Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта



Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта
Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта
Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта
Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта
Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта
Способ удаления битума для улучшения проницаемости пласта
Y10S507/935 -
Y10S507/935 -
Y10S507/929 -
Y10S507/929 -

Владельцы патента RU 2675832:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки. Способ обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости и извлечения нефти, включающий применение ствола скважины, проходящего через пласт органогенного сланца, для обработки по меньшей мере части сланцевого пласта жидкостью для обработки посредством нагнетания жидкости для обработки в часть пласта органогенного сланца, где жидкость для обработки содержит эмульсию растворителя, которая растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта, поверхностно-активное вещество, имеющее значение гидрофильно-липофильного баланса между 10,5 и 18, и разбавитель, и после нагнетания осуществляют извлечение нефти из сланцевого пласта через ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 14 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

Заявление приоритета

[0001] В настоящей заявке заявлен приоритет по предварительной заявке на патент США с серийным номером 61/863,208, поданной 7 августа 2013 года, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0002] Настоящее изобретение относится к добыче углеводородов из продуктивных пластов. В частности, настоящее изобретение относится к обработке продуктивных пластов для улучшения проницаемости пластов.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0003] Углеводороды, такие как нефть и газ, добывают из подземных продуктивных пластов. Пласты содержат множество пор, которые содержат углеводороды. Углеводороды добывают бурением скважины, проходящей через подземный пласт. Углеводороды мигрируют через соединенные поры и трещины в подземном пласте, поступают в ствол скважины, откуда выходят на поверхность. В целом, чем более проницаем пласт, тем легче происходит движение углеводородов через пласт в ствол скважины. Обычные залежи являются относительно проницаемыми, поэтому углеводороды легче выходят в ствол скважины. Однако нетрадиционные залежи, такие как пласты органогенного сланца, являются менее проницаемыми. В частности, пласты органогенного сланца содержат неподвижное органическое вещество, которое может блокировать поток углеводородов между порами и через поры в продуктивном пласте.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0004] Иллюстративные варианты реализации настоящего изобретения относятся к способам обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости. Указанный способ включает обработку части пласта органогенного сланца жидкостью для обработки. Жидкость для обработки переносят в часть сланцевого пласта по стволу скважины, проходящему через пласт. Жидкость для обработки содержит растворитель, который растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта.

[0005] После обработки сланцевого пласта жидкостью для обработки из сланцевого пласта добывают нефть. Способ обработки может представлять собой часть операции по гидроразрыву пласта, операции по повышению нефтеотдачи ПНО (EOR) или ремонтной обработки. В различных вариантах реализации изобретения обработка пласта распространяется на дальнюю призабойную зону скважины сланцевого пласта (например, 100 метров).

[0006] В иллюстративных вариантах реализации изобретения растворитель содержит одно или более из следующих химических веществ: растворитель на основе лимонена, растворитель на основе пинена, циклогексанон, N-метилпирролидинон, ароматическое жидкое вещество, простой диалкиловый эфир, алкилированная жирная кислота, сложный алкиловый эфир жирной кислоты, сложный эфир алкеноевой кислоты и/или 2-метилтетрагидрофуран.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0007] Преимущества различных вариантов реализации настоящего изобретения станут более понятны специалистам в данной области техники при прочтении следующего "Описания иллюстративных вариантов реализации", описанных со ссылкой на чертежи, кратко охарактеризованные ниже.

[0008] На фиг. 1 изображен способ обработки пласта органогенного сланца для повышения проницаемости в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения;

[0009] На фиг. 2 изображена операция по гидроразрыву пласта в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения;

[0010] На фиг. 3 изображен график эффективности различных жидкостей для обработки, состоящих из чистых растворителей, для растворения битума в образцах пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;

[0011] На фиг. 4 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из поверхностно-активных веществ с различными значениями гидрофильно-липофильного баланса, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;

[0012] На фиг. 5 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из растворителя и комбинации двух поверхностно-активных веществ в различных соотношениях указанных двух поверхностно-активных веществ, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;

[0013] На фиг. 6 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различными соотношениями растворителя и поверхностно-активного вещества, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;

[0014] На фиг. 7 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различной минерализацией, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;

[0015] На фиг. 8 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различным содержанием метанола, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения;

[0016] На фиг. 9 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различным содержанием изопропанола, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения; и

[0017] На фиг. 10 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из смесей растворителя и растворителя, после обработки образцов пластов органогенного сланца, в соответствии с различными вариантами реализации настоящего изобретения.

