EA020027B1

EA020027B1 - Способ и композиция для улучшенного извлечения углеводородов

Info

Publication number: EA020027B1
Application number: EA201070933A
Authority: EA
Inventors: Джулиан Ричард Барнс; Кирк Герберт Рейни; Томас Карл Семпл; Пол Грегори Шпакофф
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2008-02-07
Filing date: 2009-02-05
Publication date: 2014-08-29
Also published as: EP2250234A1; US20090203558A1; EA201070933A1; CA2713968A1; US20130296201A1; WO2009100228A1; US8513168B2; EP2250234B1; MY155521A; BRPI0908063A2; BRPI0908063B1; CN101970599B; CN101970599A; CA2713968C; MX2010008649A

Abstract

Настоящее изобретение относится к способу обработки углеводородсодержащего пласта, в котором солесодержание рассола из пласта составляет от 2 до 4 мас.%, включающему: (а) подачу композиции для извлечения углеводорода по меньшей мере к части углеводородсодержащего пласта, в котором композиция содержит смесь сульфонатов Свнутренних олефинов и сульфонатов Свнутренних олефинов; и (b) обеспечение взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте. Кроме того, настоящее изобретение относится к способу обработки углеводородсодержащего пласта, в котором солесодержание рассола из пласта составляет от более чем 4 до 13 мас.%, включающему: (а) подачу композиции для извлечения углеводорода по меньшей мере к части углеводородсодержащего пласта, в котором композиция содержит смесь сульфонатов Свнутренних олефинов и сульфонатов Cвнутренних олефинов; и (b) обеспечение взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте. Дополнительно, настоящее изобретение относится к композиции для извлечения углеводорода, содержащей смесь сульфонатов Свнутренних олефинов и сульфонатов Свнутренних олефинов, а также к композиции для извлечения углеводорода, содержащей смесь сульфонатов Свнутренних олефинов и сульфонатов Cвнутренних олефинов.

Description

Настоящее изобретение, в целом, относится к способам извлечения углеводородов из углеводородных пластов. Более конкретно, варианты осуществления, описанные в настоящем описании, относятся к способам улучшенного извлечения углеводородов и к используемым в них композициям, которые, в частности, предназначены для использования в углеводородных пластах, в которых пластовые условия, например солесодержание и жесткость, являются относительно жесткими.

Предшествующий уровень техники настоящего изобретения

Углеводороды могут извлекаться из углеводородсодержащих пластов пронизыванием пласта одной или более скважинами. Углеводороды могут течь к поверхности через скважины. Условия (например, проницаемость, концентрация углеводородов, пористость, температура, давление) углеводородсодержащего пласта могут негативно отражаться на рентабельности получения углеводородов из углеводородсодержащего пласта.

Углеводородсодержащий пласт может иметь естественную энергию (например, газ, воду) для содействия в подвижности углеводородов к поверхности углеводородсодержащего пласта. Естественная энергия может быть в форме воды. Вода может оказывать давление для обеспечения подвижности углеводородов к одной или более добывающим скважинам. В углеводородсодержащем пласте (залеже) может присутствовать газ при достаточном давлении для обеспечения подвижности углеводородов к одной или более добывающим скважинам. Источник естественной энергии со временем может становиться опустошенным. Для продолжения удаления углеводородов из углеводородсодержащего пласта могут использоваться вспомогательные процессы удаления. Примеры вспомогательных процессов включают закачивание воды, полимерное заводнение, щелочное заводнение, термические процессы, процесс нагнетания в пласт газа под высоким давлением с предшествующим нагнетанием жидкого пропана и комбинацию обозначенных.

В химическом третичном методе нефтедобычи Еисйаисеб 011 Ресоуегу (ЕОВ) подвижность остаточной нефтенасыщенности достигают посредством поверхностно-активных веществ, которые создают достаточно (ультра) низкое поверхностное натяжение на границе раздела фаз (ΙΕΤ) неочищенный нефтепродукт/вода, чтобы сделать число капиллярности (отношение вязкостных сил к капиллярным силам) достаточно большим для преодоления капиллярных сил и позволить нефтепродукту течь (I. ΟΙιηΙζίδ и Ν.Β. Могго\\ъ. Согге1а1юи о£ сарШагу иишЬег ге1а1юи8Ыр £ог запбзЮпе. 8РЕ 1оигиа1, Уо1. 29, рр. 555-562, 1989). Однако пласты имеют различные характеристики (тип неочищенного нефтепродукта, температура и водная композиция - солесодержание, жесткость) и является желаемым, чтобы структуры добавленного поверхностно-активного вещества(в) являлись соответствующими этим условиям для достижения низкого ΙΕΤ. Кроме того, перспективное поверхностно-активное вещество должно отвечать другим важным критериям, включая низкую удерживающую способность породой, сочетаемость с полимерами, термическую и гидролитическую стабильность и приемлемую стоимость.

Композиции и способы для улучшенного углеводородного извлечения, использующие альфаолефиновый сульфатсодержащий поверхностно-активный компонент, являются известными. В патентах И8 4488976 и 4537253 описаны улучшенный нефтепродукт или извлекающие композиции, содержащие такой компонент. Композиции и способы для улучшенного углеводородного извлечения, использующие сульфонаты внутренних олефинов, также известны. Такие композиции поверхностно-активных веществ описаны в патенте И8 4597879. Композиции, описанные в вышеупомянутых патентах, имеют недостатки, заключающиеся в том, что растворимость рассола и допустимый предел двухвалентного иона являются недостаточными при определенных пластовых условиях. Кроме того, было бы преимуществом, если бы ΙΕΤ, которое может быть достигнуто при относительно жестких условиях солесодержания и жесткости, могло быть улучшено.

В патенте И8 4979564 описано использование сульфонатов внутренних олефинов в способе улучшения удаления нефтепродуктов с использованием вязкого с низким поверхностным натяжением закачивания воды. Примером коммерчески доступного материала, описанного как являющегося пригодным, был ΕΝΟΡΌΕΤ Ι08 1720, продукт 8йе11 011 Сотраиу, идентифицированный как натриевая соль сульфонированных С_17-20 внутренних олефинов. Данный материал имеет низкую степень разветвления. В патенте И8 5068043 описана система поверхностно-активного вещества для закачивания воды, содержащая мыло нефтяных кислот, в которой использовали вторичное поверхностно-активное вещество, содержащее сульфонаты С_17-20 или С_20-24 внутренних олефинов. В ИеИ Τе8ΐ о£ Со8шТас1аи1-еисйаисеб Л1ка1те Е1ообтд, Еа11з и др., 8ос1е1у о£ Еидтеегз Резегуой Еидтеегтд, 1994, авторы описывают применение сульфонатов С_17-20 или С_20-24 внутренних олефинов в закачивающей воду композиции со спирталкоксилатным поверхностно-активным веществом для поддержания композиции как единой фазы при температуре окружающей среды без значительно воздействующего действия при температуре пласта. Вода имела солесодержание приблизительно 0,4 мас.% хлорида натрия. Данные материалы, использованные индивидуально, также имеют недостатки при относительно жестких условиях солесодержания и жесткости.

Сущность изобретения

В варианте осуществления углеводороды могут быть получены из углеводородсодержащего пласта, имеющего относительно высокое солесодержание и жесткость, так, как имеет место в Северном море,

- 1 020027 способом, включающим обработку по меньшей мере части углеводородсодержащего пласта композицией для извлечения углеводорода, содержащей смесь сульфонатов внутренних олефинов с высокой молекулярной массой. Рассол из углеводородсодержащего пласта, который повторно закачивают в пласт, может быть с высокими солесодержанием и жесткостью. Используемый в настоящем описании термин солесодержание относится к количеству растворенных натрий-, калий-, кальций- и магнийхлоридных солей в воде. Водная жесткость, используемая в настоящем описании, относится к концентрации двухвалентных ионов (например, кальция, магния) в воде. Используемое в настоящем описании высокое солесодержание означает, что рассол имеет 2 мас.% или более хлорида натрия, и высокая жесткость означает, что концентрация кальция плюс магний в рассоле составляет более чем 0,01 мас.%.

