителей определяет стабильность этого вещества в указанном растворителе или смеси растворителей, и является мерой изменения количества свободной энтальпии (или энергии) системы при добавлении или удалении определенного числа молекул указанного соединения, при этом число других молекул, а также температура и давление, остаются неизменными. Так, первый химический потенциал (μCT) описывает взаимодействие гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества с диоксидом углерода, и второй химический потенциал (μTT) описывает взаимодействие гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества с другим гидрофобным хвостом поверхностно-активного вещества в жидкой форме поверхностно-активного вещества.
Для различных вариантов реализации, модели, разработанные как часть настоящего изобретения, применяют для расчетов химических потенциалов μCT и μTT. В различных вариантах реализации настоящего изобретения можно применять различные комплексы программного обеспечения, такие как COSMOtherm (COSMOlogic, GmbH&CoKG), для реализации моделей согласно настоящему изобретению, причем полученные результаты можно параллельно применять для определения химических потенциалов.
2
Например, для определения второго химического потенциала гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества по отношению к самому себе, была создана первая модель для представления структуры гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества. Затем была создана вторая модель, получающая структуру гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества из первой модели и повторяющая указанную структуру из первой модели снова и снова, до получения непрерывной структуры. Из полученной структуры создают структуру «жидкости» поверхностно-активного вещества во второй модели. Затем создают третью модель, в которой берут структуру гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества и вставляют ее в «жидкость» или непрерывную структуру из второй модели, при этом количество энергии, необходимое для того, чтобы затем удалить структуру гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества (первая модель) из жидкости (вторая модель) представляет второй химический потенциал (μTT) гидрофобного хвоста поверхностно-активного вещества по отношению к самому себе. Для подробного обсуждения CO-фильности и ее расчета см. USP 8973668, содержание которого полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
2
2
2
2
2
Согласно представленному обсуждению, варианты реализации настоящего изобретения могут включать неионные поверхностно-активные вещества с нижним пределом CO-фильности по меньшей мере 1,5. В дополнительном варианте реализации настоящее изобретение может включать неионные поверхностно-активные вещества с нижним пределом CO-фильности по меньшей мере 1,6. В другом варианте реализации настоящее изобретение может включать неионные поверхностно-активные вещества с нижним пределом CO-фильности по меньшей мере 1,7. В некоторых вариантах реализации CO-фильность неионных поверхностно-активных веществ может иметь верхний предел не более примерно 5,0. В дополнительном варианте реализации настоящее изобретение может включать неионные поверхностно-активные вещества с верхним пределом CO-фильности не более 4,5.
Пенообразующая композиция, применяемая в настоящем изобретении, содержит неионное поверхностно-активное вещество, например, алкоксилат спирта, такой как соединения, описанные в USP 8973668. Подходящие алкоксилаты спиртов имеют следующую формулу:
1
2
3
4
x
2
4
y
RO–(CRRRRO)(CHO)-H
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
3
4
где R выбран из группы, состоящей из линейной алкильной, разветвленной алкильной, циклической алкильной и алкарильной групп, содержащих от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 3 до 16 атомов углерода; R, R, R и R независимо выбраны из группы, состоящей из H, разветвленной алкильной, линейной алкильной, циклической алкильной или алкарильной групп, содержащих от 1 до 6 атомов углерода; при условии, что выполняется одно или более из следующих условий: R, R, R и R все одновременно не могут представлять собой H, сумма атомов углерода в R+ R+ R+ R меньше или равна примерно 8;
1
2
3
4
1
2
3
4
x равен от 1 до 20 включительно, причем сумма атомов углерода в R+ R+ R+ R равна 1; (например, группа алкиленоксида представляет собой пропиленоксид); x представляет собой целое число от 1 до 5 включительно, причем сумма атомов углерода в R+ R+ R+ R составляет от 2 до 8 (например, группа алкиленоксида представляет собой бутиленоксид или изобутиленоксид); и
y представляет собой целое число от 0 до 99 включительно.
