Извлечение нефти с помощью поверхностно-активных веществ при использовании эфиров сульфоната и спирта и катионных поверхностно-активных веществ
Изобретение относится к способам увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта..Композиция для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, где композиция содержит: эфир сульфоната и спирта, имеющий приведенную формулу, и четвертичную аммониевую соль, имеющую приведенную формулу, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1. Способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, включающий нагнетание указанной выше композиции в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 5 пр., 4 табл., 1 ил.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[0001] Настоящее изобретение в целом относится к композициям и способам для увеличенного извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Более конкретно, композиции представляют собой комбинации поверхностно-активных веществ, содержащие эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0002] Химические добавки, включающие поверхностно-активные вещества, добавляют в скважины в процессах гидравлического разрыва пласта для увеличения извлечения сырой нефти из подземных углеводород-содержащих пластов. Гидравлический разрыв может быть использован для продления периода эксплуатации нефтяной скважины в результате нагнетания больших объемов жидкости для гидравлического разрыва пласта в скважину и закачивание насосом этой жидкости глубоко в скважину под давлением, достаточном для создания или восстановления небольших трещин в породе-коллекторе, из которой может высвобождаться нефть. Поверхностно-активные вещества могут действовать с понижением межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной трещинами в коллекторе, и могут изменять смачиваемость породы-коллектора.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] Обеспечивают композицию для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Композиция содержит эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль. Эфир сульфоната и спирта имеет формулу I:
где:
R1 представляет собой алкил;
R2 представляет собой алкилен;
R3 и R4 представляют собой, каждый независимо, этилен или пропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 означает -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60. Четвертичная аммониевая соль имеет формулу II:
где:
R10 и R11 независимо представляют собой С8-С30 алкил;
R12 и R13 независимо представляют собой низший алкил; и
Х- представляет собой анион. Массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.
[0004] Также обеспечивают способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Способ включает в себя нагнетание описываемой выше композиции в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, с извлечением сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта.
[0005] Обеспечивают еще один способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Способ включает в себя нагнетание эфира сульфоната и спирта и четвертичной аммониевой соли в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пласте, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, с извлечением сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Эфир сульфоната и спирта и четвертичная аммониевая соль являются такими же, как описано выше.
[0006] Другие задачи и признаки отчасти будут очевидны и отчасти будут указаны в дальнейшем в данном документе.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0007] Фигура 1 иллюстрирует результаты испытания на пропитку каплями для капель поверхностно-активных веществ Примеров 1I (капля 1), 1N (капля 2), 1О (капля 3), и воды (капля 4).
[0008] Соответствующие номера позиций указывают на соответствующие части на всем протяжении чертежей.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
[0009] Было обнаружено, что некоторые комбинации поверхностно-активных веществ являются более эффективными в увеличении извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, в особенности после гидравлического разрыва, в сравнении с обычно применяемыми поверхностно-активными веществами, используемыми для этой цели.
[0010] Обеспечивают композицию для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта, где композиция содержит эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль, массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.
[0011] Эфир сульфоната и спирта композиции имеет формулу
где:
R1 представляет собой алкил;
R2 представляет собой алкилен;
R3 и R4 представляют собой, каждый независимо, этилен или пропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 означает -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60.
[0012] Четвертичная аммониевая соль композиции имеет формулу II:
где:
R10 и R11 представляют собой независимо С8-C30 алкил;
R12 и R13 представляют собой независимо низший алкил; и
Х- представляет собой анион.
[0013] Предпочтительно, эфир сульфоната и спирта композиции имеет формулу III
где:
R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен, или R3 представляет собой этилен, и R4 представляет собой изопропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 представляет собой -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М представляет собой независимо Na, K, Ca, Mg, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2;
x и y представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 27, и x+y имеет значение от 5 до 27; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60.
[0014] В случае эфира сульфоната и спирта формулы I или III, предпочтительно, что каждый R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен.
[0015] Для эфира сульфоната и спирта формулы III, R5 может представлять собой гидрокил, и R6 может представлять собой -SO3M. Альтернативно, R5 может представлять собой -SO3M, и R6 может представлять собой гидрокил.