Настоящее изобретение относится к способу обработки углеводородсодержащего пласта, в котором солесодержание рассола из пласта составляет от 2 до 4 мас.%, включающему:

(a) подачу композиции для извлечения углеводорода по меньшей мере к части углеводородсодержащего пласта, в котором композиция содержит смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_24-28 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов к сульфонатам С_24-28 внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С_20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С_24-28внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 25 до 27 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода; и (b) обеспечение взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте.

Кроме того, настоящее изобретение относится к способу обработки углеводородсодержащего пласта, в котором солесодержание рассола из пласта составляет от более чем 4 до 13 мас.%, включающему:

(a) подачу композиции для извлечения углеводорода по меньшей мере к части углеводородсодержащего пласта, в котором композиция содержит смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_15-18 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов к сульфонатам С_15-18 внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С_20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С_15-1₈внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 16 до 17 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода; и (b) обеспечение взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводорода содержит смесь сульфонатов С20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С24-28 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов к сульфонатам С_24-28 внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С_20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С_24-28 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 25 до 27 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода. В варианте осуществления углеводородсодержащая композиция может быть получена из углеводородсодержащего пласта.

Кроме того, в варианте осуществления композиция для извлечения углеводорода содержит смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_15-1₈ внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С20-24 внутренних олефинов к сульфонатам С15-18 внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С_20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С15-18 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 16 до 17 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода.

Углеводородсодержащая композиция может включать любую комбинацию углеводородов, смесь, описанную выше, солюбилизирующий агент, метан, воду, асфальтены, монооксид углерода и аммиак.

В варианте осуществления композицию для извлечения углеводорода подают к углеводородсодержащему пласту примешиванием ее к воде и/или рассолу из пласта. Предпочтительно композиция для извлечения углеводорода содержит от 0,01 до 0,75 мас.% общей воды и/или рассол/композиционной смеси для извлечения углеводорода (вводимой жидкости). Более важным является количество действительно активного вещества, которое присутствует во вводимой жидкости (активное вещество является поверхностно-активным веществом, здесь смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов

- 2 020027

С_24-28 внутренних олефинов или сульфонатов С_15-18 внутренних олефинов). Таким образом, количество смеси во вводимой жидкости может составлять от 0,01 до 0,1 мас.%, предпочтительно от 0,04 до 0,05 мас.%. Вводимую жидкость затем вводят в углеводородсодержащий пласт.

К композиции/рассольной смеси может быть добавлен солюбилизатор для поддержания ее в виде одной фазы, перед ее введением в пласт. Солюбилизатор может быть этоксилированным спиртом, в котором спирт перед этоксилированием имел среднюю молекулярную массу по меньшей мере 220. Солюбилизатор может иметь от 5 до 9 молей этиленоксида на моль спирта. В варианте осуществления солюбилизатор может иметь от 5 до 7 молей этиленоксида на моль спирта. Солюбилизатор может содержаться в количестве 1 мас.% или более от общей композиционной смеси для извлечения углеводорода/рассольной смеси, но предпочтительно солюбилизатор может содержаться в количестве менее чем 0,1 мас.% смеси, предпочтительно 0,02-0,05 мас.%.

В варианте осуществления углеводородсодержащая композиция может быть получена из углеводородсодержащего пласта. Углеводородсодержащая композиция может включать любую комбинацию углеводородов, сульфонатов внутренних олефинов, метана, воды, асфальтенов, монооксида углерода и аммиака.

Краткое описание фигур

Преимущества настоящего изобретения станут очевидны специалистам в данной области техники посредством следующего подробного описания варианта осуществления и со ссылками на прилагаемые фигуры, где фиг. 1 показывает осуществление обработки углеводородсодержащего пласта;

фиг. 2 показывает осуществление обработки углеводородсодержащего пласта;

фиг. 3 и 4 показывают результаты нескольких опытов, выполненных со смесями, имеющими различные соотношения С_20-24 ΙΘ8 и С_24-28 ΙΟ8;

фиг. 5 - сравнение ΙΡΤ результатов для смеси С_15-18 ΙΟ8 с С_20-24 ΙΟ8 по сравнению с С_20-24 Ю8/С_24-28смесью по настоящему изобретению при 3,1 мас.% солесодержания;

фиг. 6 - сравнение ΙΡΤ результатов смеси по настоящему изобретению с и без добавленного солюбилизатора;

фиг. 7 - сравнение ΙΡΤ результатов для смеси С_15-18 ΙΟ8 с С_20-24 ΙΟ8 по сравнению с С_20-24 Ю8/С_24-28смесью по настоящему изобретению при 4,8 мас.% солесодержании;

фиг. 8 - сравнение ΙΡΤ результатов для смеси С_15-18 ΙΟ8 с С_20-24 ΙΟ8 по сравнению с С_20-24 Ю8/С_24-28ΙΟ8 смесью по настоящему изобретению при различных солесодержаниях;

фиг. 9 - сравнение ΙΡΤ результатов для 50:50 С_20-24 Ю8/С_15-18 ΙΟ8 смеси с 50:50 С_20-24 Ю8/С_24-28 ΙΟ8 смесью при различных солесодержаниях.

Подробное описание вариантов осуществления

Среднее углеродное число, использованное в настоящем описании, определяют умножением числа атомов углерода каждого сульфоната внутреннего олефина в смеси на массовый процент этого сульфоната внутреннего олефина и затем добавлением продуктов.

С_15-18 сульфонат внутреннего олефина, использованный в настоящем описании, означает смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 16 до 17 и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 75 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 90 мас.%, сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода.

С_20-24 сульфонат внутреннего олефина, использованный в настоящем описании, означает смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 65 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 75 мас.%, сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержит от 20 до 24 атомов углерода.

С_24-28 сульфонат внутреннего олефина, использованный в настоящем описании, означает смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 25 до 27 и по меньшей мере 50 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 60 мас.%, наиболее предпочтительно по меньшей мере 65 мас.%, сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода.

Общая ΙΟ8 смесь означает смесь или состав двух или более сульфонатов внутренних олефинов, описанных выше.

Углеводород может быть получен из углеводородных пластов посредством скважин, пронизывающих углеводородсодержащие пласты. Углеводороды, в целом, определяют как молекулы, образованные преимущественно углеродными и водородными атомами, такими как нефтепродукты и природный газ. Углеводороды могут также включать другие элементы, такие как, но не ограничиваясь, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера. Углеводороды, выделенные из углеводородного пласта, могут включать, но не являются ограниченными, кероген, битум, пиробитум, асфальтены, нефтепродукты и их комбинации. Углеводороды могут располагаться в пределах или на границах минеральных пород внутри грунта. Породы могут включать, но не являются ограниченными, осадочные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды.

Пласт включает один или более углеводородсодержащих слоев пород, окружающих и/или подстилающих продуктивный пласт. Породы, окружающие и/или подстилающие продуктивный пласт,

- 3 020027 включают один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, породы, окружающие/подстилающие продуктивный пласт, могут включать горную породу, глинистую породу, алевритоглинистую породу или влажный/плотный карбонат (т.е. непроницаемый карбонат без углеводородов). Например, порода, подстилающая продуктивный пласт, может содержать глинистую породу и алевритоглинистую породу. В некоторых случаях порода, окружающая/подстилающая продуктивный пласт, может быть немного проницаемой. Например, порода, подстилающая продуктивный пласт, может быть составлена из проницаемых материалов, таких как песчаник или известняк. В некоторых осуществлениях по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта может находиться на менее чем или более чем 1000 футах (304,8 м) ниже земной поверхности.

Свойства углеводородсодержащего пласта могут оказывать влияние на то, как углеводороды протекают через породу, подстилающую/окружающую продуктивный пласт, к одной или более производственным скважинам. Свойства включают, но не являются ограниченными, пористость, проницаемость, распределение пор по размеру, площадь поверхности, солесодержание или температуру пласта. Свойства породы, подстилающей/окружающей продуктивный пласт, в комбинации с углеводородными свойствами, такими как характеристики капиллярного давления (стационарные) и характеристики относительной проницаемости (подвижные), могут выполнять перемещение углеводородов через углеводородсодержащий пласт.