8
17
3
6
5
2
4
9
8
17
3
6
5
2
4
11
8
17
3
6
5
2
4
14
8
17
3
6
9
2
4
9
6
13
3
6
5
2
4
11
6
13
3
6
5
2
4
13
9
19
3
6
4
2
4
8
2
2
В различных вариантах реализации конкретные примеры алкоксилатов спиртов согласно настоящему изобретению могут быть выбраны из группы, включающей, без ограничения, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, (CHO)-(CHO)-(CHO)-H, и смеси указанных соединений. В указанных конкретных примерах группа R, согласно настоящему описанию, может представлять собой одну из линейных или разветвленных алкильных групп, возможных для данной формулы. В различных вариантах реализации каждый из указанных конкретных примеров неионных поверхностно-активных веществ алкоксилатов спиртов включает группы этиленоксида (ЭО) и пропиленокисда (ПО), согласно настоящему описанию, причем CO-фильность составляет от примерно 1,5 до примерно 5,0, от примерно 1,6 до примерно 4,5, или от примерно 1,7 до примерно 4,0, причем CO-фильность в указанном диапазоне подходит для содействия созданию стабильной пены из диоксида углерода и воды.
2
2
2
2
Неионное поверхностно-активное вещество вводят в воду и/или в CO, например, в устьевом оборудовании скважины, причем количество неионного поверхностно-активного вещества в воде и/или CO, закачиваемых в скважину, составляет от 0,0001 до 2 массовых процентов. Предпочтительно, количество неионного поверхностно-активного вещества в воде и/или CO, закачиваемых в скважину, равно или больше 0,0001 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,001 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,01 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,05 массового процента, и еще более предпочтительно, равно или больше 0,08 массового процента. В общем случае, количество неионного поверхностно-активного вещества в воде и/или CO, закачиваемых в скважину, равно или меньше 0,3 массового процента, предпочтительно, равно или меньше 0,2 массового процента.
Пенообразующая композиция, применяемая согласно настоящему изобретению, также содержит одно или более анионных поверхностно-активных веществ, предпочтительно, соединение алкиларилсульфоната, содержащееся в эффективном количестве для увеличения стойкости композиции поверхностно-активных веществ к воздействию раствора соли и/или повышенной температуры. Подходящие соединения алкиларилсульфонатов получают на основе моно- и дисульфонатов алкилированного дифенилоксида (моно- и дисульфонаты в настоящем описании называют (ди)сульфонатами). Предпочтительными (ди)сульфонатами алкилдифенилоксидов могут являться моноалкилированный дисульфонированный дифенилоксид, диалкилированный дисульфонированный дифенилоксид, моноалкилированный моносульфонированный дифенилоксид, диалкилированные моносульфонированные дифенилоксиды или смеси указанных соединений. Предпочтительные (ди)сульфонаты алкилдифенилоксидов включают одну или более из следующих формул:
5
5
3
20
6
16
6
10
6
10
16
6
где R представляет собой C – C алкильный радикал, предпочтительно, пропил, бутил, октил, нонил, децил или додецил, предпочтительно, C–C, более предпочтительно, C–C алкильный радикал, и X представляет собой H, щелочной металл, щелочноземельный металл или аммоний, предпочтительно, одновалентный или двухвалентный катион, предпочтительно, ион натрия, ион калия, ион лития, ли ион аммония, включая аммоний, метиламмоний, этиламмоний, диметиламмоний, метилэтиламмоний, триметиламмоний, диметилбутиламмоний, гидроксиэтиламмоний и метилгидроксиэтиламмоний. Предпочтительными соединениями алкиларилдисульфонатов являются соединения, в которых R представляет собой C, C или C алкильную группу, причем C алкильная группа является более предпочтительной. Кроме того, X предпочтительно представляет собой натрий.
TM
Предпочтительные алкиларилдисульфонаты включают натриевую соль бутилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, натриевую соль гексадецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, калиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль гексилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль децилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, аммониевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты, литиевую соль додецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты и смеси указанных соединений. Также в пенообразующей композиции можно применять более одного соединения алкиларилдисульфонатов. предпочтительные смеси включают некоторые коммерческие растворы, доступные от The Dow Chemical Company под торговыми марками DOWFAX, т.е. DOWFAX 3B2, DOWFAX 8390, DOWFAX C6L, DOWFAX C10L, DOWFAX 2A1.