[0016] В случае эфира сульфоната и спирта формулы III, x и y, каждый независимо, может представлять собой целое число от 0 до 15, и x+y может иметь значение от 5 до 15. Предпочтительно, x может иметь значение 7, и y может иметь значение 8 (то есть, спиртовая часть соединения образуется из олеилового спирта).
[0017] В случае эфира сульфоната и спирта формулы I или III, a может иметь значение от 2 до 25, b может иметь значение от 2 до 25, и a+b может составлять от 4 до 50. Альтернативно, a имеет значение от 3 до 20, b имеет значение от 6 до 20, и a+b составляет от 9 до 40. В качестве другой альтернативы, a имеет значение от 5 до 18, b имеет значение от 10 до 12, и a+b составляет от 15 до 30. Предпочтительно, a равно 18, b равно 10, и a+b составляет 28.
[0018] Эфир сульфоната и спирта предпочтительно является водорастворимым, биоразлагаемым, термически стабильным, солеустойчивым и/или изготавливается из возобновляемых источников.
[0019] Поверхностно-активные вещества на основе эфира сульфоната и спирта формулы I или III доступны для приобретения в Oil Chem Technologies of Sugar Land, TX, и могут быть изготовлены известными способами, такими как способы, описываемые в патенте США № 7629299.
[0020] В случае поверхностно-активного вещества на основе четвертичного аммония, R10 и R11 могут представлять собой независимо С8 -С18 алкил. Предпочтительно, R10 и R11 представляют собой, каждый из них, коко-алкил (смесь С12-С18 алкилов).
[0021] В случае поверхностно-активного вещества на основе четвертичного аммония, R12 и R13 могут представлять собой независимо метил или этил.
[0022] X- поверхностно-активного вещества на основе четвертичного аммония может представлять собой любой анион, такой как галогенид, сульфат, нитрат, нитрит, карбонат, или карбоксилат.
[0023] Четвертичная аммониевая соль предпочтительно является диспергируемой в воде, термически стабильной, и/или биоразлагаемой.
[0024] Поверхностно-активные вещества на основе четвертичной аммониевой соли формулы II доступны для приобретения у различных поставщиков, включающих Nalco Champion (Houston, TX), Stepan (Nothfield, IL), и Akzo Nobel Surface Chemistry LLC (Chicago, IL).
[0025] Массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли в композиции может находиться в диапазоне от приблизительно 20:1 до приблизительно 1:1, или от приблизительно 10:1 до приблизительно 1:1. Альтернативно, это массовое соотношение может находиться в диапазоне от приблизительно 20:1 до приблизительно 10:1.
[0026] Композиция может дополнительно содержать носитель, такой как жидкий носитель. Предпочтительно, носитель включает в себя воду, спирт, простой эфир, гликоль, или их комбинацию.
[0027] Композиция может быть предоставлена в форме концентрата для разбавления перед применением, или в разбавленной форме, получаемой в результате введения носителя в композицию.
[0028] Композиция также может включать нефтепромысловые добавки, обычно используемые при гидравлическом разрыве пласта или при вторичном разрыве пласта.
[0029] Предоставляется способ для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Способ включает в себя нагнетание композиции в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом. Композицию используют в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта.
[0030] Количество композиции может быть эффективным в изменении смачиваемости коллектора от гидрофобных условий смачивания (состояния смоченности нефтью) до гидрофильных условий смачивания (состояния смоченности водой), или от условий смачивания смешанного типа до гидрофильных условий смачивания.
[0031] Количество всех поверхностно-активных веществ, включающих эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль, в композиции может находиться в диапазоне от 0,01% масс. до 3% масс. в расчете на общую массу композиции.
[0032] Жидкость для гидравлического разрыва пласта предпочтительно включает в себя нагнетаемый агент-рассол.
[0033] Другой способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта включает в себя нагнетание эфира сульфоната и спирта и четвертичной аммониевой соли в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводород-содержащим пластом. Эфир сульфоната и спирта и четвертичную аммониевую соль используют в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводород-содержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводород-содержащего пласта. Эфир сульфоната и спирта имеет формулу I или III, которая описана в данном документе, и четвертичная аммониевая соль имеет формулу II, которая описана в данном документе.