Проницаемость углеводородсодержащего пласта может изменяться в зависимости от пластового состава. Относительно проницаемый пласт может включать тяжелые углеводороды, вовлеченные, например, в песок или карбонат. Относительная проницаемость, использованная в настоящем описании, относится к пластам или их частям, которые имеют среднюю проницаемость 10 мД или более. Относительная низкая проницаемость, использованная в настоящем описании, относится к пластам или их частям, которые имеют среднюю проницаемость менее чем приблизительно 10 мД. 1 Д равен приблизительно 0,99 кв.мкм. Непроницаемая часть пласта, в общем, имеет проницаемость менее чем приблизительно 0,1 мД. В некоторых случаях часть или весь участок углеводородной части относительно проницаемого пласта может включать преимущественно тяжелые углеводороды и/или сланцевую смолу без дополнительной основы минеральных зерен и только подвижного (или не) минерального вещества (например, асфальтовых озер).

Текучие среды (например, газ, вода, углеводороды или их комбинации) различных плотностей могут существовать в углеводородсодержащем пласте. Смесь текучих сред в углеводородсодержащем пласте может формировать слои между породами, подстилающими и окружающими продуктивный пласт, согласно плотности текучей среды. Газ может формировать верхний слой, углеводороды могут формировать средний слой, и вода может формировать нижний слой в углеводородсодержащем пласте. Текучие среды могут присутствовать в углеводородсодержащем пласте в различных количествах. Взаимодействия между текучими средами в пласте могут создавать поверхности раздела или граничные поверхности между текучими средами. Поверхности раздела или граничные поверхности между текучими средами и пластом могут создаваться посредством взаимодействий между текучими средами и пластом. Обычно газы не образуют граничных поверхностей с другими текучими средами в углеводородсодержащем пласте. В варианте осуществления первая граничная поверхность может формироваться между водным слоем и углеводородным слоем. Вторая пограничная поверхность может образовываться между водным слоем и углеводородным слоем. Третья пограничная поверхность может формироваться между углеводородами различных плотностей в углеводородсодержащем пласте. Множество текучих сред с множеством граничных поверхностей может присутствовать в углеводородсодержащем пласте в некоторых вариантах осуществлениях. Должно быть понятно, что много комбинаций граничных поверхностей между текучими средами и между жидкостями и породами, подстилающими/окружающими продуктивный пласт, может присутствовать в углеводородсодержащем пласте.

Добыча текучих сред может нарушать взаимодействие между текучими средами и породой, подстилающей/окружающей продуктивный пласт. Так как текучие среды перемещают из углеводородсодержащего пласта, различные текучие слои могут смешиваться и образовывать смешанные текучие слои. Смешанные текучие среды могут иметь различные взаимодействия у текучих граничных поверхностей. В зависимости от взаимодействий у граничных связей смешанных текучих сред, добыча углеводородов может стать затрудненной. Количественные показатели взаимодействий (например, уровень энергии) у поверхности раздела текучих сред и/или текучих сред и пород, подстилающих/окружающих продуктивный пласт, могут быть полезными для предсказания перемещения углеводородов через углеводородсодержащий пласт.

Количественные показатели энергии, требуемой для взаимодействия (например, смешения) между текучими средами в пласте у поверхности раздела, могут быть трудны для измерения. Количественные показатели уровней энергии у поверхностей раздела между жидкими средами могут определяться общими известными методами (например, вращающимся капельным тензиометром). Энергия взаимодействия, требуемая у поверхности раздела, может иметься в виду как поверхностное натяжение. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз, использованное в настоящем описании, относится к свободной поверхностной энергии, которая проявляется между двумя или более текучими средами, которые обнаруживают граничную поверхность. Высокое значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз

- 4 020027 (например, более чем приблизительно 10 дина/см (1 · 10^-6 Н/м)) может указывать на невозможность одной текучей среды смешиваться со второй текучей средой для образования текучей эмульсии. Использованная в настоящем описании эмульсия относится к дисперсной системе одной несмешивающейся текучей среды во второй текучей среде добавлением композиции, которая снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз между текучими средами для достижения стабильности. Неспособность текучих сред смешиваться может возникать вследствие высокой энергии поверхностного взаимодействия между двумя текучими средами. Низкие значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз (например, менее чем приблизительно 1 дина/см (1· 10^-7 Н/м)) могут указывать на меньшее поверхностное взаимодействие между двумя несмешиваемыми текучими средами. Меньшее поверхностное взаимодействие между двумя несмешиваемыми текучими средами может приводить к смешению двух текучих сред с образованием эмульсии. Текучие среды с низкими значениями поверхностного натяжения на границе раздела фаз могут перемещаться к стволу скважины в результате сниженных капиллярных сил и далее добываться из углеводородсодержащего пласта.

Текучие среды в углеводородсодержащем пласте могут смачивать (например, налипать на породу, подстилающую/окружающую продуктивный пласт, или распределяться на породе, подстилающей/окружающей продуктивный пласт, в углеводородсодержащих пластах). Использованная в настоящем описании смачиваемость поверхности породы относится к предпочтению текучей среды к распространению или налипанию на твердой поверхности пласта в присутствии других текучих сред. Способы для определения смачиваемости поверхности породы углеводородного пласта описываются в Сгаф. 1т. в Тйе Ве8етуо1т Епщпссппд АкреСз о£ \Уа1сгПообйщ. 1971, Моподгарй, Уо1ите 3, 8ос1с1у о£ Ре1то1еит Епдтеега, которая включена в настоящее описании ссылкой. В варианте осуществления углеводороды могут налипать на песчаник в присутствии газа или воды. Порода, подстилающая/окружающая продуктивный пласт, который, по существу, покрыт углеводородами, может называться как смоченная нефтепродуктом. Порода, подстилающая/окружающая продуктивный пласт, может быть смоченной нефтепродуктом из-за присутствия полярных и/или неполярных углеводородов (например, асфальтенов) в углеводородсодержащем пласте. Пластовой состав (например, кремнезем, карбонат или глина) может определять количество поглощения углеводородов на поверхности породы, подстилающей/окружающей продуктивный пласт. В некоторых вариантах осуществления пористый и/или проницаемый пласт может дать возможность углеводородам более легко смачивать породу, подстилающую/окружающую продуктивный пласт. По существу, смоченная нефтепродуктом порода, подстилающая/окружающая продуктивный пласт, может препятствовать получению углеводородов из углеводородсодержащего пласта. В определенных осуществлениях смоченная нефтепродуктом часть углеводородсодержащего пласта может располагаться на менее чем или более чем 1000 футах (304,8 м) ниже поверхности земли.

Углеводородный пласт может включать воду. Вода может взаимодействовать с поверхностью породы, подстилающей продуктивный пласт. Используемое в настоящем описании определение смоченный водой, относится к пласту с покрытием воды на поверхности породы, подстилающей/окружающей продуктивный пласт. Смоченная водой порода, подстилающая/окружающая продуктивный пласт, может улучшить получение углеводородов из пласта путем предотвращения смачивания углеводородами породы, подстилающей/окружающей продуктивный пласт. В определенных осуществлениях смоченная водой часть углеводородсодержащего пласта может включать незначительные количества полярных и/или тяжелых углеводородов.

Вода в углеводородсодержащем пласте может содержать минералы (например, минералы, содержащие барий, кальций или магний) и минеральные соли (например, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид магния). Солесодержание и/или жесткость воды в пласте может влиять на извлечение углеводородов в углеводородсодержащем пласте. Использованное в настоящем описании солесодержание относится к количеству растворенных солей в воде. Водная жесткость, использованная в настоящем описании, относится к концентрации двухвалентных ионов (например, кальция, магния) в воде. Водное солесодержание или жесткость может определяться общими известными методами (например, электропроводностью, титрованием). Так как водное солесодержание увеличивается в углеводородсодержащем пласте, поверхностное натяжение на поверхности раздела фаз между углеводородами и водой может быть увеличено, и текучие среды становятся более затрудненными для добычи.