Подходящие алкиларилдисульфонаты согласно настоящему изобретению можно получить при помощи известных в данной области техники способов. Например, указанным способам уделено внимание в USP 4860828 на имя Oswald et al., содержание которого полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
Анионное поверхностно-активное вещество добавляют в воду/разбавляют водой, например, в устьевом оборудовании скважины, таким образом, что количество анионного поверхностно-активного вещества в закачиваемой в скважину воде составляет от 0,0001 до 2 массовых процентов. Предпочтительно, количество анионного поверхностно-активного вещества в воде, закачиваемой в скважину, равно или больше 0,0001 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,001 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,01 массового процента, более предпочтительно, равно или больше 0,05 массового процента, и еще более предпочтительно, равно или больше 0,08 массового процента. В общем случае, количество анионного поверхностно-активного вещества в воде, закачиваемой в скважину, равно или меньше 0,3 массового процента, предпочтительно, равно или меньше 0,2 массового процента.
В некоторых вариантах реализации пенообразующая композиция согласно настоящему изобретению может содержать другие добавки. Например, композиция может дополнительно содержать ингибиторы коррозии, ингибиторы отложений, смеси указанных добавок, а также другие добавки. В некоторых вариантах реализации общее количество добавок, вводимых в композиции согласно настоящему изобретению, составляет не более примерно 5 массовых процентов.
Варианты реализации настоящего изобретения могут также включать способ добычи нефти из пласта, через который проходит по меньшей мере одна нагнетательная скважина и одна эксплуатационная скважина, содержащая воду и нефть. Вариант реализации способа согласно настоящему изобретению может быть назван способом закачивания газа, как обсуждается в настоящем описании. Поскольку способы закачивания газа обычно представляют собой третичные способы повышения нефтеотдачи, осуществляемые после заводнения, углеводороды, оставшиеся в пласте, имеют тенденцию находиться в труднодоступных областях. Кроме того, большая часть пласта заполнена водой в результате заводнения. Таким образом, варианты реализации настоящего изобретения включают выбор пенообразующей композиции согласно настоящему изобретению, содержащей неионное поверхностно-активное вещество и анионное поверхностно-активное вещество, и закачивание указанной пенообразующей композиции совместно с диоксидом углерода и водой в пласт посредством нагнетательной скважины, для создания в пласте стабильной пены, образованной из диоксида углерода и воды, как обсуждалось в настоящем описании.
2
В некоторых вариантах реализации анионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт вместе с водой, и неионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт вместе с CO, причем указанный пласт содержит воду.
В некоторых вариантах реализации анионное поверхностно-активное вещество и неионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт вместе с водой, а затем в пласт можно закачивать диоксид углерода.
В некоторых вариантах реализации анионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт вместе с водой, и неионное поверхностно-активное вещество закачивают в пласт одновременно с водой и с диоксидом углерода, причем неионное поверхностно-активное вещество может быть включено одновременно в диоксид углерода и в воду.
Задачей созданной пены является ингибирование вытекания диоксида углерода в ту часть пласта, которая содержит только остатки нефти. Другими словами, пена может блокировать поток диоксида углерода в часть пласта, из которой нефть была добыта в результате осуществленных ранее способов добычи. Таким образом, пена вынуждает диоксид углерода вытеснять извлекаемые углеводороды из менее обедненных частей пласта в направлении эксплуатационной скважины.