[0034] Эфир сульфоната и спирта и четвертичная аммониевая соль могут нагнетаться в скважину последовательно. Альтернативно, эфир сульфоната и спирта и четвертичная аммониевая соль могут нагнетаться в скважину одновременно.
[0035] В скважину могут нагнетаться дополнительные добавки, обычно используемые при гидравлическом разрыве пласта или используемые при вторичном разрыве пласта, такие как агент-загуститель, растворитель, щелочь, вспомогательное средство для обратного потока промывочной жидкости, неэмульгирующий агент, агент-понизитель трения, разжижитель геля гидравлического разрыва, сшивающий агент, биоцид, или расклинивающий агент (например, песок). Эти добавки обычно составляют менее 1% объема жидкости для гидравлического разрыва пласта.
[0036] Подземный углеводород-содержащий пласт может включать песчаный коллектор или карбонатный коллектор.
[0037] Стадия нагнетания способов по изобретению может происходить после гидравлического разрыва скважины.
[0038] Стадия нагнетания способов по изобретению может происходить во время гидравлического разрыва скважины.
[0039] Способы по изобретению являются особенно полезными в том случае, когда коллектор имеет сверхнизкую проницаемость, низкую пористость, смачиваемость, характеризующуюся гидрофобными условиями смачивания (состоянием смоченности нефтью), высокую температуру, и/или высокую минерализацию (содержание солей), и/или в том случае, когда имеется высокая концентрация двухвалентных катионов в жидкости для гидравлического разрыва пласта и в попутно добываемой воде.
[0040] Если не указано иное, «алкильная» группа, описываемая в данном документе как таковая или как часть другой группы, представляет собой необязательно замещенную линейную насыщенную одновалентную углеводородную радикальную группу, содержащую от одного до двадцати атомов углерода и предпочтительно от одного до двенадцати атомов углерода, или необязательно замещенную разветвленную насыщенную одновалентную углеводородную радикальную группу, содержащую от трех до двадцати атомов углерода, и предпочтительно от трех до восьми атомов углеродов. Термин «низший алкил» представляет собой необязательно замещенную линейную насыщенную одновалентную углеводородную радикальную группу, содержащую от одного до шести атомов углерода, или необязательно замещенную разветвленную насыщенную одновалентную углеводородную радикальную группу, содержащую от трех до шести атомов углерода. Примеры незамещенных низших алкильных групп включают метил, этил, н-пропил, изо-пропил, н-бутил, изо-бутил, втор-бутил, трет-бутил, н-пентил, изо-пентил, втор-пентил, трет-пентил, и тому подобное.
[0041] Термин «-ен», который используется в качестве суффикса в рамках другой группы, означает двухвалентную радикальную группу, в которой атом водорода удален от каждого из двух концевых углеродов группы, или, если группа является циклической, то от каждого из двух различных атомов углерода в кольце. Например, алкилен означает двухвалентную алкильную группу, такую как этилен (-СН2СН2-) или изопропилен (-СН2(СН3)СН2-). Для ясности, добавление суффикса -ен не предполагает изменение определения основного слова, если не считать обозначение двухвалентной радикальной группы. Таким образом, в продолжение рассмотрения вышеупомянутого примера, алкилен означает необязательно замещенную линейную насыщенную двухвалентную углеводородную радикальную группу.
[0042] При наличии подробно описанного изобретения, будет совершенно ясно, что возможны его модификации и вариации без отступления от объема изобретения, определяемого в прилагаемых пунктах формулы изобретения.
ПРИМЕРЫ
[0043] Следующие неограничивающие примеры предоставлены для дополнительной иллюстрации настоящего изобретения.