ОПИСАНИЕ ИЛЛЮСТРАТИВНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0018] Определения. В контексте настоящего описания и сопроводительной формулы изобретения следующие термины имеют указанное значение, если из контекста не следует иное:

[0019] "Пласт органогенного сланца" представляет собой пласт, который содержит кероген, битум и нефть. Пористость и проницаемость пластов органогенного сланца зачастую являются низкими, обычно со значениями менее 10 единиц пористости и 1 микродарси, соответственно.

[0020] "Кероген" представляет собой твердый органический материал, нерастворимый в органических растворителях.

[0021] "Битум" представляет собой органическое, неподвижное и тяжелое вязкое вещество, растворимое в органических растворителях.

[0022] "Нефть" представляет собой жидкий углеводород, который является подвижным (без закупорки) при естественной температуре и давлении в пласте.

[0023] Диапазон "от X до Y" включает значения "X" и "Y". Диапазоны, указанные в настоящем документе, следует понимать как включающие граничные значения.

[0024] Иллюстративные варианты реализации настоящего изобретения относится к способам и жидкостям для обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости. На фиг. 1 изображен пример способа 100. На стадии 102 указанного способа пласт органогенного сланца обрабатывают жидкостью для обработки. Жидкость для обработки переносят в часть сланцевого пласта по стволу скважины, проходящему через пласт. Жидкость для обработки содержит растворитель, который растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта. После обработки сланцевого пласта жидкостью для обработки, на стадии 104, из сланцевого пласта добывают нефть. Удаляя битум из пор и поровых каналов в пласте, растворитель обеспечивает увеличение проницаемости пласта и возможность более легкого течения подвижной нефти через пласт. Ниже представлены подробности иллюстративных вариантов реализации изобретения.

[0025] Жидкость для обработки может содержать один или более компонентов в различных концентрациях. Например, в одном из вариантов реализации изобретения жидкость для обработки состоит из чистого растворителя (например, концентрация 100%) или из комбинации двух или более растворителей. В другом варианте реализации изобретения жидкость для обработки состоит из одного или более растворителей и одного или более других компонентов. Концентрация растворителя в жидкости для обработки может варьироваться от 0,01% до 100%.

[0026] Для растворения битума в пласте органогенного сланца могут быть использованы различные типы растворителей. Например, растворитель может представлять собой растворитель на основе терпена. Более конкретно, растворитель на основе терпена представляет собой растворитель на основе лимонена (например, d-лимонена) и/или растворитель на основе пинена (например, терпентина). Многие растворители на терпеновой основе являются биоразлагаемыми. Растворитель также может представлять собой циклогексанон, N-метилпирролидинон, ароматическое жидкое вещество, простой диалкиловый эфир, сложный эфир алкеноевой кислоты, 2-метилтетрагидрофуран, алкилированную жирную кислоту и/или сложный алкиловый эфир жирной кислоты (например, биодизель, метилкаприлат/капринат, метиллаурат, метилмиристат, метиловый эфир масла канолы, метиловый эфир соевого масла, метил и/или пальмитат/олеат). Растворитель может содержать комбинацию двух или более компонентов, перечисленных выше в данном абзаце. В различных вариантах реализации изобретения в качестве растворителя не используют ксилол.

[0027] В соответствии с представленным выше пояснением, жидкость для обработки может содержать один или более других компонентов. Например, жидкость для обработки может содержать разбавитель, такой как вода или газовая пена. Газовая пена может содержать азот, диоксид углерода, метан и/или пропан. Растворитель разбавляют разбавителем.