Углеводородсодержащий пласт может быть выбран для обработки на основе таких факторов, как, но не ограничиваясь ими, толщина углеводородсодержащих слоев в пласте, оцененное содержание жидкой выработки, месторасположение пласта, солесодержание пласта, температура пласта и глубина углеводородсодержащих слоев. В начальной стадии давление и температура природного пласта могут быть достаточными, чтобы заставить углеводороды протекать в стволы шахт и к поверхности. Температуры в углеводородсодержащем пласте могут находиться в диапазоне от приблизительно 0 до приблизительно 300°С. Поскольку углеводороды добывают из углеводородсодержащего пласта, давления и/или температуры в пласте могут снижаться. Для продолжения добычи углеводородов из углеродсодержащего пласта могут использоваться различные формы механизированной добычи (например, накачка, нагнетание газа). Добыча желаемых углеводородов из углеводородсодержащего пласта может стать неэкономичной,

- 5 020027 поскольку углеводороды вырабатываются из пласта.

Перемещение остаточных углеводородов, оставшихся в углеводородсодержащем пласте, может быть сложным из-за вязкости углеводородов и капиллярных эффектов текучих сред в порах углеводородсодержащего пласта. Использованные в настоящем описании капиллярные силы относятся к силам притяжения между текучими средами и по меньшей мере частью углеводородсодержащего пласта. В варианте осуществления капиллярные силы могут быть преодолены увеличением давления в углеводородсодержащем пласте. В других вариантах осуществления капиллярные силы могут быть преодолены снижением поверхностного натяжения на границе раздела фаз между текучими средами в углеводородсодержащем пласте. Способность снижать капиллярные силы в углеводородсодержащем пласте может зависеть от ряда факторов, включая, но не ограничиваясь, температуру углеводородсодержащего пласта, солесодержание воды в углеводородсодержащем пласте и состав углеводородов в углеводородсодержащем пласте.

Поскольку скорость добычи увеличивается, могут применяться дополнительные методы, чтобы сделать углеводородсодержащий пласт более экономически рентабельным. Способы могут включать добавление источников воды (например, рассола, водяного пара), газов, полимеров, мономеров или любых их комбинаций к углеводородному пласту для увеличения подвижности углеводородов.

В варианте осуществления углеводородсодержащий пласт может быть обработан заводнением водой. Нагнетание воды может включать введение воды в часть углеводородсодержащего пласта через нагнетательные скважины. Заводнение по меньшей мере части пласта может смочить водой часть углеводородсодержащего пласта. Смоченная водой часть углеводородсодержащего пласта может быть сжата под давлением известными методами, и смесь вода/углеводород может быть собрана с использованием одной или более производственных скважин. Водный слой, однако, может не смешиваться с углеводородным слоем эффективно. Низкая эффективность смешения может проявляться вследствие высокого поверхностного натяжения на границе раздела фаз между водой и углеводородами.

Добыча из углеводородсодержащего пласта может быть улучшена обработкой углеводородсодержащего пласта полимером и/или мономером, который может перемещать углеводороды к одной или более производственным скважинам. Полимер и/или мономер могут снизить подвижность водной фазы в порах углеводородсодержащего пласта. Снижение водной подвижности может позволить углеводородам быть более легко перемещаемыми через углеводородсодержащий пласт. Полимеры включают, но не ограничиваются, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловый спирт, сульфонаты полистирола, поливинилпирролидон, ЛМР8 (сульфонат 2-акриламид-2-метилпропана) или их комбинации. Примеры этиленовых сополимеров включают сополимеры акриловой кислоты и акриламида, акриловой кислоты и лаурилакрилата, лаурилакрилата и акриламида. Примеры биополимеров включают ксантановую смолу и гуаровую смолу. В некоторых вариантах осуществления полимеры могут быть сшиты ίη кЕи в углеводородсодержащем пласте. В других вариантах осуществления полимеры могут быть образованы ίη κίΐιι в углеводородсодержащем пласте. Полимеры и получения полимеров для использования в извлечении нефтепродуктов описываются в патенте И8 № 6427268 Ζ1ιαη§ и др., озаглавленном МеЕюЕ £ог тактд НуЕгор11оЫса11у ЛккошаЕуе Ро1утегк, МеЛоЕк о£ Ике апЕ СотрокЕюпк; патенте И8 № 6439308 \Уапд. озаглавленном Роат Ипуе МеЕюЕ; патенте И8 № 5654261 8т11Е, озаглавленном РегтеаЬ11Еу МоЕЕутд Сотрок1Еоп Рог Ике Ιη Οί1 Кесоуегу; патенте И8 № 5284206 8иг1ек и др., озаглавленном РогтаЕоп ΤΐΌηίΕΐβ; патенте И8 № 5199490 8иг1ек и др., озаглавленном РогтаЕоп ΤΐΌΠίΡΐβ; и патенте И8 № 5103909 Могдеп1Еа1ег и др., озаглавленном Ргой1е Соп1го1 Ш ЕпсЕапсеЕ Ο11 Кесоуегу, все включены в настоящее описание ссылкой.

Композиция для извлечения углеводорода

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводорода может быть подана к углеводородсодержащему пласту. В настоящем изобретении композиция содержит смесь сульфонатов внутренних олефинов. Сульфонаты внутренних олефинов являются химически подходящими для ΕΟΚ, поскольку имеют низкую склонность к образованию упорядоченных структур/жидких кристаллов (которые могут быть основной проблемой, поскольку упорядоченные структуры имеют склонность приводить к забиванию структуры породы в углеводородных пластах), поскольку они являются сложной смесью поверхностно-активных веществ с различной длиной цепи. Сульфонаты внутренних олефинов проявляют низкую склонность к поглощению на поверхностях пластовой породы, вызванную отталкиванием отрицательный-отрицательный заряд между поверхностью и поверхностно-активным веществом. Применение щелочей дополнительно снижает склонность поверхностно-активных веществ адсорбироваться, и сниженные потери означают более низкую концентрацию поверхностно-активного вещества, которые можно использовать, делая процесс более экономичным.

Как обсуждалось выше детально в настоящем описании, настоящее изобретение является особенно пригодным в углеводородсодержащих пластах, которые имеют характеристики относительно высокого солесодержания и жесткости, такие как в Северном море. Рассол из таких углеводородсодержащих пластов, в общем, имеет более 2 мас.% хлорида натрия и жесткость кальция плюс магния в рассоле более чем 0,01 мас.%.

- 6 020027

Композиция для извлечения углеводорода по настоящему изобретению предназначена для получения лучшей композиции для извлечения сульфоната внутреннего олефина для этих углеводородсодержащих пластов и для рассола, найденного в этих пластах. Когда солесодержание составляет от 2 до 4 мас.%, композиция содержит смесь сульфоната С_20-24 внутренних олефинов и сульфоната С_24-28 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов к сульфонатам С_24-28внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30 смеси, предпочтительно 78:22. Когда солесодержание составляет от более чем 4 до 13 мас.%, композиция содержит смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_15-18 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С_20-24внутренних олефинов к сульфонатам С_15-1₈ внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30 смеси. В общем, месторождение не имеет более чем 25 мас.% солесодержания при 100°С.

Внутренний олефин является олефином, чья двойная связь расположена где-либо вдоль углеводородной цепи, за исключением концевых атомов углерода. Линейный внутренний олефин не имеет какихлибо алкильных, арильных или алициклических ответвлений на любых связанных с двойной связью атомах углерода или на любых атомах углерода, смежных с атомами углерода двойной связи. Обычно коммерческие продукты, полученные изомеризацией альфа-олефинов, являются преимущественно линейными и содержат низкое среднее число ответвлений на молекулу.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводорода содержит смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_24-28 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов к сульфонатам С_24-28 внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С_20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С_24-28 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 25 до 27 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода. В варианте осуществления углеводородсодержащая композиция может быть получена из углеводородсодержащего пласта.