Пример 1: Испытание стабильности в водной среде
[0044] В качестве первоначального испытания стабильности, определяют растворимость содержащих поверхностно-активные вещества композиций в рассолах с тем, чтобы снизить возможность повреждения коллектора при последующем проведении испытания месторождения. Такое предварительное отборочное испытание надежно обеспечивает то, что никакое твердое вещество не выпадает в осадок при вступлении композиции в соприкосновение с пластовой жидкостью или с жидкостью для гидравлического разрыва пласта. Содержащие поверхностно-активные вещества композиции приготавливают в результате добавления композиций в пластовый рассол Bakken (общее содержание растворенных твердых веществ (TDS) 27%) с получением водных смесей, имеющих концентрацию всех поверхностно-активных веществ 0,2%. Смеси изучают на предмет стабильности при 90°С и отслеживают выпадение осадка и образование суспензии. Смесь, которая остается визуально прозрачной, рассматривается как имеющая достаточную стабильность в водной среде. Результаты представлены в Таблице 1:
| Пр. | Эфир сульфоната и спирта (AES) Формулы III | Четвертичная Аммониевая Соль (QAS) Формулы II | Массовое Соотношение AES к QAS | Другое поверхностно-активное вещество | Наблюдаемые результаты по стабильности | ||||||
| x | y | R3 | a | R4 | b | M | |||||
| A | 7 | 8 | изопропилен | 4 | этилен | 3 | Na | - | - | Разделенный | |
| B | 7 | 8 | изопропилен | 8 | этилен | 3 | Na | - | - | Разделенный | |
| C | 7 | 8 | изопропилен | 10 | этилен | 3 | Na | - | - | Разделенный | |
| D | 7 | 8 | изопропилен | 12 | этилен | 3 | Na | - | - | Разделенный | |
| E | 7 | 8 | изопропилен | 18 | этилен | 2 | Na | - | - | Разделенный | |
| F | 7 | 8 | Изопропилен | 18 | этилен | 4 | Na | - | - | Разделенный | |
| G | 7 | 8 | Изопропилен | 18 | этилен | 8 | Na | - | - | Прозрачный | |
| H | 7 | 8 | Изопропилен | 18 | этилен | 8 | Na | - | - | Прозрачный | |
| I | 7 | 8 | Изопропилен | 18 | этилен | 10 | Na | - | - | Прозрачный | |
| J | Хлорид лаурилтриметил-аммония | - | Прозрачный | ||||||||
| K | - | Смесь эфирсульфата спирта и этоксилированного спирта | Разделенный | ||||||||
| L | - | Этоксилированный спирт | Прозрачный | ||||||||
| M | - | С12-С18 диметил-амин-оксид | Прозрачный | ||||||||
| N | Хлорид дикокодиметил-аммония | - | - | Разделенный | |||||||
| O | 7 | 8 | изопропилен | 18 | этилен | 10 | Na | Хлорид дикокодиметил-аммония | 20:1 | - | Прозрачный |
| P | 7 | 8 | изопропилен | 18 | этилен | 10 | Na | Хлорид дикокодиметил-аммония | 10:1 | - | Прозрачный |
Пример 2: Испытание на спонтанную пропитку
[0045] Пропиточные камеры погружают в терморегулируемую баню с высокотемпературной регулировкой (90°С). Вырезанные для исследований цилиндрические образцы керна сланцевого месторождения Eagle Ford насыщают нефтью Bakken и хранят в течение 4 дней до достижения гидрофобных условий смачивания (состояния смоченности нефтью). Все образцы керна затем помещают в Стеклянные Пропиточные Камеры с прецизионной точностью градуирования в 0,1 мл. Сначала камеры заполняют некоторым объемом раствора поверхностно-активного вещества, и затем погружают в терморегулируемую баню с установленной в ней температурой 90°С на период времени вплоть до 500 часов (ч) до тех пор, пока нефть не будет более подвергаться вытеснению. Объем выдавленной нефти используют для вычисления дебита по нефти и извлечения нефти в % относительно исходных пластовых запасов нефти до начала добычи (OOIP). Во время процесса спонтанной пропитки, образцы керна имеют все поверхности открытые. В ходе процесса пропитки не вводят ограничивающее избыточное давление. Предполагается, что в образцах керна не присутствует ни газ, ни нефть, поскольку перед пропиткой осуществляется вакуумирование. Таблица 2 показывает извлечение нефти для различных поверхностно-активных веществ, испытываемых в Примере 1.
