СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПОДЗЕМНЫХ НЕФТЕНОСНЫХ ПЛАСТОВ, СОДЕРЖАЩИХ КАРБОНАТНЫЕ ПОРОДЫ

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземных нефтеносных карбонатных пластов, содержащих карбонатные породы, водной композицией, содержащей катионные соли аммония, содержащие четыре углеводородных радикала, в которых по меньшей мере один из углеводородных радикалов замещен OH-группой. Способ может являться способом улучшенного извлечения нефти, обработки гидроразрывом, кислотной обработки или обработки, препятствующей образованию отложений.

Приблизительно 50 процентов резервуаров сырой нефти во всем мире заключено в карбонатных породных пластах. Наибольшее количество этих карбонатных резервуаров обладают высокой степенью неоднородности и имеют разрывы природного происхождения. Природные компоненты сырой нефти, такие как асфальтены и органические кислоты, адсорбируются на поверхности породы вследствие их положительного электрокинетического потенциала. Вследствие этого карбонатные резервуары часто являются смешанными от гидрофильных до гидрофобных. Корреляция между кислотным числом сырой нефти и состоянием гидрофобности описано D. Standnes и Т. Austad, J. Petroleum Science and Engineering, 28, 111-121 (2000): Чем выше кислотное число, тем более гидрофобной становится поверхность породы.

Подвергнутые гидроразрыву гидрофобные карбонатные месторождения являются большой проблемой для технологий первичного и повышенного извлечения нефти, главным образом по двум причинам: Во время заводнения вода течет главным образом через разрывы с высокой проницаемостью и, кроме того, вода не способна впитываться в блоки плотной нефтеносной матрицы, имеющие отрицательное капиллярное давление из-за гидрофобной природы породы. В результате происходит ранний прорыв воды и недостаточное вытеснение нефти. В отличие от этого, в смачиваемом водой резервуаре вода может впитываться в блоки нефтеносной матрицы капиллярными силами и понижать проскальзывание. Следовательно, смачиваемость породы играет важную роль для повышенного извлечения нефти в ходе заводнения в карбонатных резервуарах.

В технике известно применение химических соединений для преобразования поверхностей из гидрофильных в гидрофобные.

Для этой цели предложено применение сульфатов, таких как сульфат натрия. Предположили, что природные органические карбоксилаты, адсорбированные на поверхности породы, замещали небольшими отрицательно заряженными ионами, делая таким образом поверхность более гидрофильной (см., например, Strand и др., Colloids & Surfaces, 275, 1-10 (2006) and Energy & Fuels, 22, 3222-3225 (2008)).

Кроме того, для заводнения в карбонатных пластах предложено применять катионные поверхностно-активные вещества, чтобы изменить их смачиваемость. Предполагают, что катионные поверхностно-активные вещества образуют растворимые в нефти ионные пары с адсорбированными органическими карбоксилатами, делая таким образом поверхность породы гидрофильной.

D.С. Standnes и Т. Austad (J. Petroleum Science and Engineering, 28, 123-143 (2000) а также в Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects 216 (2003) 243-259) раскрывают применение бромида н-октилтриметиламмония, бромида н-децилтриметиламмония, бромида н-додецилтриметиламмония и бромида н-гексадецилтриметиламмония и катионных поверхностно-активных веществ, содержащих фенильные группы, для изменения смачиваемости в меле.

Также предложено применение бромида додецилтриметиламмония S. Strand, , и Т. Austad, и применение бромида додецилтриметиламмония, бромида тетрадецилтриметиламмония и бромида гексадецилтриметиламмония Т. Austad и др. (Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects 117 (1998) 117-129).

WO 2011/086360 A1 раскрывает обрабатывающие текучие среды для контроля смачиваемости многочисленных типов скальных пород, которые содержат первое поверхностно-активное вещество, обладающее зарядом, второе поверхностно-активное вещество, обладающее противоположным зарядом, и средство для их совместимости. Поверхностно-активные вещества могут представлять собой катионные поверхностно-активные вещества, такие как хлориды алкиламмония, и анионные поверхностно-активные вещества, такие как сульфаты простых алкильных эфиров, и средство для их совместимости можно выбирать из различных поверхностно-активных веществ, включая этоксилированные сложные эфиры жирных кислот и сорбита.