Кроме того, в варианте осуществления композиция для извлечения углеводорода содержит смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_15-18 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов к сульфонатам С_15-18 внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С_20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С_15-18 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 16 до 17 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода. В варианте осуществления углеводородсодержащая композиция может быть получена из углеводородсодержащего пласта. Углеводородсодержащая композиция может включать любую комбинацию углеводородов, смесь, описанную выше, солюбилизирующий агент, метан, воду, асфальтены, монооксид углерода и аммиак.

Остаток композиции может включать, но не является ограниченным, воду, низкомолекулярные спирты, органические растворители, алкилсульфонаты, арилсульфонаты, рассол или их комбинации. Низкомолекулярные спирты включают, но не являются ограниченными, метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, трет-бутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый спирт или их комбинации. Органические растворители включают, но не являются ограниченными, метилэтилкетон, ацетон, низшие алкилцеллозольвы, низшие алкилкарбитолы или их комбинации.

Получение композиции для извлечения углеводорода

Внутренние олефины, которые используют для получения сульфонатов внутренних олефинов по настоящему изобретению, могут быть получены скелетной изомеризацией. Подходящие способы получения внутренних олефинов включают описанные в патентах И8 5510306, 5633422, 5648584, 5648585, 5849960 и в европейском патенте ЕР 0830315 В1, все являются включенными в настоящее описание ссылкой во всей их полноте. Углеводородный поток, содержащий по меньшей мере один линейный олефин, приводят в контакт с подходящим катализатором, таким как каталитические цеолиты, описанные в упомянутых выше патентах, в паровой фазе при подходящих реакционной температуре, давлении и объемной скорости. В общем, подходящие реакционные условия включают температуру от приблизительно 200 до приблизительно 650°С, парциальное давление олефина выше приблизительно 0,5 атм и общее давление от приблизительно 0,5 до приблизительно 10,0 атм или выше. Предпочтительно внутренний олефин по настоящему изобретению получают при температуре в диапазоне от приблизительно 200 до приблизительно 500°С при парциальном давлении олефина от приблизительно 0,5 до 2 атм.

Общеизвестно, что внутренние олефины являются более сложными для сульфирования, чем альфаолефины (см. Пе1егдей8, 22 (1985), 4, стр. 193-195). В статье, озаглавленной \У11у 1п1ета1 О1еПп5 аге ЭШюиИ: Ю 8и1£оиа1е, авторы сообщают, что сульфированием различных коммерчески и лабораторно полученных внутренних олефинов с использованием реакторов пленочного типа с нисходящей пленкой

- 7 020027 внутренние олефины давали конверсию ниже 90%, и далее они сообщают, что была обнаружена необходимость повышать мольное соотношение 8О₃:внутренний олефин свыше 1,6:1 с целью достижения конверсии выше 95%. Кроме того, в данном источнике конечные продукты были очень темного цвета и имели высокие уровни ди- и полисульфонатных продуктов.

Патенты И8 4183876 и 4248793, которые включены в настоящее описание ссылкой, раскрывают способы, которые могут использоваться для получения сульфонатов разветвленных внутренних олефинов по изобретению. Они осуществляются в реакторах пленочного типа с нисходящей пленкой для получения легко окрашенных сульфонатов внутренних олефинов. Количества не прореагировавших внутренних олефинов составляют между 10 и 20%, и по меньшей мере 20%, соответственно, в процессах и конкретных пределах должно быть взято для удаления не прореагировавших внутренних олефинов. Сульфонаты внутренних олефинов, содержащие между 10 и 20%, и по меньшей мере 20%, соответственно, не прореагировавших внутренних олефинов должны быть очищены перед использованием. Таким образом, получение сульфонатов внутренних олефинов, имеющих желаемый легкий цвет, и с желаемым низким содержанием свободного нефтепродукта представляет большую сложность.

Таких сложностей можно избежать, следуя процессам, раскрытым в европейском патенте ЕР 0351928 В1, который включен в настоящее описание ссылкой.

Способ, который может использоваться для получения сульфонатов внутренних олефинов для использования в настоящем изобретении, содержит реакцию в пленочном реакторе внутреннего олефина, как описано выше, с сульфонирующим агентом в мольном соотношении сульфонирующего агента к внутреннему олефину от 1:1 до 1,25:1, в процессе охлаждения реактора охлаждающими средствами, имеющими температуру, не превышающую 35°С, непосредственную нейтрализацию полученного продукта реакции стадии сульфонирования и, без извлечения не прореагировавшего внутреннего олефина, гидролиз нейтрализованного реакционного продукта.

В получении сульфонатов, полученных из внутренних олефинов, внутренние олефины реагируют с сульфонирующим агентом, который может быть триоксидом серы, серной кислотой или олеумом, с образованием бета-сультона и некоторых алкансульфоновых кислот. Пленочный реактор предпочтительно является реактором с нисходящей пленкой.

Реакционные продукты нейтрализуют и гидролизуют. При определенных обстоятельствах, например окислении, бета-сультоны подвергаются конверсии в гамма-сультоны, которые могут конвертироваться в дельта-сультоны. После нейтрализации и гидролиза получают гамма-гидроксисульфонаты и дельта-гидроксисульфонаты. Недостаток этих двух сультонов заключается в том, что их сложнее гидролизовать, чем бета-сультоны. Таким образом, в большинстве вариантов осуществления является предпочтительным не проводить окисление. Бета-сультоны после гидролиза дают бета-гидроксисульфонаты. Данные материалы не должны удаляться, поскольку они образуют полезные структуры поверхностноактивных веществ.

Охлаждающие средства, предпочтительно вода, имеют температуру, не превышающую 35°С, особенно температуру в диапазоне от 0 до 25°С. В зависимости от обстоятельств, также могут использоваться более низкие температуры.

Реакционную смесь затем подают в нейтрализационный гидролизный блок. Нейтрализацию/гидролиз осуществляют водорастворимым основанием, таким как гидроксид натрия или карбонат натрия. Соответствующие основания, полученные из калия или аммония, также являются подходящими. Нейтрализацию реакционного продукта из пленочного реактора с нисходящей пленкой, в общем, осуществляют с избытком основания, рассчитанным на кислый компонент. В общем, нейтрализацию осуществляют при температуре в диапазоне от 0 до 80°С. Гидролиз может осуществляться при температуре в диапазоне от 100 до 250°С, предпочтительно от 130 до 200°С. Время гидролиза, в общем, может составлять от 5 мин до 4 ч. Щелочной гидролиз может осуществляться гидрооксидами, карбонатами, бикарбонатами щелочных (земельных) металлов и соединениями аминов.

Данный процесс может осуществляться периодически, полунепрерывно или непрерывно. Реакцию обычно выполняют в пленочном реакторе с ниспадающей пленкой, который охлаждают протеканием охлаждающих средств у внешней поверхности стенки реактора. У внутренней стенки реактора внутренние олефины протекают в нисходящем направлении. Триоксид серы разводят потоком азота, воздуха или любых других инертных газов в реакторе. Концентрация триоксида серы, в общем, составляет между 2 и 4 об.%, основанными на объеме несущего газа. В получении сульфонатов внутренних олефинов, произведенных из олефинов по настоящему изобретению, необходимо, чтобы на нейтрализационной гидролизной стадии достигали очень глубокого смешения реакционного продукта и водной основы. Это может быть достигнуто, например, эффективным перемешиванием или добавлением полярного сорастворителя (такого, как низший спирт) или добавлением агента фазового переноса.

Введение композиции для извлечения углеводорода

Композиция для извлечения углеводорода может взаимодействовать с углеводородами в по меньшей мере части углеводородсодержащего пласта. Взаимодействие с углеводородами может снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз углеводородов с одной или более текучими средами в

- 8 020027 углеводородсодержащем пласте. В других вариантах осуществления композиция для извлечения углеводорода может снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз между углеводородами и породой, подстилающей/окружающей продуктивный пласт углеводородсодержащего пласта. Снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз может позволить по меньшей мере части углеводородов перемещаться через углеводородсодержащий пласт.