Таблица 2: Извлечение нефти в зависимости от времени при использовании образцов кернов сланцевого месторождения Eagle Ford и нефти Bakken в случае 0,2% поверхностно-активного(-ых) веществ(-а) в 2% TDS при 90°С
| Время (час) | Извлечение нефти, % | |||||||
| Пр.1Н | Пр.1I | Пр.1J | Пр.1K | Пр.1L | Пр.1M | Пр.1O | Только рассол | |
| 0 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 0 | Не исп. | 0 |
| 65 | 5,21 | 2,41 | 8,22 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 13,89 | Не исп. |
| 89 | 10,42 | 2,41 | 12,33 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 16,21 | Не исп. |
| 113 | 10,42 | 4,81 | 12,33 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 20,84 | Не исп. |
| 137 | 10,42 | 9,63 | 14,39 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 25,47 | Не исп. |
| 233 | 14,32 | 9,63 | 18,50 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 27,78 | Не исп. |
| 241 | 15,63 | 9,63 | 20,56 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 27,78 | Не исп. |
| 257 | 15,63 | 14,44 | 20,56 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 27,78 | Не исп. |
| 281 | 15,63 | 14,44 | 20,56 | 16,99 | 0,51 | 15,12 | 30,10 | 7,61 |
| 385 | 15,63 | 14,44 | 22,61 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 32,42 | Не исп. |
| 437 | 15,63 | 19,25 | 24,67 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 37,05 | Не исп. |
| 457 | 18,23 | 19,25 | 24,67 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 39,36 | Не исп. |
| 481 | 20,83 | 19,25 | 24,67 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 41,68 | Не исп. |
| 628 | 20,83 | 19,25 | 26,72 | Не исп. | Не исп. | Не исп. | 41,68 | Не исп. |
Не исп.=Не испытан
[0046] Хлорид дикокодиметил-аммония (Пр. 1N) не подвергают испытанию на извлечение нефти, поскольку он не совместим с рассолом, что вызывает фазовое разделение (см. Таблицу 1). Пр. 1О, где массовое соотношение в смеси поверхностно-активных веществ: эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли, составляет 20:1, демонстрирует самое высокое извлечение нефти.
Пример 3: Испытание на спонтанную пропитку
[0047] Пропиточные камеры погружают в терморегулируемую баню с высокотемпературной регулировкой (90°С). Вырезанные для исследований цилиндрические образцы керна сланцевого месторождения Eagle Ford насыщают конденсатом Eagle Ford и хранят в течение 20 дней до достижения гидрофобных условий смачивания (состояния смоченности нефтью). Все образцы керна затем помещают в Стеклянные Пропиточные Камеры с прецизионной точностью градуирования в 0,1 мл. Сначала камеры заполняют некоторым объемом раствора поверхностно-активного вещества, и затем погружают в терморегулируемую баню с установленной в ней температурой 90°С или 120°С на период времени вплоть до 500 часов до тех пор, пока нефть не будет более подвергаться вытеснению. Объем выдавленной нефти используют для вычисления дебита по нефти и извлечения нефти в % относительно OOIP. Во время процесса спонтанной пропитки, образцы керна имеют все поверхности открытые. В ходе процесса пропитки не вводят ограничивающее избыточное давление. Предполагается, что в образцах керна не присутствует ни газ, ни нефть, поскольку перед пропиткой осуществляется вакуумирование. Таблица 3 показывает извлечение нефти для различных поверхностно-активных веществ, испытываемых в Примере 1.