Для обеспечения подвижности сырой нефти, заполняющей небольшие капиллярные горловины, являются важными другие свойства, такие как понижение межфазного натяжения между нефтью и водой, кроме свойства изменения смачиваемости скальной породы.

Все еще существует необходимость в улучшении добычи нефти из карбонатных резервуаров. Следовательно, цель изобретения заключается в предоставлении улучшенного способа обработки подземных содержащих углеводороды карбонатных пластов катионными поверхностно-активными веществами.

Соответственно, обнаружен способ обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы, который включает в себя по меньшей мере следующие стадии

- нагнетание водной композиции, содержащей по меньшей мере одно катионное поверхностно-активное вещество (S), по меньшей мере в часть нефтеносного пласта,

- предоставление возможности композиции взаимодействовать с гидрофобными поверхностями в пласте,

в которой катионное поверхностно-активное вещество (S) обладает общей формулой (I)

и R¹, R², R³, R⁴ и X^m- имеют следующие значения:

R¹: группа, выбираемая из группы R^1a и R^1b, в которой

R^1a является алифатическим линейным или разветвленным углеводородным радикалом, содержащим от 10 до 22 атомов углерода, и

R^1b является алифатическим линейным или разветвленным углеводородным радикалом, содержащим от 10 до 22 атомов углерода, замещенных от 1 до 3 OH-группами, и

R², R³ и R⁴ могут быть одинаковыми или различными и выбираются из группы из

R^2a, R^3a, R^4a: алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода,

R^2b, R^3b, R^4b: OH-замещенных алкильных групп, содержащих от 1 до 4 атомов углерода, и

R^2c, R^3c, R^4c: групп простых алкильных эфиров формулы

-CH₂CH₂OCH₂CH₂OH и

-CH₂CH₂OCH₂CH₂OCH₂CH₂OH, и

X^m- является анионом, в котором m равно 1, 2 или 3,

при условии, что по меньшей мере одна из групп R¹, R², R³ и R⁴ содержит OH-группу, и общее количество OH групп в поверхностно-активном веществе (S) составляет от 1 до 4.

К удивлению обнаружено, что гидроксизамещенные поверхностно-активные вещества обладают значительно более высокими характеристиками в процессах обработки подземных содержащих углеводороды пласты, чем соли незамещенного длинноцепочечного алкилтриалкиламмония, известные в технике.

В соответствии с изобретением следует изложить конкретно следующее:

Катионные поверхностно-активные вещества

В способе согласно изобретению для обработки подземных содержащих углеводороды пластов применяют водную композицию, содержащую по меньшей мере одно катионное поверхностно-активное вещество (S). Катионное поверхностно-активное вещество представляет собой соль аммония, содержащую четыре углеводородных радикала, при условии, что по меньшей мере один из углеводородных радикалов замещен по меньшей мере одной OH-группой.

Поверхностно-активные вещества (S) имеют следующую общую формулу (I)

R¹ представляет собой группу, выбираемую из группы R^1a и R^1b, где R^1a является углеводородным радикалом и R^1b является OH-замещенным углеводородным радикалом.

Группа R^1a представляет собой алифатический линейный или разветвленный углеводородный радикал, содержащий от 10 до 22 атомов углерода. Предпочтительно R^1a содержит от 12 до 20 атомов углерода, более предпочтительно от 14 до 18 атомов углерода и, например, от 12 до 18 атомов углерода. Разветвленные углеводородные радикалы R^1a могут обладать любой степенью химически возможной разветвленности. В одном варианте выполнения изобретения R^1a имеет не более чем 2 ветви, предпочтительно не более чем одну ветвь. Предпочтительно R^1a представляет собой алкильный радикал, более предпочтительно линейный алкильный радикал. Примеры подходящих групп R^1a включают н-дециловую, н-ундециловую, н-додециловую, н-тетрадециловую, н-гексадециловую, н-октадециловую, н-эйкозиловую или н-докозаниловую группы.