Способность композиции для извлечения углеводорода снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз смеси углеводородов и текучих сред может быть оценена использованием известных способов. В варианте осуществления значение поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз для смеси углеводородов и воды может определяться использованием вращающего капельного тензиометра. Количество композиции для извлечения углеводорода может добавляться к смеси углеводород/вода, и может быть определено значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз для конечной текучей среды. Низкое значение поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз (например, менее чем приблизительно 1 дина/см (1-10^-7 Н/м)) может показывать, что композиция снизила по меньшей мере часть поверхностной энергии между углеводородами и водой. Снижение поверхностной энергии может показывать, что по меньшей мере часть смеси, содержащей углеводород/воду, может перемещаться через по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводорода может добавляться к смеси углеводород/вода и может быть определено значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Сверхнизкое значение поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз (например, менее чем приблизительно 0,01 дина/см (1-10^-9 Н/м)) может показывать, что композиция для извлечения углеводорода снизила по меньшей мере часть поверхностного натяжения между углеводородами и водой так, что по меньшей мере часть углеводородов может перемещаться через по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта. По меньшей мере часть углеводородов может перемещаться более легко через по меньшей мере часть углеводородсодержащего пласта со сверхнизким поверхностным натяжением на границе раздела фаз, чем углеводороды, которые были обработаны композицией, которая имеет значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз более чем 0,01 дина/см (1-10^-9 Н/м) для текучих сред в пласте. Добавление композиции для извлечения углеводорода к текучей среде в углеводородсодержащем пласте, которое приводит к сверхнизкому значению поверхностного натяжения на границе раздела фаз, может увеличивать эффективность, с которой углеводороды могут добываться. Концентрация композиции для извлечения углеводорода в углеводородсодержащем пласте может быть минимизирована для минимизации стоимости использования в ходе добычи.

В варианте осуществления способа обработки углеводородсодержащего пласта композиция для извлечения углеводорода, включающая сульфонаты разветвленных олефинов, может подаваться (например, закачиваться) в углеводородсодержащий пласт 100 через нагнетательную скважину 110, как показано на фиг. 1. Углеводородный пласт 100 может включать породы, окружающие продуктивный пласт 120, углеводородный слой 130, и породы, подстилающие продуктивный пласт 140. Нагнетательная скважина 110 может включать отверстия 112, которые позволяют текучим средам протекать через углеводородсодержащий пласт 100 на уровнях различной глубины. В определенных вариантах осуществления углеводородный слой 130 может быть менее чем на 1000 футов (304,8 м) ниже поверхности земли. В некоторых вариантах осуществления порода, подстилающая продуктивный пласт 140 углеводородсодержащего пласта 100, может быть смоченной нефтепродуктом. В других вариантах осуществления может присутствовать низкое солесодержание воды в углеводородсодержащем пласте 100.

Композиция для извлечения углеводорода может подаваться к пласту в количестве, основанном на углеводородах, присутствующих в углеводородсодержащем пласте. Количество композиции для извлечения углеводорода, однако, может быть слишком малым для достоверной доставки к углеводородсодержащему пласту с использованием известных методов доставки (например, нагнетания). Для облегчения доставки небольших количеств композиции для извлечения углеводорода к углеводородсодержащему пласту композиция для извлечения углеводорода может смешиваться с водой и/или рассолом, чтобы произвести вводимую жидкость.

В варианте осуществления композицию для извлечения углеводорода подают к углеводородсодержащему пласту Северного моря примешиванием ее к рассолу из пласта, из которого углеводороды должны быть извлечены. Далее смесь вводят в углеводородсодержащий пласт.

В варианте осуществления композицию для извлечения углеводорода подают к углеводородсодержащему пласту 100, примешивая ее к рассолу из пласта. Предпочтительно композиция для извлечения углеводорода содержит от 0,01 до 0,75 мас.% всей воды и/или смеси рассол/композиция для извлечения углеводорода (вводимая жидкость). Более важным является количество вводимого фактически активного вещества, которое присутствует во вводимой жидкости (активным веществом является поверхностноактивное вещество, в настоящем описании смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_24-28 внутренних олефинов). Таким образом, количество смеси во вводимой жидкости может составлять от 0,01 до 0,1 мас.%, предпочтительно от 0,04 до 0,05 мас.%. Вводимую жидкость затем вводят в углеводородсодержащий пласт.

- 9 020027

К смеси композиция/рассол (вводимой жидкости) может добавляться солюбилизатор для поддержания ее как единой фазы перед ее введением в пласт. Солюбилизатор может являться этоксилированным спиртом, в котором спирт перед этоксилированием имел среднюю молекулярную массу по меньшей мере 220. Солюбилизатор может содержать от 5 до 9 молей этиленоксида на моль спирта. В варианте осуществления солюбилизатор может содержать от 5 до 7 молей этиленоксида на моль спирта. Солюбилизатор может содержать 1 мас.% или более общей композиции для извлечения смеси углеводород/рассол, но предпочтительный солюбилизатор может содержать менее чем 0,1 мас.% смеси, предпочтительно 0,02-0,05 мас.%.

Композиция для извлечения углеводорода может взаимодействовать с по меньшей мере частью углеводородов в углеводородном слое 130. Взаимодействие композиции для извлечения углеводорода с углеводородным слоем 130 может снизить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела фаз между одной или более текучими средами (например, водой, углеводородами) в пласте и породах, подстилающих продуктивный пласт 140, одной или более текучими средами в пласте и породах, окружающих продуктивный пласт 120, или их комбинациями.

В варианте осуществления композиция для извлечения углеводорода может взаимодействовать с по меньшей мере частью углеводородов и по меньшей мере частью одной или более других текучих сред в пласте, чтобы снизить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз между углеводородами и одной или более текучими средами. Снижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз может позволить по меньшей мере части углеводородов сформировать эмульсию с по меньшей мере частью одной или более текучих сред в пласте. Значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и одной или более текучей средой может быть изменено композицией для извлечения углеводорода до значения менее чем приблизительно 0,1 дина/см (1-10^-8 Н/м). В некоторых вариантах осуществления значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и другими текучими средами в пласте может быть снижено композицией для извлечения углеводорода до менее чем приблизительно 0,05 дина/см (5-10^-9 Н/м). Значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и другими текучими средами в пласте может быть снижено композицией для извлечения углеводорода до менее чем 0,001 дина/см (1-10^-10 Н/м) в других вариантах осуществления.

По меньшей мере часть смеси композиция для извлечения смеси углеводорода/углеводород/текучая среда может быть перемещена к добывающей скважине 150. Продукты, полученные из производственной скважины 150, могут включать, но не являются ограниченными, компоненты композиции для извлечения углеводорода (например, длинноцепочечный алифатический спирт и/или длинноцепочечную алифатическую кислотную соль), метан, монооксид углерода, воду, углеводороды, аммиак, асфальтены или их комбинации. Добыча углеводородов из углеводородсодержащего пласта 100 может быть увеличена на более чем приблизительно 50% после того, как композиция для извлечения углеводорода была добавлена к углеводородсодержащему пласту.

В определенных вариантах осуществления углеводородсодержащий пласт 100 может быть предварительно обработан жидкостью для извлечения углеводорода. Жидкость для извлечения углеводорода может быть составлена из воды, водяного пара, рассола, газа, жидких полимеров, вспененных полимеров, мономеров или их смесей. Жидкость для извлечения углеводорода может быть использована для обработки пласта перед тем, как углеводородсодержащую композицию подают к пласту. Углеводородсодержащий пласт 100 может быть менее чем на 1000 футов (304,8 м) ниже поверхности земли в некоторых вариантах осуществления. Жидкость для извлечения углеводорода может быть нагретой перед введением в углеводородсодержащий пласт 100 в некоторых осуществлениях. Жидкость для извлечения углеводорода может снизить вязкость по меньшей мере части углеводородов в пласте. Снижение вязкости по меньшей мере части углеводородов в пласте может улучшить перемещение по меньшей мере части углеводородов к добывающей скважине 150. После перемещения по меньшей мере части углеводородов в углеводородсодержащем пласте 100 повторное введение той же или иных жидкостей для извлечения углеводорода может стать менее эффективным в перемещении углеводородов через углеводородсодержащий пласт. Низкая эффективность перемещения может быть из-за создания жидкостями для извлечения углеводорода более проницаемых зон в углеводородсодержащем пласте 100. Жидкости для извлечения углеводорода могут проходить через проницаемые зоны в углеводородсодержащем пласте 100 и не взаимодействовать с или перемещать остающиеся углеводороды. Таким образом, перемещение более тяжелых углеводородов, адсорбированных к породам, подстилающим продуктивный пласт 140, может быть со временем снижено. В итоге пласт может рассматриваться как низкопроизводящий или экономически неподходящий для добычи углеводородов.