Таблица 3: Извлечение нефти в зависимости от времени при использовании образцов кернов сланцевого месторождения Eagle Ford и конденсата Eagle Ford в случае 0,2% поверхностно-активного(-ых) веществ(-а) в 2% TDS при 90°С
| Время (час) | Извлечение нефти, % | |||||
| Пр. 1I | Пр. 1J | Пр. 1О | Пр. 1P | Смесь акрилированного имидазолина и хлорида алкилдиметилбензил-аммония | Только рассол | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 40 | 24,07 | 4,15 | 18,52 | 22,82 | 23,28 | 10,15 |
| 49 | 26,48 | 8,30 | 20,84 | 25,36 | 23,28 | 15,22 |
| 64 | 28,88 | 12,45 | 23,15 | 32,97 | 27,51 | 17,75 |
| 72 | 33,70 | 12,45 | 23,15 | 35,50 | 27,51 | 20,29 |
| 138 | 40,92 | 14,52 | 30,10 | 58,32 | 29,63 | 30,44 |
| 161 | 43,32 | 16,60 | 30,10 | 60,86 | 29,63 | 30,44 |
| 184 | 43,32 | 16,60 | 32,42 | 63,40 | 31,74 | 30,44 |
| 208 | 45,73 | 16,60 | 32,42 | 63,40 | 31,74 | 30,44 |
| 232 | 48,14 | 16,60 | 32,42 | 63,40 | 31,74 | 30,44 |
| 304 | 48,14 | 16,60 | 34,73 | 63,40 | 33,86 | 30,44 |
| 328 | 48,14 | 16,60 | 34,73 | 63,40 | 35,97 | 30,44 |
| 352 | 48,14 | 18,67 | 34,73 | 63,40 | 35,97 | 30,44 |
| 376 | 48,14 | 20,75 | 34,73 | 63,40 | 35,97 | 30,44 |
| 448 | 48,14 | 20,75 | 34,73 | 63,40 | 35,97 | 30,44 |
| 572 | 48,14 | 22,82 | 34,73 | 63,40 | 38,09 | 30,44 |
[0048] Пр. 1P, где массовое соотношение в смеси поверхностно-активных веществ: эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли составляет 10:1, демонстрирует самое высокое извлечение нефти.
Пример 4: Испытание на спонтанную пропитку
[0049] Пропиточные камеры погружают в терморегулируемую баню с высокотемпературной регулировкой (120°С). Вырезанные для исследований цилиндрические образцы керна сланцевого месторождения Bakken насыщают нефтью Bakken и хранят в течение 4-8 недель до достижения гидрофобных условий смачивания (состояния смоченности нефтью). Все образцы керна затем помещают в Стеклянные Пропиточные Камеры с прецизионной точностью градуирования в 0,1 мл. Сначала камеры заполняют некоторым объемом раствора поверхностно-активного вещества, и затем погружают в терморегулируемую баню с установленной в ней температурой 90°С или 120°С на период времени вплоть до 500 часов до тех пор, пока нефть не будет более подвергаться вытеснению. Объем выдавленной нефти используют для вычисления дебита по нефти и извлечения нефти в % относительно OOIP. Во время процесса спонтанной пропитки, образцы керна имеют все поверхности открытые. В ходе процесса пропитки не вводят ограничивающее избыточное давление. Предполагается, что в образцах керна не присутствует ни газ, ни нефть, поскольку перед пропиткой осуществляется их вакуумирование. Таблица 4 показывает извлечение нефти для различных поверхностно-активных веществ, испытываемых в Примере 1.
Таблица 4: Извлечение нефти в зависимости от времени при использовании образцов керна сланцевого месторождения Bakken и нефти Bakken в случае 0,1% поверхностно-активного(-ых) веществ(-а) в 27% TDS при 120°С
| Время (час) | Извлечение нефти, % | Время (час) | Извлечение нефти, % | |||
| Пр. 1J | Пр. 1О | Пр. 1J | Пр. 1О | |||
| 0,00 | 0,00 | 0,84 | 134,75 | 15,04 | 41,20 | |
| 0,50 | 0,00 | 0,84 | 150,75 | 15,04 | 41,20 | |
| 1,50 | 0,00 | 2,94 | 159,25 | 15,04 | 41,20 | |
| 2,50 | 0,00 | 6,31 | 174,75 | 16,54 | 41,20 | |
| 6,50 | 0,30 | 16,82 | 182,75 | 17,45 | 41,20 | |
| 17,75 | 0,90 | 31,53 | 200,85 | 18,05 | 41,20 | |
| 19,75 | 4,51 | 33,64 | 226,40 | 18,05 | 41,20 | |
| 21,75 | 6,02 | 33,64 | 247,75 | 18,05 | 41,20 | |
| 23,75 | 6,02 | 33,64 | 254,25 | 18,05 | 41,20 | |
| 25,75 | 6,02 | 35,74 | 273,75 | 19,55 | 41,20 | |
| 29,75 | 6,02 | 35,74 | 297,75 | 19,55 | 41,20 | |
| 46,75 | 6,02 | 37,84 | 319,50 | 19,55 | 41,20 | |
| 57,25 | 7,52 | 38,68 | 325,85 | 21,06 | 41,20 | |
| 79,25 | 9,02 | 38,68 | 343,50 | 21,06 | 41,20 | |
| 81,75 | 10,53 | 38,68 | 372,00 | 22,56 | 42,05 | |
| 87,25 | 11,43 | 38,68 | 391,00 | 22,56 | 42,05 | |
| 103,75 | 13,54 | 38,68 | 398,00 | 22,56 | 42,05 | |
| 107,75 | 13,54 | 39,94 | 415,00 | 24,07 | 42,05 | |
| 110,75 | 13,54 | 39,94 | 424,50 | 24,07 | 42,05 | |
| 126,75 | 13,54 | 39,94 | 463,00 | 24,07 | 42,05 | |
| 132,25 | 15,04 | 41,20 |
[0050] Пр. 1О, где массовое соотношение в смеси поверхностно-активных веществ: эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли составляет 20:1, демонстрирует более высокое извлечение нефти, чем испытываемое катионное поверхностно-активное вещество.