[0028] В тех вариантах реализации изобретения, в который разбавитель представляет собой воду, для образования эмульсии между водой и растворителем может быть использовано поверхностно-активное вещество. Эмульсию используют для получения стабильной смеси растворителя и воды. Поверхностно-активное вещество может представлять собой неионогенное этоксилированное поверхностно-активное вещество, которое содержит (i) спирт, (ii) октилфенол или нонилфенол, (iii) сложный эфир сорбита и жирной кислоты и/или (iv) жирную кислоту. В альтернативном варианте или дополнительно, поверхностно-активное вещество может представлять собой анионное поверхностно-активное вещество, такое как алкилсульфат, диалкилсульфосукцинат и/или линейный алкилбензолсульфонат. В некоторых вариантах реализации изобретения растворитель эмульгирован в воде (где вода представляет собой непрерывную фазу). В других вариантах реализации изобретения вода эмульгирована в растворителе (где растворитель представляет собой непрерывную фазу).

[0029] Различные варианты реализации способов обработки и жидкостей для обработки, описанные в настоящем документе, имеют применение в операциях по гидроразрыву пласта. На фиг. 2 изображена операция по гидроразрыву пласта в соответствии с одним из вариантов реализации настоящего изобретения. Операцию по гидроразрыву пласта проводят в эксплуатационной скважине 200, которая проходит через пласт 202 органогенного сланца. Операцию разрыва пласта проводят закачиванием жидкости для обработки (жидкого, газообразного или их комбинации) в ствол скважины из наземного резервуара 204 с помощью насоса 206. Жидкость для обработки сообщается с пластом через множество отверстий 208. В других вариантах реализации изобретения жидкость для обработки сообщается с пластом через устройства открывания, представляющие собой муфты с отверстиями, или посредством закачивания в необсаженные интервалы ствола скважины. Жидкость для обработки может быть гидравлически ограничена до определенной части ствола скважины с помощью пакеров (210 и 212). Например, если ствол скважины содержит законченную скважину с пакерами, то некоторые или все отверстия 208 в определенной области могут быть гидравлически изолированы от других частей ствола скважины, так что разрыв проводят только в определенной части сланцевого пласта 202. Для осуществления операции разрыва давление жидкости для обработки повышают с помощью насоса 206. Передача указанного повышенного давления на сланцевый пласт 202 приводит к образованию новых трещин и расширению существующих трещин (в совокупности трещины 214 в пласте).

[0030] Способы обработки и жидкости для обработки, описанные в настоящем документе, могут быть использованы для дополнительного увеличения проницаемости пласта 202 органогенного сланца во время операции по гидроразрыву пласта. В одном из таких вариантов реализации растворитель представляет собой компонент жидкости для обработки (например, жидкости гидроразрыва). В различных вариантах реализации изобретения концентрация растворителя в жидкости для обработки составляет от 0,01% до 5,0%. В одном из вариантов реализации изобретения растворитель эмульгируют в водной жидкости для обработки с помощью поверхностно-активного вещества. Растворитель затекает в трещины 214 пласта и/или в твердую матрицу 202 пласта и растворяет битум в трещинах, поровых каналах и/или порах сланцевого пласта. Затем жидкость для обработки вытекает из пласта 202 в ствол 200 скважины. Вытекающая в ствол 200 скважины жидкость для обработки уносит растворенный битум. Посредством удаления части битума, растворитель в жидкости для обработки обеспечивает увеличение проницаемости сланцевого пласта 202. В качестве дополнения или альтернативы, жидкость для обработки с растворителем может быть использована в качестве жидкости для предварительной обработки пласта. Жидкости для предварительной обработки используют для обработки сланцевого пласта 202 перед проведением основных работ по гидроразрыву и для удаления перфорационных обломков породы из околоскважинного пространства.

[0031] Различные варианты реализации способа обработки и жидкостей для обработки, описанные в настоящем документе, также находят применение в других нефтепромысловых операциях. Например, жидкости для обработки могут быть использованы в составе операции по повышению нефтеотдачи ПНО (EOR). Во время операции ПНО (EOR) жидкость для обработки закачивают через нагнетательную скважину и в пласт органогенного сланца. Жидкость для обработки проходит через сланцевый пласт и выходит в эксплуатационной скважине. Жидкость для обработки вымывает нефть в пласте и облегчает движение нефти через пласт и в эксплуатационную скважину. Компонентом жидкости для обработки (например, жидкости ПНО (EOR)), используемой для добычи нефти, может быть растворитель. В иллюстративных вариантах реализации изобретения концентрация растворителя в жидкости для ПНО (EOR) обработки составляет от 0,01% до 100%. В более конкретном варианте реализации изобретения, для эмульсии типа "растворитель в воде", комбинация поверхностно-активного вещества и растворителя имеет концентрацию от 5% до 10%. В других вариантах реализации изобретения операция ПНО (EOR) может быть проведена только в эксплуатационной скважине. Жидкость для обработки закачивают в эксплуатационную скважину и в сланцевый пласт. Затем, через определенный период времени, необходимый для растворения битума в указанной жидкости, выкачивают жидкость для обработки обратно в эксплуатационную скважину.