В определенных осуществлениях введение композиции для извлечения углеводорода после обработки углеводородизвлекающего пласта жидкостью для извлечения углеводорода может улучшить перемещение более тяжелых углеводородов, адсорбированных на породах, подстилающих продуктивный пласт 140. Композиция для извлечения углеводорода может взаимодействовать с углеводородами, чтобы снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз между углеводородами и породами, подсти

- 10 020027 лающими продуктивный пласт 140. Снижение поверхностного натяжения на поверхности раздела фаз может быть таким, что углеводороды перемещаются к и добываются из добывающей скважины 150. Углеводороды, полученные из добывающей скважины 150, могут включать в некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть компонентов композиции для извлечения углеводорода, жидкости для извлечения углеводорода, введенной в скважину для предварительной обработки, метан, диоксид углерода, аммиак или их комбинации. Добавление композиции для извлечения углеводорода к по меньшей мере части низкопроизводящего углеводородсодержащего пласта может увеличить продуктивную жизнь скважины углеводородсодержащего пласта. Получение углеводородов из углеводородсодержащего пласта 100 может быть увеличено на более чем приблизительно 50%, после того как была добавлена композиция для извлечения углеводорода к углеводородсодержащему пласту. Увеличенная добыча углеводородов может увеличивать рентабельность углеводородсодержащего пласта.

Взаимодействие композиции для извлечения углеводорода с по меньшей мере частью углеводородов в пласте может снизить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и породами, подстилающими продуктивный пласт 140. Уменьшение по меньшей мере части поверхностного натяжения может сдвинуть, по меньшей мере, углеводородный пласт 100. Перемещение по меньшей мере части углеводородов, однако, может не быть в нормах рентабельности.

В одном варианте осуществления полимеры и/или мономеры могут вводиться в углеводородный пласт 100 посредством нагнетательной скважины 110 после обработки пласта композицией для извлечения углеводорода, для увеличения подвижности по меньшей мере части углеводородов через пласт. Подходящие полимеры включают, но не являются ограниченными, С1ВЛ® ЛБСОЕБООБ*. произведенный С1Ьа 8рес1а11у АббШуек (Татгу1о^п, №\ν Уогк), ТтатДос®, произведенный ТтатДос 1пс. (Тетр1е, Ап/опа), и НЕ® полимеры, произведенные Сйеутоп РЫШрк Сйет1са1 Со. (Тйе ^ооб1апбк, Техак). Взаимодействие между углеводородами, композицией для извлечения углеводорода и полимерами может увеличить подвижность по меньшей мере части углеводородного остатка в пласте к производственной скважине 150.

Внутренний олефинсульфонатный смесевой компонент композиции является термически стабильным и может быть использован в широком диапазоне температур. В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводорода может добавляться к части углеводородсодержащего пласта 100, который имеет среднюю температуру от 0 до 150°С из-за высокой термической устойчивости сульфонатов внутренних олефинов.

В некоторых вариантах осуществления композиция для извлечения углеводорода может быть скомбинирована с по меньшей мере частью жидкости для извлечения углеводорода (например, водой, растворами полимеров) с получением вводимой жидкости. Композиция для извлечения углеводорода может вводиться в углеводородсодержащий пласт 100 посредством нагнетательной скважины 110, как показано на фиг. 2. Взаимодействие композиции для извлечения углеводорода с углеводородами в пласте может снизить по меньшей мере часть поверхностного натяжения на границе раздела фаз между углеводородами и породами, подстилающими продуктивный пласт 140. Снижение по меньшей мере части поверхностного натяжения может перемещать по меньшей мере часть углеводородов к выбранной секции 160 в углеводородсодержащем пласте 100, чтобы образовать углеводородный участок 170. По меньшей мере часть углеводородов может добываться из углеводородного участка 170 в выбранной секции углеводородсодержащего пласта 100.

В других вариантах осуществления перемещение по меньшей мере части углеводородов в выбранную секцию 160 может не быть в нормах рентабельности. В углеводородный пласт 100 могут вводиться полимеры для увеличения подвижности по меньшей мере части углеводородов через пласт. Взаимодействие между по меньшей мере частью углеводородов, композицией для извлечения углеводорода и полимерами может увеличивать подвижность по меньшей мере части углеводородов к производственной скважине 150.

В некоторых вариантах осуществлениях композиция для извлечения углеводорода может включать неорганические соли (например, карбонат натрия (Ыа₂СО₃), хлорид натрия (ЫаС1), хлорид кальция (СаС1₂)). Добавление неорганической соли может содействовать диспергированию композиции для извлечения углеводорода по всей толще смеси углеводород/вода. Улучшенное диспергирование композиции для извлечения углеводорода может снизить взаимодействие между углеводородной и водной поверхностями раздела. Сниженное взаимодействие может снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз смеси и обеспечить жидкость, которая является более подвижной.

Примеры

Пример 1.

Получали композицию для извлечения углеводорода, включающую смеси сульфонатов внутренних олефинов, и измерения поверхностного натяжения на границе раздела фаз сравнивали для множества различных композиций. Были получены С₁₅.₁₈, С_20-24 и С_24-28 внутренние олефины. Эти внутренние олефины сульфонировали и тестировали, как описано ниже.

С20-24 внутренние олефины (полученные из альфа-олефинов) являлись смесью только однородного углеродного числа олефинов и имели среднее углеродное число 20,7. 4-5% общих олефинов составляли

- 11 020027

С18 внутренние олефины (18 атомов углерода), 59-61% составляли С20, 29-31% составляли С22, и 3-8% составляли С24. 92% внутренних олефинов имели от 20 до 24 атомов углерода.

С_15-18 внутренние олефины являлись смесью нерегулярных и однородных углеродных чисел олефинов и имели среднее углеродное число 16,3. С14 олефины составляли 1% от общего, С15 составляли 25%, С16 составляли 27%, С17 составляли 27%, С18 составляли 20%, и С19 составляли <1%. 96% внутренних олефинов имели от 15 до 18 атомов углерода.

С_24-28 внутренние олефины являлись смесью нерегулярных и однородных углеродных чисел олефинов и имели среднее углеродное число 26. С23 олефины составляли 3% от общего, С24 составляли 16%, С25 составляли 23%, С26 составляли 22%, С27 составляли 20%, С28 составляли 13%, и С29 составляли 3%. 94% внутренних олефинов имели от 24 до 28 атомов углерода.

Составы и измерения поверхностного натяжения на границе раздела фаз сведены в таблицы на фиг. 3 и 4 (3,1 мас.% солесодержания). Композиции получали смешиванием композиции для извлечения углеводорода с рассолом при желаемом уровне солесодержания для получения 0,2 мас.% активного раствора.

Значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз для смесей углеводород/композиция для извлечения углеводорода/вода определяли, используя υηίνβΓδίίγ оГ Техак 8ρίηηίη§ Игор 1п1егГас1а1 Тсп5ютс1сг (υΤδΌΙΤ) (вращающий капельный тензиометр для измерения поверхностного натяжения на границе раздела фаз Университета Техаса) модели 500-РС8. 3-микролитровую (мкл) каплю н-додеканового углеводорода помещали в стеклянную капиллярную трубку, содержащую раствор композиции для извлечения смеси углеводород/рассол для получения объемного соотношения рассол-углеводород, равного 400. Трубку помещали во вращательный капельный аппарат и далее запечатывали. Мотор был быстро включен для вращения трубки, чтобы создать цилиндрические капли в трубке (например, 6-12 мс/об.). Длина капли могла быть больше или равна 4-кратной ширине капли. Капиллярная трубка и капля нагревались до различных температур (до и выше 25, 50, 75 и 98°С). Каплю записывали на видеопленку для последующего проигрывания для измерения размеров капли и подсчета поверхностного натяжения на границе раздела фаз между каплей и композицией/рассол, использующей Орйта® 8у§1ет.