Пример 5: Испытание на смачиваемость
[0051] Каплю раствора поверхностно-активного вещества (0,2%) помещают на смачиваемый нефтью образец керна, и наблюдают за впитыванием в зависимости от времени. Фигура 1 показывает результаты по впитыванию капли для поверхностно-активных веществ в случае Примера 1I в виде капли 1, в случае Примера 1N в виде капли 2 и в случае Примера 1О в виде капли 3 при концентрации 0,2% в рассоле с высокой минерализацией (TDS 27%). Без учета вариации размера капель и неровности поверхности, впитывание капли 3 композиции из Примера 1О является полностью завершенным и быстрым (то есть, капля исчезает). Краевой угол смачивания для капли 3, как отмечено из визуального изучения, имеет значение, близкое к нулю. В противоположность тому, присутствие капель 1 и 2 Примеров 1I и 1N остается очевидным по истечении 15 минут, что позволяет предположить, что комбинация поверхностно-активных веществ является более эффективной, чем отдельно взятые поверхностно-активные вещества.
[0052] При введении элементов настоящего изобретения или его предпочтительных вариантов осуществления, артикли «a», «an», «the» и слово «вышеупомянутый» предназначены для обозначения того, что существует один или несколько элементов. Термины «содержащий», «включающий в себя» и «имеющий», как подразумевается, являются охватывающими и означают, что могут быть дополнительные элементы помимо перечисленных элементов.
[0053] Ввиду вышеизложенного, можно видеть, что решено несколько задач изобретения, и получены другие преимущественные результаты.
[0054] Поскольку могут быть выполнены изменения вышеупомянутых композиций и способов без отступления от объема изобретения, то предполагается, что все сведения, содержащиеся в вышеупомянутом описании и представленные на прилагающихся чертежах, следует рассматривать как иллюстративные, и не в ограничивающем смысле.
1. Композиция для увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, где композиция содержит:
эфир сульфоната и спирта, имеющий формулу I:
где:
R1 представляет собой алкил;
R2 представляет собой алкилен;
R3 и R4 представляют собой, каждый независимо, этилен или пропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 означает -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60; и
четвертичную аммониевую соль, имеющую формулу II:
где:
R10 и R11 независимо представляют собой С8-С30 алкил;
R12 и R13 независимо представляют собой низший алкил; и
Х- представляет собой анион;
где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.
2. Композиция по п. 1,
где в эфире сульфоната и спирта R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен, или R3 представляет собой этилен, а R4 представляет собой изопропилен; и
М представляет собой независимо Na, K, Ca, Mg, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2.
3. Композиция по п. 2, где в эфире сульфоната и спирта R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен.
4. Композиция по п. 1, где в эфире сульфоната и спирта а имеет значение от 2 до 25, b имеет значение от 2 до 25, и a+b имеет значение от 4 до 50; а имеет значение от 3 до 20, b имеет значение от 6 до 20, и a+b имеет значение от 9 до 40; или а имеет значение от 5 до 18, b имеет значение от 10 до 12, и a+b имеет значение от 15 до 30.