[0032] В другом примере жидкости для обработки, описанные в настоящем документе, могут быть использованы в составе ремонтной обработки. Ремонтную обработку, как правило, проводят после продолжительной добычи нефти из пласта органогенного сланца. При движении нефти через пласт и в эксплуатационную скважину, вместе с более легкой нефтью через пласт переносятся твердые вещества и вязкие материалы. В некоторых случаях твердые вещества и вязкие материалы оседают в трещинах и порах пласта. Одним из материалов, оседающих таким образом, является битум. Жидкость для обработки может быть закачана через эксплуатационную скважину и в (i) твердую матрицу в пласте, (ii) трещину в пласте, (iii) трещину в пласте, а затем в твердую матрицу пласта или (iv) их комбинацию. Таким образом, жидкость для обработки растворяет битум, осевший в процессе добычи. При вытекании жидкости для обработки обратно в эксплуатационную скважину, указанная жидкость вымывает растворенный битум. Компонентом жидкости для обработки, используемой для вымывания битума, может быть растворитель. В иллюстративных вариантах реализации изобретения концентрация растворителя в жидкости для ремонтной обработки составляет от 0,01% до 100%. После обработки пласта жидкостью для обработки снова начинают добычу нефти из пласта.

[0033] В некоторых нефтепромысловых применениях, описанных выше, жидкость для обработки закачивают и нагнетают в дальнюю призабойную зону скважины пласта органогенного сланца. Более конкретно, дальняя призабойная зона скважины включает области пласта органогенного сланца, которые по меньшей мере на 100 метров (например, 500 метров или 1000 метров) удалены от эксплуатационной скважины. Посредством обработки дальних призабойных зон пласта жидкостью для обработки происходит растворение битума, расположенного вдали от ствола скважины, и его удаление из пласта. Таким образом, происходит увеличение проницаемости дальних призабойных зон, что обеспечивает более легкую добычу нефти, которая находится вдали от эксплуатационной скважины.

[0034] Жидкости для обработки и способы обработки, описанные в настоящем документе, не ограничены удалением какого-либо конкретного типа битума. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения жидкости для обработки используют для растворения и удаления природного битума в пластах органогенного сланца, например, в операциях по гидроразрыву пласта и операциях ПНО (EOR), описанных выше. В других вариантах реализации изобретения жидкости для обработки могут быть использованы для растворения и удаления битума, осевшего в процессе добычи, например, в ремонтной операции, описанной выше.

[0035] Жидкость для обработки может быть закачана и нагнетена в пласт органогенного сланца при различных температурах. Например, жидкость для обработки может быть нагрета на поверхности до температур более 150°C, а затем закачана в пласт. Высокая температура жидкости для обработки может способствовать растворению и снижению вязкости битума в пласте. В других вариантах реализации изобретения жидкость для обработки не нагревают на поверхности и подают с поверхности в ствол скважины при температурах ниже 150°C. Жидкости для обработки при более низких температурах также могут растворять и удалять битум из пластов органогенного сланца.

[0036] Фиг. 3-10 были получены посредством обработки образцов пластов органогенного сланца различными жидкостями для обработки. Образцы пластов обрабатывали чистыми растворителями, смесями растворителей или эмульсиями растворителей при 80°C до уравновешивания растворения битума. Затем проводили измерение жидкостей для обработки (с растворенным битумом), используя поглощение видимого света при 411 нм, 534 нм и/или 574 нм. В общем, чем больше поглощение жидкости для обработки (с растворенным битумом), тем выше эффективность удаления битума указанной жидкостью из образца. Значения поглощения скорректировали по фону, используя ближайшие области низкого поглощения при 470 нм (для измерений при 411 нм) и 780 нм (для измерений при 534 нм и 574 нм), для учета рассеяния света на каплях эмульсии или суспендированных частицах, обусловливающего более высокие значения поглощения.