2
2
Существует несколько путей создания пены. Например, пену можно получать перед закачиванием в пласт путем перемешивания воды и пенообразующей композиции, и закачивать полученную пену в пласт. Как вариант, пенообразующую композицию можно вводить в месторождение вместе с водой и CO, и создавать пену «in situ». Когда CO попадает в воду в пласте и пенообразующую композицию, силы сдвига могут создавать пену в пласте. Другие способы создания пены в пласте описаны в USP 4380266, содержание которого полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
Как обсуждалось в настоящем описании, способ закачивания газа применяют после способа закачивания воды, поэтому пласт уже содержит воду на момент начала осуществления способов согласно настоящему изобретению. Поэтому анионное поверхностно-активное вещество и неионное поверхностно-активное вещество могут мигрировать к поверхности раздела диоксида углерода и воды с образованием пены, при закачивании в пласт диоксида углерода отдельно или в сочетании с неионным поверхностно-активным веществом.
Согласно настоящему описанию, способ согласно настоящему изобретению включает обеспечение возможности растворения диоксида углерода, содержащегося в стабильной пене, в нефти, содержащейся в пласте, для обеспечения пониженной вязкости нефти, и выкачивание нефти с пониженной вязкостью из пласта.
В одном из вариантов реализации способа согласно настоящему изобретению с использованием пенообразующей композиции согласно настоящему изобретению для повышения нефтеотдачи, анионное поверхностно-активное вещество и неионное поверхностно-активное вещество можно вводить в водный разбавитель, подаваемый в скважину.
2
В другом варианте реализации способа согласно настоящему изобретению с использованием пенообразующей композиции согласно настоящему изобретению для повышения нефтеотдачи, анионное поверхностно-активное вещество можно вводить в водный разбавитель, подаваемый в скважину, и неионное поверхностно-активное вещество можно вводить в CO.
Кроме того, хотя состав нефтеносного пласта не является критически важным для настоящего изобретения, оно находит особенное применение в песчаниковых пластах.
2
В одном из вариантов реализации пенообразующую композицию согласно настоящему изобретению можно применять в способе чередующегося закачивания воды и газа (WAG) для извлечения нефти из пласта посредством чередующегося закачивания воды/газа в указанный пласт, включающем следующие стадии: по меньшей мере периодического закачивания в пласт CO, воды и указанной пенообразующей композиции, и осуществления контакта углеводородов в пласте с пеной и газом, для содействия добыче углеводородов из пласта.
В одном из вариантов реализации пенообразующую композицию закачивают в эксплуатационную скважину в течение желаемого времени, с целью создания стойкой к нефти пены вблизи эксплуатационной зоны, для снижения потока газа в эксплуатационную скважину при переключении эксплуатационной скважины обратно в рабочий режим.
Примеры
Следующие примеры приведены с целью иллюстрации, а не для ограничения объема настоящего изобретения. Если не указано иное, все части и проценты указаны по массе. Массовый процент представляет собой процентное содержание одного из компонентов в общей смеси, выраженное по массе. Массовый процент можно определить путем деления массы одного из компонентов на общую массу смеси, и умножения полученного результата на 100. Если не указано иное, все применяемые приборы и химические реактивы являются коммерчески доступными.
Эксперименты по динамической адсорбции для оценки адсорбционного поведения составов поверхностно-активных веществ проводили на установке для затопления кернов Chandler Formation Response Tester (FRT 6100). Применяли керны песчаника из Верии длиной 6 дюймов (15,24 см) и диаметром 1,5 дюйма (3,81 см). Керны удерживали внутри каучукового рукава, который вставляли в кернодержатель Хасслера. Снаружи рукава прикладывали всестороннее давление, превышающее на 500 psi (3,45 МПа) давление в линии керна, для фиксации кернов на месте. Для приложения всестороннего давления применяли гидравлический вспомогательный насос (Haskel MS-71). В качестве гидравлической жидкости применяли светлое минеральное масло Chandler. Эксперименты проводили при температуре керна 52°С. Регулятор противодавления устанавливали на 1750 psi (12,07 МПа). Расход составлял 0,62 мл/мин.