5. Композиция по п. 1, где в эфире сульфоната и спирта R10 и R11 независимо представляют собой С8-С18 алкил; R12 и R13 независимо представляют собой метил или этил; и X- представляет собой галогенид-ион, сульфат-ион, нитрат-ион, нитрит-ион, карбонат-ион, или карбоксилат-ион.
6. Композиция по п. 1, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 20:1 до приблизительно 1:1.
7. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая носитель, который включает в себя воду, спирт, простой эфир, гликоль или их комбинацию.
8. Способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, где способ включает в себя:
нагнетание композиции по любому из пп. 1-7 в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводородсодержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводородсодержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта.
9. Способ увеличения извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, где способ включает в себя:
нагнетание эфира сульфоната и спирта и четвертичной аммониевой соли в скважину, которая находится в соприкосновении с подземным углеводородсодержащим пластом, в количестве, эффективном в снижении межфазного натяжения между жидкостью для гидравлического разрыва пласта и нефтью, захваченной в пределах пласта, и в изменении смачиваемости подземного углеводородсодержащего пласта, для извлечения сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта,
где эфир сульфоната и спирта имеет формулу I:
где:
R1 представляет собой алкил;
R2 представляет собой алкилен;
R3 и R4 представляют собой, каждый независимо, этилен или пропилен;
R5 представляет собой гидроксил, и R6 представляет собой -SO3M, или R5 означает -SO3M, и R6 представляет собой гидроксил;
М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2; и
a и b представляют собой, каждый независимо, целое число от 0 до 30, и a+b имеет значение от 1 до 60;
четвертичная аммониевая соль имеет формулу II:
где:
R10 и R11 независимо представляют собой С8-С30 алкил;
R12 и R13 независимо представляют собой низший алкил; и
Х- представляет собой анион; и
массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 40:1 до приблизительно 1:1.
10. Способ по п. 8 или 9, где эфир сульфоната и спирта и четвертичная аммониевая соль нагнетаются в скважину последовательно.
11. Способ по п. 8 или 9, дополнительно включающий в себя нагнетание в скважину агента-загустителя, растворителя, щелочи, вспомогательного средства для обратного потока промывочной жидкости, неэмульгирующего агента, агента-понизителя трения, разжижителя геля гидравлического разрыва, сшивающего агента, биоцида, или расклинивающего агента.
12. Способ по п. 9, где в эфире сульфоната и спирта
каждый R3 независимо представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен, или R3 представляет собой этилен, а каждый R4 независимо представляет собой изопропилен; и
М независимо представляет собой Na, K, Ca, Mg, ион водорода, соединенный с молекулой воды, NH3 или NH2.
13. Способ по п. 9, где в эфире сульфоната и спирта R3 представляет собой изопропилен, и R4 представляет собой этилен.
14. Способ по п. 9, где в эфире сульфоната и спирта а имеет значение от 2 до 25, b имеет значение от 2 до 25, и a+b имеет значение от 4 до 50; а имеет значение от 3 до 20, b имеет значение от 6 до 20, и a+b имеет значение от 9 до 40; или а имеет значение от 5 до 18, b имеет значение от 10 до 12, и a+b имеет значение от 15 до 30.
15. Способ по п. 9, где в эфире сульфоната и спирта R10 и R11 независимо представляют собой С8-С18 алкил; R12 и R13 независимо представляют собой метил или этил; и X- представляет собой галогенид-ион, сульфат-ион, нитрат-ион, нитрит-ион, карбонат-ион или карбоксилат-ион.
16. Способ по любому из пп. 9 и 12-15, где массовое соотношение эфира сульфоната и спирта к четвертичной аммониевой соли находится в диапазоне от приблизительно 20:1 до приблизительно 1:1.
17. Способ по любому из пп. 9 и 12-15, дополнительно включающий носитель, который содержит воду, спирт, простой эфир, гликоль или их комбинацию.
18. Способ по любому из пп. 9 и 12-15, где стадию нагнетания проводят во время или после гидравлического разрыва скважины.