[0037] На фиг. 3 изображен график эффективности различных жидкостей для обработки для растворения битума в образцах органогенных пластов. Жидкости для обработки состояли из чистых растворителей. Одно из применений жидкости для обработки, состоящей из чистого растворителя, заключается в использовании в составе операции ремонтной обработки. На фиг. 3 растворители включают (i) простые эфиры средней длины цепи (NACOL 6TM и NACOL 8TM производства компании Sasol, Йоханнесбург, ЮАР), (ii) разные марки d-лимонена (TECHNICAL GRADE D-LIMONENETM (технический d-лимонен) и LIMONENE OSTM (органосульфат лимонена) производства компании Florida Chemical, Inc., Винтер Хавен, штат Флорида), (iii) заменитель ксилола на основе терпена (FC-PROTM производства компании Florida Chemical, Inc.), (iv) низкомолекулярные спирты (метанол, этанол и изопропанол) и (v) ароматический растворитель (AROMATIC 150 NDTM производства компании ExxonMobil, Ирвинг, штат Техас). В качестве положительного контроля использовали дихлорметан, а в качестве отрицательного контроля использовали воду. Как показано на фиг. 3, d-лимоненовые растворители и заменитель ксилола на основе терпена наиболее эффективно удаляют битум из образцов органогенных пластов.

[0038] Фиг. 4-9 были получены посредством обработки образцов пластов различными жидкостями для обработки, состоящими из эмульсий на основе поверхностно-активного вещества. Эмульсии состояли из 5% части поверхностно-активного вещества и растворителя, и 95% водно-спиртовой части по объему. В качестве эмульгированного растворителя использовали TECHNICAL GRADE D-LIMONENETM. Жидкость для обработки с такой концентрацией растворителя может быть использована в составе операции по гидроразрыву пласта, операции ПНО (EOR) и/или ремонтной обработки.

[0039] В жидкостях для обработки, описанных в настоящем документе, могут быть использованы поверхностно-активные вещества с различными значениями гидрофильно-липофильного баланса ГЛБ (HLB). Например, эмульсия типа "растворитель в воде" может иметь значение ГЛБ (HLB) от 10,5 до 18. В более конкретном варианте реализации изобретения эмульсия типа "растворитель в воде" может иметь значение ГЛБ (HLB) от 13,5 до 15,5. ГЛБ (HLB) поверхностно-активного вещества представляет собой меру соотношения гидрофильных фрагментов к гидрофобным фрагментам в поверхностно-активном веществе. ГЛБ (HLB) может быть подобран для данного органического растворителя для обеспечения хорошего эмульгирования указанного растворителя в водной среде. На фиг. 4 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из поверхностно-активных веществ с различными значениями ГЛБ (HLB). Более конкретно, на фигуре показано растворение битума в жидкости для обработки с соотношением полисорбата и d-лимонена 1:2, соответственно. В каждом случае полисорбат представлял собой смесь TWEEN 20TM и TWEEN 85TM. Концентрации TWEEN 20TM и TWEEN 85TM варьировали для получения конкретного значения ГЛБ (HLB). В зависимости от анализируемой длины волны существует два оптимальных значения ГЛБ (HLB)). Такой результат позволяет предположить, что различные компоненты битума по-разному эмульгируются при конкретном значении ГЛБ (HLB). Один оптимум находится при значении ГЛБ (HLB) 14 для компонентов, поглощающих при 534 нм и 574, нм, а другой оптимум находится при значении 15 для компонента, поглощающего при 411 нм.

[0040] Различные поверхностно-активные вещества с одинаковыми значениями ГЛБ (HLB) имеют разную способность эмульгировать одно и то же соединение. На фиг. 5 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из растворителя и комбинации двух поверхностно-активных веществ в различных соотношениях указанных двух поверхностно-активных веществ. Поверхностно-активные вещества включают (i) смесь полисорбатов, полученную со значением ГЛБ (HLB) 13,5, и (ii) TRITON-X100TM, который по своей природе имеет такое же значение ГЛБ (HLB). Высокие значения поглощения при 534 нм и 574 нм в образце 4:1 могут быть обусловлены наложением фона светорассеяния на каплях эмульсии. На фиг. 5 показано, что эффективность может зависеть от состава поверхностно-активного вещества, а не только от его значения ГЛБ (HLB).