Профиль элюирования через систему неадсорбирующейся метки определяли при помощи синтетического раствора соли, содержащего 1 процент 1-процентного раствора LiCl. LiCl служил в эксперименте неадсорбирующейся меткой. Концентрацию иона Li детектировали в выходящей жидкости при помощи ионной хроматографии, получая профиль элюирования неадсорбирующейся метки в породе пласта. Постепенно вводили инъекции составов в концентрациях, указанных в таблице 1. Концентрацию неионного поверхностно-активного вещества в выходящей жидкости определяли при помощи жидкостной хроматографии, и получали профиль элюирования поверхностно-активного вещества. Площадь между двумя полученными кривыми увеличивалась по мере увеличения количества поверхностно-активного вещества, удерживаемого в керне в ходе эксперимента по затоплению керна, и служила мерой общего количества адсорбированного поверхностно-активного вещества. На фиг. 1 и фиг. 2 показано, что адсорбция неионного поверхностно-активного вещества на песчанике заметно снижается при применении в сочетании с анионным поверхностно-активным веществом.
2
2
Эксперименты по затоплению керна также проводили для определения коэффициента снижения подвижности (КСП), определяемого как отношение подвижности CO в отсутствии поверхностно-активного вещества к подвижности CO в присутствии поверхностно-активного вещества по следующей формуле:
где Q представляет собой объемный расход, L представляет собой длину керна, A представляет собой площадь поперечного сечения керна и ΔР представляет собой падение давления вдоль керна.
При идентичных условиях расхода можно оценить коэффициент снижения подвижности (КСП) как отношение
то есть, отношение падения давления в присутствии поверхностно-активного вещества к падению давления в отсутствии поверхностно-активного вещества, при идентичных условиях расхода. То есть, увеличение прочности пены означает увеличенную стойкость (более высокое значение ΔР) к потоку газа, что приводит к увеличению КСП.
2
2
2
Эксперименты по затоплению керна проводили на установке для затопления кернов (FRT 6100) производства Chandler Engineering. Все эксперименты по затоплению кернов проводили в режиме совместного инъецирования. Расход раствора соли в приборе контролировали при помощи жидкостного насоса серии QUIZIX QX. CO перекачивали при помощи двухцилиндрового насоса серии QUIZIX Q5000. Для измерения падения давления вдоль керна применяли дифференциальные датчики давления. Давление на выходе из ячейки контролировали при помощи регулятора противодавления. Применяемый регулятор противодавления представлял собой регулятор купольного типа, обеспечивающий более точное управление потоком жидкости, особенно при протекании двух фаз. Для эксперимента применяли керны песчаника из Верии длиной 6 дюймов и диаметром 1,5 дюйма. Керны удерживали внутри каучукового рукава, который вставляли в кернодержатель Хасслера. Снаружи рукава прикладывали всестороннее давление, превышающее на 500 psi давление в линии керна, для фиксации кернов на месте. Для приложения всестороннего давления применяли гидравлический вспомогательный насос (Haskel MS-71). В качестве гидравлической жидкости применяли светлое минеральное масло Chandler. Эксперименты проводили при температуре керна 52°С. Регулятор противодавления устанавливали на 1750 psi. Общий расход (раствор соли, поверхностно-активное вещество и CO) составлял 0,62 мл/мин, и CO составлял 85% от общего потока.
Температура помутнения представляет собой температуру, при которой ранее прозрачное однофазное вещество мутнеет из-за появления второй фазы. Помутнение снижает коэффициент пропускания света через образец. Все измерения помутнения проводили согласно ASTM D 2024. Коэффициент пропускания измеряли при помощи системы Mettler FP900 Cloud Point System; калибровку проводили по бензофенону. Готовили образцы с 1 масс.% поверхностно-активного вещества в воде. В системе Cloud Point System постепенно повышали температуру со скоростью 3°С/мин, начиная с 10°С. Полученные результаты температуры помутнения приведены в таблице 1.
Составы примеров и сравнительных примеров, значения общей адсорбции, коэффициентов снижения подвижности и температур помутнения приведены в таблице 1.