Группа R^1b представляет собой OH-замещенный алифатический линейный или разветвленный углеводородный радикал, содержащий от 10 до 22 атомов углерода. Предпочтительно R^1b содержит от 12 до 22 атомов углерода, более предпочтительно от 14 до 18 атомов углерода и, например, от 12 до 18 атомов углерода. Разветвленные углеводородные радикалы R^1b могут обладать любой химически возможной степенью разветвленности, но должны предпочтительно иметь не более чем 2 ветви, более предпочтительно не более чем одну ветвь. Предпочтительно, R^1b представляет собой OH-замещенный алкильный радикал, более предпочтительно OH-замещенный линейный алкильный радикал.

Количество OH-групп в R^1b составляет от 1 до 3, предпочтительно 1 или 2 и наиболее предпочтительно R^1b является радикалом, содержащим одну OH-группу.

В предпочтительном варианте выполнения изобретения R^1b имеет общую формулу в которой R⁵ представляет собой линейную или разветвленную алкильную группу, содержащую от 8 до 20 атомов углерода, предпочтительно от 10 до 18 атомов углерода, более предпочтительно от 12 до 14 атомов углерода и, например, от 10 до 16 атомов углерода. Предпочтительно, R⁵ представляет собой линейную алкильную группу, содержащую от 8 до 20 атомов углерода, предпочтительно от 10 до 18 атомов углерода, более предпочтительно от 12 до 14 атомов углерода и, например, от 10 до 16 атомов углерода. Примеры групп R^1b включают 2-гидроксидециловую, 2-гидроксидодециловую, 2-гидрокситетрадециловую, 2-гидроксиоктадециловую или 2-гидроксиэйкозиловую группы.

Группы R², R³ и R⁴ могут быть одинаковыми или различными и их можно соответственно выбирать из группы из

Для того чтобы избежать недопонимания, R² выбирают из R^2a, R^2b и R^2c, R³ выбирают из R^3a, R^3b и R^3c, и R⁴ выбирают из R^4a, R^4b и R^4c.

Согласно изобретению радикалы R¹, R², R³ и R⁴ выбирают таким образом, чтобы по меньшей мере один из радикалов R¹, R², R³ и R⁴ содержал OH-группу, при условии, что общее количество OH групп в поверхностно-активном веществе формулы (I) составляет от 1 до 4, предпочтительно от 1 до 3 и более предпочтительно 2.

X^m- представляет собой анион, где m составляет 1, 2 или 3, предпочтительно 1 или 2 и наиболее предпочтительно 1. Примеры анионов включают F^-, Cl^-, Br^-, I^-, CH₃SO₃^-, CF₃SO₃^-, SO₄^2-, NO₃^- или PO₄^3-. Предпочтительные анионы включают Cl^- и Br^-.

Кроме рассмотрения упомянутых выше требований, квалифицированный специалист может выбирать радикалы R¹, R², R³ и R⁴ согласно своим нуждам.

В одном варианте выполнения изобретения поверхностно-активное вещество (S) согласно изобретению содержит группу R^1b. Предпочтительно группа R^1b является замещенной одним ОН, более предпочтительно R^1b является группой общей формулы

В другом варианте выполнения изобретения поверхностно-активное вещество (S) согласно изобретению содержит группу R^2b, которая предпочтительно является 2-гидроксиэтиловой группой. R³ и R⁴ могут быть группами R^3a и R^4a соответственно, предпочтительно этиловыми или метиловыми группами.

В дополнительном варианте выполнения изобретения поверхностно-активное вещество (S) согласно изобретению содержит группу R^1b, предпочтительно группу общей формулы группу R^2b, предпочтительно 2-гидроксиэтиловую группу, группу R^3a, предпочтительно метиловую группу, и группу R^4a, предпочтительно метиловую группу. В этом варианте выполнения, R⁵ предпочтительно содержит от 10 до 16 атомов углерода, более предпочтительно от 12 до 16 атомов углерода.