[0041] Жидкости для обработки, описанные в настоящем документе, могут иметь различные соотношения растворителя и поверхностно-активного вещества. Например, для полисорбатной эмульсии соотношения растворителя и поверхностно-активного вещества могут составлять от 1:1 до 1:3. На фиг. 6 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различными соотношениями растворителя и поверхностно-активного вещества. Хотя более высокие концентрации растворителя лучше растворяют битум, более высокие концентрации поверхностно-активного вещества лучше эмульгируют растворенный битум. На фиг. 6 показано, что более высокие концентрации поверхностно-активного вещества наилучшим образом эмульгируют битумные компоненты, которые поглощают при 411 нм, тогда как промежуточные соотношения наилучшим образом эмульгируют битумные компоненты, которые поглощают при 534 нм и 574 нм.

[0042] Жидкость для обработки, описанная в настоящем документе, может иметь различные концентрации спирта и уровни минерализации для улучшения стабильности эмульсии. На фиг. 7 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различной минерализацией, уравновешенных в отношении порошкообразного сланца при 80°С. Минерализацию эмульсий варьировали с помощью хлорида калия (KCl). Эмульсия A содержала TRITON X100TM и лимонен в соотношении 3:1, соответственно. Эмульсия B содержала полисорбат, TRITON X100TM и d-лимонен в соотношении 1:2:1, соответственно. Эмульсия C содержала полисорбат и d-лимонен в соотношении 3:1, соответственно. Эмульсии A-C имели содержание поверхностно-активного вещества вместе с лимоненом 5%, а полисорбат представлял собой смесь TWEEN 20TM и TWEEN 85TM со значением ГЛБ (HLB) 14,5. На фиг. 7 столбцы, отмеченные "н.д.", означают невозможность измерения (эмульсия A с концентраций KCl 0,05 М и эмульсия B с концентрацией KCl 0,2 М демонстрировали две отдельные жидкие фазы и не могли быть измерены количественно). На фиг. 7 показано, что повышение минерализации приводит к увеличению эмульгирования битума, но также может вызывать дестабилизацию полученной эмульсии. Поэтому в различных вариантах реализации изобретения содержание соли в жидкости для обработки составляет менее 1%.

[0043] На фиг. 8 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различным содержанием метанола, уравновешенных в отношении порошкообразной породы. Эмульсия A содержала полисорбат и d-лимонен в соотношении 3:1 (c 0,2 М KCl). Эмульсия B содержала TRITON X100TM, полисорбат и d-лимонен в соотношении 4:1:2,5, соответственно. Эмульсия C содержала TRITON X100TM, полисорбат, 1 М раствор диоктилсульфосукцината натрия в изопропаноле и d-лимонен в соотношении 3:1:1:2,5, соответственно. Полисорбат в эмульсии A представлял собой смесь TWEEN 20TM и TWEEN 85TM со значением ГЛБ (HLB) 14,5. Полисорбат в эмульсиях B и C представлял собой смесь TWEEN 80TM и TWEEN 85TM со значением ГЛБ (HLB) 13,5. На фиг. 9 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из эмульсий с различным содержанием изопропанола, уравновешенных в отношении порошкообразной породы. Эмульсия A содержала TRITON X100TM, полисорбат и d-лимонен в соотношении 4:1:2,5, соответственно. Эмульсия B содержала TRITON X100TM, полисорбат, 1 М раствор диоктилсульфосукцината натрия в изопропаноле и d-лимонен в соотношении 3:1:1:2,5, соответственно. В обеих эмульсиях полисорбат представлял собой смесь TWEEN 20TM и TWEEN 85TM со значением ГЛБ (HLB) 13,5. Фиг. 8 и 9 показано, что увеличение содержания спирта (например, метанола или изопропанола) приводит к снижению эмульгирования битума.

