Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПОДВИЖНОСТИ ТЯЖЕЛОЙ СЫРОЙ НЕФТИ В ПОДЗЕМНЫХ ПЛАСТАХ

РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

В данной заявке испрашивается приоритет и преимущество приоритета по предварительной заявке на патент США №62/212779, поданной 1 сентября 2015 года, раскрытие и содержание которой включено в данный документ в полном объеме посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Данное изобретение относится, в целом, к добыче сырой нефти и, более конкретно, к улучшению подвижности тяжелой сырой нефти в подземном пласте.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Добыча сырой нефти из подземных пластов может включать три отдельные фазы добычи: первичная добыча, вторичная добыча и третичная добыча. В процессе первичной добычи естественное давление в пласте может вытеснять нефть в эксплуатационную скважину, из которой насосы или другие искусственные подъемные устройства могут выкачивать ее на поверхность. В процессе вторичной добычи в пласт можно закачивать воду или газ для дополнительного вытеснения или «выталкивания» нефти в эксплуатационную скважину. В процессе третичной добычи в пласт можно закачивать химические реагенты, газ и/или подводить тепло для изменения межфазных свойств и физических свойств тяжелой сырой нефти, удерживаемой в порах породы пласта, для дополнительного увеличения добычи.

Третичная добыча все еще представляет собой техническую и экономическую проблему для производителей, отчасти вследствие относительно высокой вязкости защемленной нефти. Таким образом, в данной области технологии существует потребность в усовершенствованиях.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В данном документе раскрыты различные способы повышения подвижности тяжелой сырой нефти в пористом подземном пласте. В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения в пласт вводят жидкий состав. Жидкий состав может содержать воду и поверхностно-активное вещество. В пласте может образовываться по меньшей мере одно из: эмульсии и дисперсии. Эмульсия или дисперсия может иметь водную внешнюю фазу и нефтяную внутреннюю фазу.

В некоторых аспектах жидкий состав может также содержать одно или более из совместных поверхностно-активных веществ, совместного растворителя и линкера. Совместное поверхностно-активное вещество может включать одно или более из: спирта, гликоля, этоксилированного спирта, этоксилированного гликоля, этоксилированного фенола, пропоксилированного спирта, пропоксилированного гликоля, пропоксилированного фенола, этоксилированного и пропоксилированного спирта, этоксилированного и пропоксилированного гликоля, этоксилированного и пропоксилированного фенола или их комбинации. Совместный растворитель может включать одно или более из: бутоксиэтанола и простого эфира гликоля. Простой эфир гликоля может включать одно или более из: простого эфира этиленгликоля, простого эфира диэтиленгликоля и простого эфира триэтиленгликоля. Линкер может содержать одно или более из: карбоновой кислоты, нафталинсульфоновой кислоты, глютаминовой кислоты, спирта, содержащего более восьми атомов углерода, гликоля, полиола и фенола или их комбинаций. Жидкий состав также может включать одно или более из: эмульгатора, противотурбулентной присадки и щелочного раствора.

В некоторых аспектах жидкий состав можно закачивать в пласт через инжекционную скважину. Жидкий состав можно закачивать в пласт из эксплуатационной скважины посредством циклической закачки пара в скважину. Вода в жидком составе может представлять собой пресную воду. Вода в жидком составе также может быть рециркуляционной пластовой водой из нефтяного месторождения. В некоторых аспектах жидкий состав не является эмульсией или дисперсией до ее введения в пласт.

В некоторых аспектах поверхностно-активное вещество может быть амфифильным химическим соединением. Амфифильное химическое соединение может представлять собой неионогенное соединение, анионное соединение, катионное соединение, амфотерное соединение или цвиттер-ионное соединение, или их комбинации. Амфифильное химическое соединение может быть неионогенным соединением, имеющим гидрофильно-липофильный баланс более 10. В некоторых аспектах поверхностно-активное вещество может содержать 20-30% метанола. В других аспектах поверхностно-активное вещество может содержать 5-10% 2-бутоксиэтанола.

Несмотря на то, что в данном документе описаны некоторые предпочтительные иллюстративные варианты реализации изобретения, следует понимать, что данное раскрытие не предназначено для ограничения предмета изобретения до указанных вариантов реализации. Напротив, оно включает все альтернативные варианты, модификации и эквивалентные варианты, которые могут быть включены в сущность и объем предмета изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Раскрытый в данном документе объект изобретения относится к различным иллюстративным вариантам реализации способа улучшения подвижности тяжелой сырой нефти в подземном пласте.