В одном варианте выполнения изобретения поверхностно-активное вещество (S) согласно изобретению представляет собой соль (2-гидроксиэтил)(2-гидроксигексадецил)диметиламмония, предпочтительно хлоридную или бромидную соль.

Изготовление катионных поверхностно-активных веществ (S) известно квалифицированным специалистам, и поверхностно-активные вещества коммерчески доступны.

Водные составы

Для способа согласно настоящему изобретению применяют водную композицию, содержащую по меньшей мере одно катионное поверхностно-активное вещество (S) общей формулы как описано подробно выше. Конечно, можно применять два или более различных поверхностно-активных веществ (S) формулы (I). Квалифицированные специалисты могут выбирать конкретные поверхностно-активные вещества согласно своим нуждам.

Дополнительные компоненты водной композиции выбираются квалифицированными специалистами согласно нуждам способа.

Кроме воды, водная композиция может также содержать органические растворители, смешиваемые с водой. Примеры подобных растворителей включают спирты, такие как этанол, н-пропанол, изо-пропанол или бутилмоногликоль. Если присутствуют органические растворители, их количество не должно превышать 50 мас. % по отношению ко всем растворителям, присутствующих в композиции, предпочтительно оно не должно превышать 25 мас. %, более предпочтительно не более чем 10 мас. %. В предпочтительном варианте выполнения изобретения в качестве растворителя применяют только воду.

Применяемая вода может быть соленой водой, содержащей растворенные соли. Примеры солей включают галогениды, в частности, хлориды, сульфаты, бораты одно- или двухвалентных катионов, таких как Li⁺, Na⁺, K⁺, Mg²⁺, Ca²⁺, Sr²⁺ или Ba²⁺. Соленость воды может составлять от 1000 част. на млн. до 230000 част. на млн.

Концентрация поверхностно-активных веществ (S) согласно формуле (I) может составлять от 0,01% до 10 мас. % по отношению к сумме всех компонентов водной композиции, предпочтительно от 0,1% до 5 мас. % и более предпочтительно от 0,1% до 2 мас. %.

Водная композиция может содержать дополнительные компоненты, такие как анионные, катионные, неионогенные и амфотерные поверхностно-активные вещества, а также полимеры, неорганические соли, такие как хлорид натрия или хлорид калия, щелочи, такие как гидроксид натрия или гидрокарбонат натрия, или альтернативно кислоты, такие как HCl или метансульфоновая кислота. Конечно, можно также применять поверхностно-активные вещества (S), отличающиеся от поверхностно-активных веществ формулы (I). Количество каждого из подобных дополнительных компонентов может составлять от 0,01% до 10 мас. %.

В одном варианте выполнения изобретения водный раствор содержит карбоновые кислоты или предпочтительно соли карбоновых кислот. Карбоновые кислоты могут представлять собой алифатические и/или ароматические карбоновые кислоты. В предпочтительном варианте выполнения можно применять салициловую кислоту и/или ее соли, например, салицилат натрия. В одном варианте выполнения водный раствор содержит соль (2-гидроксиэтил)(2-гидроксигексадецил)диметиламмония, предпочтительно хлоридную и/или бромидную соль, и салициловую кислоту и/или ее соли, например, салицилат натрия. Количество салициловой кислоты и/или ее солей может составлять от 1 до 100 мол. % по отношению к поверхностно-активному веществу (S), в частности соль (2-гидроксиэтил)(2-гидроксигексадецил)диметиламмония, предпочтительно хлоридную и/или бромидную соль.

Водную композицию можно получить смешением воды, поверхностно-активного вещества (веществ) (S) и необязательных дополнительных компонентов. Применяемая вода может быть пресной водой, а также можно применять морскую воду или пластовую воду, т.е. более или менее соленой водой. Одно из преимуществ поверхностно-активных веществ (S), применяемых для способа согласно изобретению, заключается в том, что они показывают удовлетворительные результаты в соленой воде.