В таблице ниже:
«LiCl» представляет собой 1 масс.% раствор хлорида лития, неадсорбирующаяся метка;
8
17
3
6
5
2
4
14
«Неионное» представляет собой неионное поверхностно-активное вещество формулы: (CHO)-(CHO)-(CHO)-H;
«Анионное» представляет собой анионное поверхностно-активное вещество натриевая соль гексадецилдифенилоксиддисульфоновой кислоты;
9
19
3
6
2
2
4
10
«Нонил-1» представляет собой неионное поверхностно-активное вещество формулы: линейный (CHO)-(CHO)-(CHO)-H;
6
13
3
6
2
2
4
10
«Гексил» представляет собой неионное поверхностно-активное вещество формулы: (CHO)-(CHO)-(CHO)-H;
9
15
3
6
2
2
4
10
«Нонил-2» представляет собой неионное поверхностно-активное вещество формулы: разветвленный (CHO)-(CHO)-(CHO)-H; и
«ДСН» представляет собой додецилсульфат натрия.
Таблица 1
LiCl, масс.%
Неионное, м.д.
Анионное, м.д.
Адсорбция, мг/гм-породы
КСП
Температура помутнения, °C
Ср. Пр. B
1
1400
1,54
30,5
78,8
Пр. 1
1
1400
2500
0,48
63,8
>100
Профили выходной кривой для Примера 1 и Сравнительных примеров показаны на фиг. 1 и фиг. 2 соответственно.
TM
Зависимость адсорбции от температуры определяли для 2% раствора хлорида натрия на диоксиде кремния. Для каждого испытания готовили колонку SEP-PAK Plus Column (Waters Corporation – WAT020520), пропуская через колонку воду или раствор соли до насыщения слоя диоксида кремния. Затем к колонке присоединяли шприц на 100 мл для загрузки раствора поверхностно-активного вещества. Шприц помещали шприцевой насос и прокачивали через колонку раствор поверхностно-активного вещества с типичной скоростью 3 мл/мин. Таймер запускали, когда жидкость начинала выходить из колонки. Собирали образцы в отмеченные интервалы времени и анализировали при помощи ВЭЖХ. Данные ВЭЖХ регистрировали при помощи прибора Agilent 1200 Series LC с детектором ELSD (испарительный детектор светорассеяния). Для анализа применяли колонки ZORBAX SB-C3 Solvent Saver, 3,0 X 150 мм, 5 мкм, от Agilent Technologies. Подвижная фаза представляла собой сверхчистую ДИ воду, полученную фильтрацией через Millipore (Элюент A) и ацетонитрил марки «для ЖХ» от Fisher Scientific (Элюент B). Комнатная температура составляла 25°С, и отличная от комнатной температура составляла 50°С. Для условий отличной от комнатной температуры шприц обертывали нагревателем для колонки и контролировали температуру при помощи термопары после выхода из колонки шприца. Полученные результаты зависимости адсорбции (% адсорбированного неионного компонента) от температуры для 2% раствора хлорида натрия на диоксиде кремния показаны в таблице 2.
Таблица 2
Неионное,м.д.
Анионное,м.д.
Нонил-1,м.д.
Гексил,м.д.
Нонил-2,м.д.
Температура, @ 25°C@ 50°C
Ср. Пр. A
1400
77
86
Пр. 1
1400
2500
37
51
Пр. 2
2500
1400
34
Пр. 3
2500
1400
19
Пр. 4
2500
1400
59
Процент адсорбции на диоксиде кремния для Примера 2 и сравнительного примера C указаны в таблице 3.
Стабильность составов в зависимости от степени солености определяли, готовя образцы в стеклянных флаконах объемом 100 мл и качественно оценивая визуально стабильность составов при различных концентрациях соли. Отмечали появление осадка и мутности как наступление нестабильности, полученные результаты показаны в таблице 3.
Таблица 3
Неионное,м.д.
Анионное,м.д.
ДСН, м.д.
% адсорбции на диоксиде кремния, % NaCl (масс./масс.), внеш. вид2 4 6 8
Ср. Пр. B
1400
2500
50, прозрач-ный
60, прозрач-ный
64,мутный
-осадок
Пр. 2
1400
2500
37, прозрач-ный
39, прозрач-ный
41,прозрач-ный
44,прозрач-ный