В иллюстративном варианте реализации изобретения в пласт вводят жидкий состав, содержащий воду и поверхностно-активное вещество, и необязательные совместные растворители. Жидкий состав образует в пласте одно или более из: дисперсии и эмульсии, в результате чего поверхностно-активное вещество действует как диспергатор или эмульгирующий агент, эмульгатор и/или противотурбулентная присадка. В целом, эмульсия может быть охарактеризована как тонкая дисперсия очень мелких капель одной жидкости в другой несмешивающейся жидкости. Выражение «присутствует в форме капель» относится к дисперсной или внутренней фазе, а выражение «в которой суспендированы капли» относится к непрерывной или внешней фазе.

В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения дисперсия представляет собой дисперсию типа «масло в воде», а эмульсия представляет собой эмульсию типа «масло в воде», причем вода представляет собой внешнюю фазу, а сырая нефть представляет собой внутреннюю фазу. Эмульсия нефти в воде и дисперсия нефти в воде являются менее вязкими, чем тяжелая сырая нефть, ранее защемленная в порах пласта, что означает, что для течения и добычи такой эмульсии необходимо меньшее давление, и что для перекачивания и транспортировки по трубам необходимо меньшее давление на объекте по переработке тяжелой сырой нефти.

Следует отметить, что большинство сырых нефтей, особенно тяжелые сырые нефти добывают с определенным процентом пластовой воды или обводненности. Часть пластовой воды эмульгирована естественным образом в процессе вытеснения из пласта и в процессе добычи. В таком случае добытая сырая нефть представляет собой эмульсию воды в сырой нефти. Вязкость эмульсии воды в сырой нефти обычно больше вязкости сырой нефти, а вязкость эмульсий сырой нефти в воде обычно меньше вязкости сырой нефти.

В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения описанный жидкий состав образует дисперсию в пласте. Известно, что дисперсии могут быть типа «твердое вещество в жидкости» или типа «жидкость в жидкости». Дисперсии жидкость в жидкости, получаемые с помощью жидкого состава, описанного в данном документе, могут упрощать транспортировку тяжелой сырой нефти из пласта на наземные объекты. После извлечения дисперсии жидкостей на наземные объекты и после достижения статического состояния происходит разделение двух жидкостей. Дисперсии тяжелой сырой нефти в воде и эмульсии тяжелой сырой нефти в воде увеличивают подвижность тяжелой сырой нефти из пласта на наземные объекты. Преимущество дисперсии тяжелой сырой нефти в воде по сравнению с эмульсией тяжелой сырой нефти в воде заключается в том, что процесс разделения жидкостей на наземных объектах происходит быстрее, и возможно потребуется меньшая обработка деэмульгатором для удаления воды из сырой нефти для дальнейшей отправки на нефтеперерабатывающие предприятия.

В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения поверхностно-активное вещество может представлять собой амфифильное химическое соединение, такое как неионогенное соединение, анионное соединение, катионное соединение, амфотерное соединение или цвиттер-ионное соединение, или их комбинации .В данном контексте выражение «амфифильное химическое соединение» означает, относится к или представляет собой соединение (в качестве поверхностно-активного вещества), состоящее из молекул, имеющих полярную водорастворимую группу, присоединенную к нерастворимой в воде углеводородной цепи, или представляет собой молекулу такого соединения. Например, поверхностно-активный состав может представлять собой продукт PAW4™, который содержит эмульгирующее поверхностно-активное вещество и 20-30% метанола, или PAW4HF™, который содержит эмульгирующее поверхностно-активное вещество и 5-10% 2-бутоксиэтанола, и оба продукта имеются в продаже у компании Baker Hughes Incorporated. Указанные продукты представляют собой жидкие органические эмульгаторы, которые могут быть использованы для нефти с низким значением плотности, битумного топлива и сырых нефтей для облегчения их добычи и транспортировки.