Поверхностно-активное вещество (S) можно предоставить как концентрированный водный раствор, который применяют для смешения с водной композицией для применения непосредственно в местоположении применения, например, на нефтяном месторождении.

Способ обработки подземных карбонатных пластов

Способ обработки подземных нефтеносных пластов можно применить для любого типа подземного пласта, содержащего карбонатные породы, такие как кальцитовые и/или доломитовые породы. В предпочтительном варианте выполнения изобретения пласт по существу состоит из карбонатных пород.

Нефть в пласте может быть любым типом сырой нефти, например, легкими фракциями или тяжелыми фракциями. Сырая нефть может содержать кислотные соединения. Кислотное число сырой нефти может составлять от 0,1 мг KOH/г до 6 мг KOH/г.

Кроме сырой нефти подземный пласт может содержать пластовую воду. Обычно пластовая вода является соляным раствором и ее соленость может составлять от 1000 част. на млн. до 230000 част. на млн. Температура пласта может составлять от 20°C до 150°C, предпочтительно от 40°C до 120°C, и посредством примера от 80°C до 130°C.

Подземный пласт обычным способом содержит поверхности, в частности внутренние поверхности пор, полостей и капилляров подземной нефтеносного пласта. Внутренние поверхности также включают поверхности солевых отложений, осажденных в пласте. Отложения могут быть карбонатными отложениями, такими как отложения на основе карбоната кальция или магния, сульфатными отложениями, такими как отложения на основе сульфата кальция.

Подобные поверхности в карбонатных пластах обычно являются гидрофобными. Для квалифицированного специалиста само собой разумеется, что поверхности, которая является гидрофобной, будет гидрофобной в большей или меньшей степени. Степень гидрофобности можно определить обычным образом посредством измерения угла контакта нефти на поверхности. Обычно угол контакта должен составлять от 0° до 30°, предпочтительно от 0° до 10° и наиболее предпочтительно около 0°. Нефть может покрывать поверхность в карбонатной поверхности полностью, например, она может образовать непрерывную пленку, или только часть поверхности может быть покрыта нефтью.

В способе согласно настоящему изобретению водную композицию, содержащую по меньшей мере одно катионное поверхностно-активное вещество (S), как описано выше, нагнетают по меньшей мере в часть нефтеносного пласта. Нагнетание можно осуществлять посредством нагнетания водной композиции в нагнетательные скважины и/или в производительные скважины, пробуренные в пласте. Нагнетание можно осуществлять только через одну скважину или через более чем один ствол скважины.

Во время нагнетания водная композиция протекает через каналы, поры, полости и т.д. из ствола скважины в пласт. Для квалифицированного специалиста само собой очевидно, что необходимо, чтобы давление нагнетания было достаточно высоким, чтобы дать возможность водной композиции проникать в пласт. Глубину проникновения квалифицированный специалист может выбирать обычным образом, например, выбором соответствующего давления нагнетания и/или времени нагнетания. Во время нагнетания в пласт водная композиция контактирует с гидрофобными поверхностями в пласте и водной композиции дают возможность взаимодействовать с гидрофобными поверхностями в нефтеносном пласте. Во время подобного взаимодействия гидрофобная поверхность становится более гидрофильной. Угол контакта между поверхностью и нефтью становится все больше и больше и в конце концов капли нефти могут отделяться от поверхности.

Способ, описанный выше, может быть частью процессов нефтепромысла и его можно комбинировать с дополнительными технологическими стадиями. Процессы нефтепромысла включают гидроразрыв, кислотную обработку, повышенное извлечение нефти, подготавливающее резервуар для обработки от образования отложений, завершающие процессы после бурения, когда поверхности пластов обмазаны нефтью и нефть необходимо удалить.