[0044] На фиг. 10 изображен график поглощения жидкостей для обработки, состоящих из смесей растворителя и растворителя. Фигура была получена посредством обработки образцов пластов различными жидкостями для обработки, состоящих из смесей растворителя и растворителя. Первая группа смесей содержала ароматический растворитель (AROMATIC 150 NDTM) с концентрациями циклогексана 5%, 10% и 20%. Вторая группа смесей содержала ароматический растворитель (AROMATIC 150 NDTM) с концентрациями лимонена 5%, 10% и 20%. В качестве контрольных образцов использовали концентрации 0% и 100%. На фиг. 10 показано, что концентрация от 5% до 20% циклогексана или лимонена может обеспечивать существенное улучшение характеристик ароматической жидкости.

[0045] Несмотря на то, что выше были подробно описаны некоторые иллюстративные варианты реализации изобретения, специалистам в данной области техники понятно, что возможны многочисленные модификации иллюстративных вариантов реализации без существенного отступления от объема настоящего изобретения. Соответственно, все такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения.

1. Способ обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости и извлечения нефти, включающий:

применение ствола скважины, проходящего через пласт органогенного сланца, для обработки по меньшей мере части сланцевого пласта жидкостью для обработки посредством нагнетания жидкости для обработки в часть пласта органогенного сланца, причем жидкость для обработки содержит эмульсию растворителя, которая растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта, поверхностно-активное вещество, имеющее значение гидрофильно-липофильного баланса ГЛБ (HLB) между 10,5 и 18, и разбавитель,

причем после нагнетания осуществляют извлечение нефти из сланцевого пласта через ствол скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель содержит растворитель на основе терпена.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что растворитель на основе терпена содержит растворитель на основе лимонена.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что растворитель на основе терпена содержит растворитель на основе пинена.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель содержит один из циклогексанона, N-метилпирролидинона, ароматического жидкого вещества, простого диалкилового эфира, алкилированной жирной кислоты, сложного алкилового эфира жирной кислоты, сложного эфира алкеноевой кислоты, 2-метилтетрагидрофурана или их комбинации.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель содержит растворитель на основе лимонена, растворитель на основе пинена, циклогексанон, N-метилпирролидинон, ароматическое жидкое вещество, простой диалкиловый эфир, алкилированную жирную кислоту, сложный алкиловый эфир жирной кислоты, сложный эфир алкеноевой кислоты, 2-метилтетрагидрофуран или их комбинацию.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что разбавитель содержит одно из воды и газовой пены.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворителем обрабатывают часть сланцевого пласта, которая находится между 100 м и 1000 м от ствола скважины, обрабатываемого растворителем.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что битум представляет собой природный битум, находящийся в пласте.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что сланцевый пласт содержит кероген, битум и подвижную нефть.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработка сланцевого пласта жидкостью для обработки включает

применение жидкости для обработки для гидроразрыва части пласта органогенного сланца.

12. Способ по п.1, дополнительно включающий

гидроразрыв части пласта после обработки указанной части пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

13. Способ по п.1, дополнительно включающий

до нагнетания, добычу нефти из части пласта органогенного сланца.

14. Способ по п.1, дополнительно включающий

нагревание жидкости для обработки до температуры 150°C перед нагнетанием жидкости для обработкой части сланцевого пласта.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что растворитель не содержит ксилола.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при разработке инновационных технологий добычи нефти и газа из обводненных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами углеводородов.

Изобретение относится к способам удаления растворенных газов из сырьевого потока испарителя. Способ добычи нефти из нефтяной скважины, в котором осуществляют: извлечение водонефтяной смеси из скважины; разделение водонефтяной смеси с образованием нефтепродукта и добытой воды; направление добытой воды через деаэратор; после направления добытой воды через деаэратор, направление добытой воды в испаритель и образование концентрированного рассола и пара; конденсацию пара с образованием дистиллята; направление дистиллята в парогенератор и производство пара; введение по меньшей мере части пара в нагнетательную скважину; десорбцию растворенного газа из добытой воды выше по потоку от испарителя с помощью направления пара из испарителя через деаэратор; поддержание давления пара в деаэраторе ниже атмосферного давления и перед поступлением добытой воды в деаэратор нагревание добытой воды до температуры выше температуры насыщенного пара в деаэраторе, и устанавливают давление и температуру пара в деаэраторе путем подвергания пара, направляемого из испарителя в деаэратор, падению давления в месте между испарителем и деаэратором.