В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения жидкий состав также может содержать одно или более из совместных поверхностно-активных веществ, совместного растворителя и линкера. Совместное поверхностно-активное вещество может представлять собой, например, спирты, гликоли, этоксилированные спирты, этоксилированные гликоли, этоксилированные фенолы, пропоксилированные спирты, пропоксилированные гликоли, пропоксилированные фенолы, этоксилированные и пропоксилированные спирты, этоксилированные и пропоксилированные гликоли, этоксилированные и пропоксилированные фенолы и их комбинации. Подходящие совместные поверхностно-активные вещества представляют собой моно- или полиспирты, низкомолекулярные органические кислоты, амины, полиэтиленгликоль и их смеси. Совместный растворитель может представлять собой, например, бутоксиэтанол и простые эфиры гликоля, такие как простой эфир этиленгликоля, простой эфир диэтиленгликоля, простой эфир триэтиленгликоля и т.п. Линкер может представлять собой, например, карбоновые кислоты, нафталинсульфоновую кислоту, глютаминовую кислоту, спирты, содержащие более восьми (8) атомов углерода, гликоли, полиолы, фенолы и их комбинации. Молекула линкера является липофильной или гидрофильной молекулой, которая способствует увеличению солюбилизации и модифицирует межфазные свойства воды или системы из солевого раствора, нефти и поверхностно-активного вещества.

В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения жидкий состав также может содержать один или более из совместных эмульгаторов, противотурбулентной присадки и щелочного раствора. Совместный эмульгатор может представлять собой, например, сульфонатное, сульфатное, карбоксилатное или этоксилатное поверхностно-активное вещество. Противотурбулентная присадка может представлять собой, например, этоксилированное поверхностно-активное вещество. Щелочной раствор может представлять собой, например, амины, бикарбонат натрия, гидроксид натрия или буфер из аммиака/хлорида аммония.

В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения поверхностно-активное вещество может представлять собой неионогенное поверхностно-активное вещество с совместным растворителем. Например, в некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения продукт PAW4™ производства компании Baker Hughes Incorporated включает неионогенное поверхностно-активное вещество с совместным растворителем. В других иллюстративных вариантах реализации изобретения поверхностно-активное вещество может представлять собой смесь анионного и неионогенного вещества с совместным растворителем.

В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения неионогенное поверхностно-активное вещество в комбинации с совместным растворителем может иметь гидрофильно-липофильный баланс более 10. Гидрофильно-липофильный баланс или «ГЛБ» представляет собой эмпирическое соотношение гидрофильных («аффинных к воде») и липофильных («аффинных к маслу») групп поверхностно-активного вещества. В конкретном случае неионогенных поверхностно-активных веществ используют шкалу ГЛБ от 0 до 20, где аффинность к воде увеличивается с ростом значения ГЛБ. Таким образом, неионогенное поверхностно-активное вещество в комбинации с совместным растворителем, имеющим гидрофильно-липофильный баланс более 10, может быть, в целом, охарактеризовано как в высокой степени гидрофильное.

В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения жидкий состав, который вводят в подземный пласт, не является предварительно полученной эмульсией или дисперсией. То есть жидкий состав не является эмульсией или дисперсией до ее введения в пласт. Напротив, эмульсия или дисперсия образуется лишь после введения жидкого состава в пласт.

Для целей данной заявки термин «тяжелая сырая нефть» относится к сырой нефти с плотностью менее 20° согласно Американскому нефтяному институту (API), включая тяжелую сырую нефть, сверхтяжелую нефть и битум, предпочтительно менее 15° API, которая обычно является черной, высоковязкой и липкой на ощупь.

В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения вода в жидком составе представляет собой пресную воду или солевой раствор, такой как вода из прилегающего промыслового объекта. В других иллюстративных вариантах реализации изобретения вода в жидком составе может представлять собой рециркуляционную пластовую воду из нефтяного месторождения. Пласт сырой нефти может быть тем же пластом, который обрабатывают жидким составом, или другим пластом.

Производственный объект может содержать по меньшей мере одну инжекционную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, которые входят в подземный пласт. Так, в некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения жидкий состав можно закачивать в пласт через инжекционную скважину, а дисперсия нефти в масле или эмульсия нефти в масле может проходить в эксплуатационную скважину, откуда ее можно добывать. В других иллюстративных вариантах реализации изобретения можно использовать пароциклическую обработку скважины, в процессе которой жидкий состав закачивают в эксплуатационную скважину, а затем он направляется в пласт, после чего дисперсия нефти в воде или эмульсия нефти в воде может выходить из пласта в эксплуатационную скважину. В любом случае, подвижность нефти из пласта в эксплуатационную скважину увеличивается при снижении вязкости нефти.