В одном варианте выполнения изобретения способ представляет собой способ повышенного извлечения нефти. Как описано выше, карбонатный пласт, кроме нефти, обычно содержит пластовую воду, и, кроме того, она содержит гидрофобные поверхности. Температура пласта и соленость пластовой воды могут быть такими, как описано выше. Нефтеносный пласт содержит по меньшей мере одну нагнетательную скважину и одну производительную скважину. Водную композицию нагнетают в подземный карбонатный пласт по меньшей мере через одну нагнетательную скважину под достаточным давлением так, чтобы нагнетаемая композиция текла через подземный пласт по направлению по меньшей мере к одной производительной скважине. Таким образом, она входит в контакт с гидрофобными поверхностями пласта и под влиянием по меньшей мере одного катионного поверхностно-активного вещества S) поверхность становится все более и более гидрофильной. Вследствие этого происходит непроизвольное впитывание воды в капилляры карбонатной породы благодаря капиллярным силам, и нефть выдавливается из капилляров. Смесь, содержащая нефть и воду, из пласта течет в производительную скважину.

На следующей стадии полученную смесь сырой нефти и пластовой воды можно разделить обычным образом на фазу сырой нефти и фазу пластовой воды. Указанное разделение можно провести с применением обычного оборудования и необязательных дополнительных деэмульгаторов в качестве технологических добавок.

В одном варианте выполнения способа для повышенного извлечения нефти можно применять отделенную соленую пластовую воду для получения водной композиции, содержащей катионное поверхностно-активное вещество (S). Можно применять только пластовую воду или пластовую воду, смешанную с пресной водой или морской водой. Водную композицию, содержащую соли, можно после этого нагнетать через скважину в пласт, возвращая таким образом по меньшей мере часть пластовой воды. В этом заключается экономическое преимущество, в частности, для добычи нефти в стране, где трудно удалить пластовую воду.

Во втором варианте выполнения изобретения способ представляет собой способ гидравлического разрыва. Водную композицию нагнетают в подземный нефтеносный пласт через производительную скважину. Температура пласта и соленость пласта могут быть такими, как описано выше. Во время обработки пласта гидрофобные поверхности становятся гидрофильными. На второй стадии водную текучую среду для гидроразрыва, содержащую загустители, нагнетают через производительную скважину. Нагнетание обычно проводят при давлении, достаточном для разрыва пород пласта. Указанные разрывы обычно образуются в зоне вокруг производительной скважины. Через образованные разрывы нефть может течь из пласта к производительной скважине, давая возможность таким образом увеличенную добычу нефти.

Следовательно, квалифицированным специалистам известны процессы гидроразрыва и подходящие водные текучие среды для гидроразрыва. Подходящие примеры водных текучих сред для гидроразрыва раскрыты в WO 2011/012164 A1. Кроме загустителей, текучие среды для гидроразрыва могут содержать так называемые пропанты (расклинивающие наполнители). Пропанты представляют собой небольшие твердые частицы, которые вызывают то, что образованные разрывы не закрываются после сброса давления. Стадия смачивания водой гидрофобных поверхностей перед нагнетанием текучей среды для гидроразрыва улучшает проникновение водной текучей среды для гидроразрыва в пласт, улучшая таким образом процесс образования разрывов.

В альтернативном варианте выполнения процесса гидроразрыва катионное поверхностно-активное вещество (S) может быть компонентом применяемой водной текучей среды для гидроразрыва. В этом варианте выполнения можно опустить отдельное нагнетание водной композиции, содержащей катионное поверхностно-активное вещество (S), как описано выше.

В третьем варианте выполнения способа согласно изобретению способ является процессом кислотной обработки. Водную композицию нагнетают в подземный нефтеносный пласт через производительную скважину. Температура пласта и соленость пласта могут быть такими, как описано выше. Во время обработки пласта гидрофобные поверхности становятся гидрофильными. На второй стадии водную кислотную композицию нагнетают через производительную скважину. Кислота растворяет отложения и может образовать новые полости, поры и др. в пласте, создавая таким образом новые каналы для потока нефти из пласта в производительную скважину, увеличивая таким образом добычу нефти.

В альтернативном варианте выполнения процесса кислотной обработки катионное поверхностно-активное вещество (S) может быть компонентом применяемой водной кислоты. В этом варианте выполнения можно опустить отдельное нагнетание водной композиции, содержащей катионное поверхностно-активное вещество (S), как описано выше.