Диапазон времени измерения составлял от приблизительно 0,1 до приблизительно 1,0 ч до достижения капельного равновесия.

Несколько экспериментов осуществляли с различными соотношениями С_20-24 ΙΟ8 и С_24-28 ΙΟ8. Можно увидеть на фиг. 3 и 4, что 78:22 С_20-24 1О8/С_24-28 ΙΟ8 смесь достигала наименьшего ΙΡΤ.

Пример 2.

В данном эксперименте получали смесь С₁₄.₁₈ ΙΟ8 с С_20-24 ΙΟ8 и сравнивали для ΙΡΤ против С_20-24Ю8/С_24-28 ΙΟ8 смеси. Обе смеси содержали 90 мас.% С_20-24 ΙΟ8 и были протестированы с тем же самым необработанным рассолом морской воды (3,1 мас.% солесодержания). Можно увидеть на фиг. 5, что смесь С_20-24 Ю8/С_24-28 ΙΟ8 по настоящему изобретению достигла сильно сниженного ΙΡΤ, чем сравнительная смесь С_20-24 Ю8/С1_5-1₈ ΙΟ8.

Пример 3.

В данном эксперименте 0,02 мас.% этоксилированного (7 молей ЕО) ΝΕΟΤΟΕ® 45 спиртового (смесь спирта с 14 углеродами и спирт с 15 углеродами) солюбилизатора добавили к 78:22 смеси С_20-24ΙΟ8 и С_24-28 ΙΟ8. Ее протестировали с необработанным нефтепродуктом и рассолом морской воды и сравнили относительно смеси без солюбилизатора. Можно увидеть на фиг. 6, что солюбилизатор не оказывает негативного эффекта на ΙΡΤ.

Пример 4.

В данном эксперименте изготовили смесь С₁₅_₁₈ ΙΟ8 с С_20-24 ΙΟ8 и сравнили для ΙΡΤ относительно смеси С_20-24 Ю8/С_24-28 ΙΟ8. Обе смеси имели массовое соотношение 78:22 С_20-24 ΙΟ8 к другим ΙΟ8 и были протестированы с другим неочищенным нефтепродуктом Северного моря и рассолом морской воды с 3,1 мас.% солесодержания и жесткостью 1300 ч./млн и 4,8 мас.% солесодержания и жесткостью 2000 ч./млн. Композиции получали смешением композиции для извлечения углеводорода с рассолом с требуемым уровнем солесодержания, чтобы получить 0,2 мас.% активного раствора. Можно увидеть на фиг. 7, что смесь С_20-24 Ю8/С1_5-1₈ ΙΟ8 по настоящему изобретению достигла много меньшего ΙΡΤ, чем смесь С_20-24 Ю8/С_24-28ΙΟ8, когда солесодержание составляло 4,8 мас.%, и что смесь С_20-24 Ю8/С_24-28 ΙΟ8 достигла много меньшего ΙΡΤ, чем смесь С_20-24 Ю8/С1_5-1₈ ΙΟ8, когда солесодержание составляло 3,1 мас.%. Кроме того, С_20-24ΙΟ8 протестировали саму по себе с обоими солесодержаниями, и результаты показывают, что добавление С_20-24 ΙΟ8 улучшает ΙΡΤ результаты при 3,1 мас.% солесодержания и добавление С_15-18 ΙΟ8 улучшает ΙΡΤ результаты при 4,8 мас.% солесодержания.

Пример 5.

В данном эксперименте соотношение 80:20 смеси С_20-24 Ю8/С1_5-1₈ ΙΟ8 и С_20-24 Ю8/С_24-28 ΙΟ8 протестировали при 72°С в том же самом неочищенном нефтепродукте с различными солесодержаниями. Хотя числа не могут непосредственно сравниваться с теми же из предыдущего примера в связи с тем, что рассол в этих тестах не имел жесткости, результаты действительно показывают, что смесь С_20-24 Ю8/С1_5-1₈ΙΟ8 произвела в большей степени сниженное ΙΡΤ, так как солесодержание увеличивали, и что для смеси С_20-24 Ю8/С_24-28 ΙΟ8 ΙΡΤ в значительной степени понизилось, так как солесодержание уменьшилось. При

- 12 020027 низком уровне солесодержания, составляющем 1 мас.%, имелось небольшое различие, и ΙΕΤ были более высокими.

Пример 6.

В данном эксперименте соотношение смеси 50:50 С₂о-24 Ю8/С₁₅.₁₈ ΙΘ8 и С_15-18 ΙΘ8 тестировали при 90°С в Норвежском сыром нефтепродукте при различных солесодержаниях. Результаты на фиг. 9 показывают, что соотношение смеси 50:50 С_20-24 Ю8/С_15-18 ΙΘ8 давало намного более низкое ΙΡΤ при 4, 7 и 10 мас.% солесодержания и что ΙΡΤ смеси было немного ниже при солесодержании 13 мас.%.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки углеводородсодержащего пласта, в котором солесодержание рассола из пласта составляет от 2 до 4 мас.%, включающий:

(a) подачу композиции для извлечения углеводорода по меньшей мере к части углеводородсодержащего пласта, в котором композиция содержит смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_24-28 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов к сульфонатам С_24-28 внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С_20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С24-28 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 25 до 27 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода; и (b) обеспечение взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте.
2. Способ обработки углеводородсодержащего пласта, в котором солесодержание рассола из пласта составляет от более чем 4 до 13 мас.%, включающий:

(a) подачу композиции для извлечения углеводорода по меньшей мере к части углеводородсодержащего пласта, в котором композиция содержит смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_15-1₈ внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов к сульфонатам С_15-18 внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С_20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С15-18 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 16 до 17 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода; и (b) обеспечение взаимодействия композиции с углеводородами в углеводородсодержащем пласте.
3. Способ по п.1 или 2, в котором композицию для извлечения углеводорода подают к углеводородсодержащему пласту, примешивая ее к воде и/или рассолу из пласта, из которого необходимо извлечь углеводороды, с образованием вводимой жидкости, в которой смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_24-28 внутренних олефинов или сульфонатов С_15-18 внутренних олефинов содержится в количестве от 0,01 до 0,1 мас.% от вводимой жидкости, и затем вводят вводимую жидкость в пласт.
4. Способ по п.3, в котором вводимая жидкость дополнительно содержит менее чем 0,1 мас.% общей композиции солюбилизатора.
5. Способ по п.4, в котором вводимая жидкость содержит от 0,02 до 0,05 мас.% солюбилизатора.
6. Композиция для извлечения углеводорода, содержащая смесь сульфонатов С_20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С24-28 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С20₂₄ внутренних олефинов к сульфонатам С_24-28 внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С_20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С_24-28 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 25 до 27 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 24 до 28 атомов углерода.
7. Композиция для извлечения углеводорода, содержащая смесь сульфонатов С20-24 внутренних олефинов и сульфонатов С_15-18 внутренних олефинов, в которой массовое соотношение сульфонатов С₂₀₂₄ внутренних олефинов к сульфонатам С₁₅.₁₈ внутренних олефинов составляет от 90:10 до 70:30, где указанные сульфонаты С20-24 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 20,5 до 23 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних олефинов в смеси содержат от 20 до 24 атомов углерода, и где указанные сульфонаты С_15-18 внутренних олефинов представляют собой смесь сульфонатов внутренних олефинов, в которой смесь имеет среднее углеродное число от 16 до 17 и по меньшей мере 50 мас.% сульфонатов внутренних

- 13 020027 олефинов в смеси содержат от 15 до 18 атомов углерода.