Группа изобретений относиться к обработке попутно добываемой воды. Технический результат – улучшение качества обработки попутно добываемой воды, возможность повторного использования в системе извлечения тяжелой нефти.

Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу.

Изобретение относится к устройству освоения и эксплуатации нефтегазовых месторождений с помощью шахтно-скважинного газотурбинно-атомного комплекса. Шахтно-скважинный газотурбинно-атомный нефтегазодобывающий комплекс (комбинат) содержит шахтные стволы для вскрытия нефтегазоносной залежи, подземные горно-подготовительные выработки выемочно-добычных скважинных блоков, добычные скважины с проводимыми в продуктивном пласте горизонтальными участками, пробуренные с дневной поверхности или из подземных горно-подготовительных выработок.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

Группа изобретений относится к обработке воды и, в том числе, обработки попутной воды при извлечении нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки воды.

Изобретение относится к области добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.

Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара.

Изобретение относится к пропантам, используемым при гидроразрыве пласта для стимулирования добычи флюидов из подземных пластов. Пропант, предназначенный для использования в операциях гидроразрыва, включает частицу и покрытие, нанесенное на частицу, образованное из водной композиции покрытия, включающей 2-65 мас.

Настоящее изобретение относится к извлечению подземных ресурсов, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ, при использовании гидравлического разрыва пласта. Способ извлечения подземных ресурсов с помощью нагнетания текучей среды, заполняющей рудоподводящий канал, в котором формируют трещины и далее с помощью формирования или роста трещин подземные ресурсы извлекают через трещины, в котором блокирующий гидролиз агент вводят под давлением в текучую среду, чтобы блокировать отклоняющий агент, служащий для временного перекрытия трещин, где блокирующий гидролиз агент представляет собой способную к гидролизу смолу, имеющую температуру стеклования (Tg) более низкую, чем температура окружающей среды извлечения, и способная к гидролизу смола, используемая в качестве блокирующего гидролиз агента, имеет индекс кристаллизации ΔHm не более 70 Дж/г, представленный приведенной расчетной формулой.
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны асфальтосмолопарафиновыми образованиями и мехпримесями.

Настоящее изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземного пласта, используемого при добыче углеводородов из подземной формации. Жидкость для гидроразрыва, содержащая в водной среде ассоциативный полимер и лабильное поверхностно-активное средство - ЛПАВ в количестве, достаточном для снижения или подавления эффекта повышения вязкости, вызванного указанным ассоциативным полимером.

Предложены варианты способа обработки подземной формации. Способ по одному варианту включает в себя: введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе низкой вязкости, в линию потока высокого давления; добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока; нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления в первый разрыв; введение потока с высоким наполнением, содержащего отклоняющий агент, в линию потока высокого давления для объединения с разбавленным потоком для формирования отклоняющей суспензии; подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в первый разрыв для отклонения потока текучей среды во второй разрыв; и нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления во второй разрыв.

Предложен подвижный перекладчик для нефтепромыслового материала, содержащий шасси, имеющее дышло и поддерживающее основание, причём поддерживающее основание содержит первую часть и вторую часть, при этом шасси дополнительно содержит систему подвески задней оси, соединенную по меньшей мере с двумя колесами, для поддерживания с возможностью перемещения указанного шасси.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти, представленных неоднородными по проницаемости коллекторами.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.

Гидроразрыв пласта проводят в необсаженном стволе скважины без изоляции кольцевого пространства. Кольцевое пространство перекрывается телескопическими элементами, размещенными за изолирующими клапанами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов с высоковязкой нефтью и наличием подошвенной воды небольшой толщины.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки. Способ обработки пласта органогенного сланца для увеличения проницаемости и извлечения нефти, включающий применение ствола скважины, проходящего через пласт органогенного сланца, для обработки по меньшей мере части сланцевого пласта жидкостью для обработки посредством нагнетания жидкости для обработки в часть пласта органогенного сланца, где жидкость для обработки содержит эмульсию растворителя, которая растворяет битум в сланцевом пласте и увеличивает проницаемость сланцевого пласта, поверхностно-активное вещество, имеющее значение гидрофильно-липофильного баланса между 10,5 и 18, и разбавитель, и после нагнетания осуществляют извлечение нефти из сланцевого пласта через ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 14 з.п. ф-лы, 10 ил.

Наверх