В четвертом варианте выполнения способа согласно изобретению способ представляет собой способ удаления отложений во время добычи нефти. Гидрофобные поверхности представляют собой поверхности отложений, отложенные на нефтеносном пласте и/или стволе скважины и/или производственном оборудовании. На первой стадии гидрофобные поверхности отложений обрабатывают водной композицией, содержащей модификатор смачиваемости, и гидрофобные поверхности становятся гидрофильными. На второй стадии отложения обрабатывают водной композицией, содержащей по меньшей мере один ингибитор образования отложений, удаляя таким образом или по меньшей мере уменьшая отложения. Смачивание водой поверхностей до обработки ингибитором образования отложений значительно улучшает эффективность удаления отложений.

Обнаружено, что водные растворы поверхностно-активных веществ (S), в частности растворы поверхностно-активных веществ в соленой воде могут проявлять вязкоэластичное поведение при определенных условиях, таким образом приводя к дополнительным использованиям, так как вязкоэластичные растворы обладают более высокой вязкостью. Подобные вязкоэластичные эффекты можно повысить карбоновыми кислотами или предпочтительно солями карбоновых кислот.

В одном варианте выполнения изобретения водный состав, содержащий по меньшей мере поверхностно-активное вещество соль (2-гидроксиэтил)(2-гидроксигексадецил)диметиламмония, предпочтительно хлоридную и/или бромидную соль, которая проявляет вязкоэластичные свойства, можно применять для способа согласно изобретению. Предпочтительно можно применять водный состав, обладающий соленостью от 1000 част. на млн. до 200000 част. на млн., более предпочтительно от 10000 част. на млн. до 150000 и наиболее предпочтительно от 20000 част. на млн. до 100000 част. на млн. Преимущественно водный состав может содержать дополнительно салициловую кислоту и/или ее соли, например, салицилат натрия. Количество салициловой кислоты и/или ее солей может составлять от 1 до 100 мол. % по отношению к поверхностно-активному веществу. Подобные составы можно, в частности, применять для пластов, имеющих температуру пластов от 10°C до 50°C, предпочтительно от 20 до 40°C.

В предпочтительном варианте выполнения изобретения способ согласно изобретению является способом гидроразрыва и в качестве текучей среды для разрыва применяют вязкоэластичный состав, в частности водные составы, содержащие соль (2-гидроксиэтил)(2-гидроксигексадецил)диметиламмония, предпочтительно хлоридную и/или бромидную соль, и необязательно салициловую кислоту и/или ее соли, и его нагнетают в пласт при давлении, достаточном для разрыва пород пластов. В подобном составе поверхностно-активное вещество служит в качестве генерирующего вязкость агента. Конечно, может также присутствовать другой генерирующий вязкость агент.

Во втором предпочтительном варианте выполнения изобретения способ согласно изобретению является способом выравнивания профиля приемистости, и вязкоэластичный состав, как описано выше, нагнетают по меньшей мере в один нагнетательный ствол скважины пласта, содержащей по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну производительную скважину, перекрывая таким образом полностью или по меньшей мере частично зоны пласта, обладающие более высокой проницаемостью, чем другие зоны пласта.

Изобретение иллюстрируется подробно примерами, которые следуют ниже.

Применяемые поверхностно-активные вещества:

Для испытаний применяли следующее OH-замещенное катионное поверхностно-активное вещество:

С целью сравнения применяли следующие поверхностно-активные вещества:

C1 представляет собой катионное поверхностно-активное вещество типа алкилтриалкиламмония, которое часто было предложено в состоянии техники, однако не содержит OH-группы. Поверхностно-активные вещества C2 и C3 представляют собой неионогенные поверхностно-активные вещества.

Испытания на применимость:

Испытание поглощения по Amott:

Испытание по Amott является наиболее часто применяемым способом для описания смачиваемости систем нефти, соляного раствора и пласта (Amott, Е., "Observations relating to the wettability of porous rock", Trans., AIME, 216, 156-162, (1959)).