Тяжелая сырая нефть, удерживаемая в порах породы пласта, может иметь вязкость от около ста сП до более миллиона сП в зависимости от температуры пласта и API плотности тяжелой сырой нефти. Известно, что вязкость сырой нефти снижается при повышении температуры. В целом, температура в пласте варьируется в широких пределах, в зависимости от региона и глубины пласта. Например, вязкость некоторых венесуэльских сверхтяжелых сырых нефтей может составлять 1000-5000 сП при давлении и температуре пласта, тогда как канадские сверхтяжелые сырые нефти могут иметь вязкость 5000-400.000 сП. Добыча тяжелой сырой нефти ограничена ее высокой вязкостью. В некоторых иллюстративных вариантах реализации изобретения снижение вязкости защемленной нефти составляет от около 5% до 100% или более после обработки в соответствии со способами, описанными в настоящем документе.

Для облегчения понимания описанного в настоящем документе объекта изобретения, ниже приведены следующие примеры отдельных аспектов некоторых вариантов реализации изобретения. Следующие примеры ни в коем случае не следует понимать как ограничение или определение объема объекта изобретения, описанного в настоящем документе.

Пример 1

В таблице 1 представлена вязкость образца тяжелой сырой нефти №1 / воды, измеренная при 120 °F (49^оС) без какой-либо химической присадки и с добавлением небольших концентраций химической присадки (в частности, PAW4):

В таблице 2 представлена вязкость образцов с различным соотношением воды / тяжелой сырой нефти №2, измеренная при 150 °F (66^оС), с 0,12% химической присадки (в частности, PAW4HF):

Лабораторные испытания проводили в пермеаметре с песчаной набивкой для оценки влияния химического состава на улучшение извлечения тяжелой нефти посредством добавления химической присадки, которая приводит к снижению вязкости смеси воды/нефти.

Первая стадия испытания состояла из моделирования пористой среды посредством упаковки песка в ячейке. Затем выполняли следующие стадии: (1) пропускали солевой раствор низкой солености (3% хлорида натрия) для насыщения песка водой; (2) пропускали тяжелую сырую нефть до стабилизации потока для измерения нефтенасыщенности; и (3) закачивали воду для имитации процесса закачивания воды. Измеряли нефтенасыщенность для расчета добычи нефти при закачивании воды. Полученный результат соответствовал исходному значению. Затем процесс повторяли, но на последней стадии закачивали воду в комбинации с химическим составом для улучшения подвижности тяжелой нефти в пласте.

Результаты двух испытаний, проведенных с двумя химическими составами, представлены ниже в таблице 3 и в таблице 4. Образец тяжелой сырой нефти №3 имел вязкость 1300 сП при 150°F (измерение проводили в образце без воды).

В таблице 3 представлены результаты испытания в песчаной набивке с применением образца тяжелой нефти №3 и композиции химических присадок №1 (в частности, PAW4HF) при 150 °F (66^оС):

В таблице 4 представлены результаты испытания в пермеаметре с песчаной набивкой, с применением образца тяжелой сырой нефти №3 и композиции химических присадок №2 (в частности, PAW4HF) при 150 °F:

Следует понимать, что любое указание числового диапазона с помощью конечных точек включает все значения, входящие в указанный диапазон, а также конечные точки диапазона.

Хотя раскрытый предмет изобретения был подробно описан только в определенном количестве вариантов реализации, он не ограничен указанными описанными вариантами реализации изобретения. Напротив, раскрытый предмет изобретения может быть модифицирован таким образом, что он будет включать любое количество вариантов, изменений, замен или эквивалентных вариантов, не описанных ранее, но которые соответствуют объему раскрытого предмета изобретения.

Кроме того, хотя были описаны различные варианты реализации раскрытого предмета изобретения, следует понимать, что аспекты раскрытого предмета изобретения могут включать только некоторые из описанных вариантов реализации. Соответственно, раскрытого предмета изобретения следует рассматривать не как ограниченный вышеприведенным описанием, а как ограниченный только объемом прилагаемой формулы изобретения.