В испытании по Amott цилиндры из мела (диаметром 2,5 см, высотой 5 см) погружали в жидкость и насыщали сырой нефтью. Образцы породы подвергали старению в течение одной недели при 63°C в окружении сырой нефтью в закрытом контейнере. Состаренные образцы породы помещали в ячейки Amott, заполненные 250 мл раствора 5 г/л поверхностно-активного вещества, растворенного в солевом растворе (около 80000 част. на млн. соли, pH 7.4). Объем нефти, полученной посредством пропитывания раствором поверхностно-активного вещества при 63°C, измеряли как функцию времени.

Для испытаний применяли сырую нефть канадского нефтяного месторождения. Обычное кислотное число сырой нефти составляло 0,3 мг KOH/г нефти. Увеличением до 1,6 мг KOH/г нефти стеариновой кислотой получили более гидрофобные поверхности карбонатной породы.

Для испытаний в качестве поверхностно-активного вещества применяли поверхностно-активное вещество S1. С целью сравнения испытание проводили без какого-либо поверхностно-активного вещества и, кроме того, испытывали сравнительные поверхностно-активные вещества C1, C2 и C3. Результаты суммированы в таблице 1.

Примеры и сравнительные примеры демонстрируют, что добыча нефти из карбонатных пластов, насыщенных нефтью, сильно увеличивается при применении OH-замещенных катионных солей алкиламмония (Поверхностно-активное вещество S1) в качестве поверхностно-активных веществ. В условиях испытаний извлекали 22,9% нефти через 8 дней. В случае незамещенного поверхностно-активного вещества бромида н-додецилтриметиламмония (Поверхностно-активное вещество) извлекали только 0,8% нефти, в то время как два неионогенных поверхностно-активных вещества S2 и S3 не имели никакого эффекта.

Межфазное натяжение (IFT)

Измерения межфазного натяжения осуществляли с помощью тензиометра с вытягивающимися каплями (DataPhysics). В качестве масел применяли декан и сырую нефть из канадского нефтяного месторождения. Испытания осуществляли при 63°C в пластовой воде указанного канадского нефтяного месторождения, обладающей соленостью, равной около 80000 част. на млн. Концентрация поверхностно-активного вещества составляла 5 г/л.

Испытывали поверхностно-активные вещества S1 и С1 и комбинацию S1 и бутилмоногликоля (в массовом соотношении 9:1). Результаты суммированы в Таблице 2.

Результаты измерений IFT ясно демонстрируют, что Поверхностно-активное вещество S1 дает намного более низкое IFT по сравнению со сравнительным Поверхностно-активным веществом C1. Следовательно, S1 должен обладать лучшими характеристиками в мобилизации капель нефти, заключенных в небольших капиллярных сужениях. Смешение S1 с небольшими количествами бутилмоногликоля дает значительное снижение IFT по сравнению с применением только поверхностно-активного вещества S1.

Вязкоупругие свойства

Реологические измерения осуществляли с помощью реометра Anton Paar MCR 301 с применением водных растворов, содержащих поверхностно-активное вещество S1. При постоянной частоте, равной 10 рад/с, варьировали деформацию и измеряли как динамический модуль упругости, так и модуль потерь. Данные в таблице 4 получены при деформации, равной 10%.

Для испытаний применяли водные растворы поверхностно-активного вещества S1 и необязательного салицилата натрия. Растворитель для S1 представлял собой воду, содержащую NaCl и CaCl₂ (в массовом отношении 9:1). Концентрация поверхностно-активного вещества S1 составляла 5 г/л. Общая соленость применяемой воды, количество салицилата натрия, динамический модуль упругости, измеренный при 25°C и при 30°C, и модуль потерь, измеренный при 25°C и при 30°C, представлены в таблице 3.

Результаты показывают, что растворы S1 в соленой воде являются вязкоэластичными. Вязкоэластичный эффект усиливается при добавлении салицилата натрия.