009260 Предпосылки к созданию изобретения Область техники, к которой относится изобретение

009260
Предпосылки к созданию изобретения
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в целом к способам извлечения углеводородов из углеводородных формаций. Более конкретно описанные здесь варианты осуществления относятся к способам улучшенного извлечения углеводородов и к составам, пригодным для этого.
Описание существующего уровня техники
Углеводороды могут извлекаться из содержащих углеводороды формаций путем прохождения через формацию одной или нескольких скважин. Углеводороды могут течь через поверхность на поверхность. Условия (т.е. проницательность, концентрация углеводорода, пористость, температура, давление)
углеродосодержащей формации могут оказать влияние на экономическую приемлемость добычи углеводорода из содержащей углеводород формации. Содержащая углеводороды формация может обладать
природной энергией (т.е. газ, вода), способствующей движению углеводородов на поверхность содержащей углеводороды формации. Природная энергия может быть в форме воды. Вода может прилагать
давление для движения углеводородов к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Газ может присутствовать в содержащей углеводороды формации под давлением, достаточным для движения
углеводородов к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Источник природной энергии
может со временем иссякнуть. Возможно использование дополнительных процессов извлечения для продолжения извлечения углеводородов из содержащей углеводороды формации. Примерами дополнительных процессов могут служить заводнение, нагнетание в формацию растворов полимеров, нагнетание
щелочных растворов, термические процессы, закачка в формацию газа под высоким давлением или их
сочетания.
Составы и способы улучшенного извлечения углеводородов описаны в патенте США № 3943160,
выданном Фармеру и др. и озаглавленном «Heat-Stable Calcium-Compatible Waterflood Surfactant"; патенте США № 3946812, выданном Гэйлу и др. и озаглавленном «Use of Materials As Waterflood Additives»;
патенте США № 4077471, выданном Шупе и др. и озаглавленном «Surfactant Oil Recovery Process Usable
In High Temperature, High Salinity Formations»; патенте США № 4216079, выданном Ньюкомбу и озаглавленном «Emulsion Breaking With Surfactant Recovery»; патенте США № 5318709, выданном Вуэсту и др. и
озаглавленном «Process for Production of Surfactant Mixtures Based On Ether Sulfonated And Their Use»;
патенте США № 5723423, выданном Ван Слайку и озаглавленном «Solvent Soaps and Methods Employing
Same»; патенте США № 6022834, выданном Тсу и др. и озаглавленном «Alkaline Surfactant Polymer
Flooding Composition and Process»; патенте США № 6969881, выданном Чоу и др. и озаглавленном «Oil
Recovery Method For Waxy Crude Oil Using Alkylaryl Sulfonate Surfactants Derived From Alpha-Olefins and
Alfa-Olefin Compositions»; и Веллингтоном и др. в работе «Low Surfactant Concentration Enhanced Waterflooding», Society of Petroleum Engineers, 1995; которые все включены сюда в качестве ссылки.
Сущность изобретения
В одном варианте осуществления углеводороды могут быть получены из содержащей углеводороды формации способом, который включает обработку по меньшей мере части содержащей углеводород
формации составом для извлечения углеводорода. В некоторых вариантах осуществления по меньшей
мере часть содержащей углеводороды формации может быть смочена нефтью. В некоторых вариантах
осуществления по меньшей мере часть содержащей углеводороды формации может содержать слабосоленую воду. В других вариантах осуществления по меньшей мере часть содержащей углеводороды формации может иметь среднюю температуру менее 50°C. В некоторых вариантах осуществления к по
меньшей мере части содержащей углеводороды формации могут быть добавлены флюиды, вещества или
их комбинации для того, чтобы способствовать продвижению углеводородов к эксплуатационным скважинам.
В одном варианте осуществления изобретения состав для извлечения углеводородов может включать алифатическую неионогенную добавку и алифатическое анионное поверхностно-активное вещество. В некоторых вариантах осуществления алифатическим анионным поверхностно-активным веществом
может быть соль серной кислоты. В других вариантах осуществления алифатическим анионным поверхностно-активным веществом может быть соль азотной кислоты. Алифатические неионогенные добавки
и/или алифатические анионные ПАВ могут иметь разветвленную структуру.
Алифатическая группа алифатического анионного поверхностно-активного вещества может иметь
среднее углеродное число от 10 до 24. В данном случае слова «углеродное число» относится к общему
числу атомов углерода в молекуле. В некоторых вариантах осуществления среднее углеродное число
алифатического анионного поверхностно-активного вещества может составлять от 12 до 18. В других
вариантах изобретения среднее число алифатического анионного ПАВ может изменяться от 16 до 17.
Алифатическая группа алифатического анионного поверхностно-активного вещества может быть разветвленной. Разветвленная алифатическая группа алифатического анионного поверхностно-активного
вещества может включать менее 0,5 процента четвертичных атомов углерода. Среднее число ответвлений алифатической группы алифатического анионного поверхностно-активного вещества в некоторых
вариантах осуществления может составлять от 0,7 до 2,5. Ответвления алифатической группы алифатического анионного поверхностно-активного вещества могут включать ответвления метила и/или этила,
-1-
009260
но не ограничиваться ими.
Алифатическая группа алифатической неионогенной добавки может иметь среднее углеродное число от 10 до 24. В некоторых вариантах осуществления среднее углеродное число алифатической неионогенной добавки может составлять от 12 до 18. В других вариантах осуществления среднее углеродное
число алифатической группы алифатической неионогенной добавки может изменяться от 16 до 17. Алифатическая группа алифатической неионогенной добавки может быть разветвленной. Разветвленная алифатическая группа алифатической неионогенной добавки может включать менее 0,5 процента четвертичных атомов углерода. Среднее число ответвлений алифатической группы алифатической неионогенной добавки в некоторых вариантах осуществления может составлять от 0,7 до 2,5. Ответвления алифатической группы алифатической неионогенной добавки могут включать ответвления метила и/или этила,
но не ограничиваться ими.
В одном варианте осуществления состав для извлечения углеводородов может быть приготовлен
путем сочетания алифатической неионогенной добавки с алифатическим анионным поверхностноактивным веществом. Алифатическая неионогенная добавка и/или алифатическое анионное поверхностно-активное вещество могут иметь разветвленную структуру. В некоторых вариантах осуществления
алифатическая неионогенная добавка может быть алифатическим спиртом с длинной цепью. В других
вариантах осуществления алифатическое анионное поверхностно-активное вещество может быть солью
алифатической кислоты с длинной цепью. В некоторых вариантах осуществления алифатический спирт с
длинной цепью может сочетаться с кислой солью с длинной цепью при температурах ниже температуры
разложения кислой соли с длинной цепью. Содержание кислой соли с длинной цепью в составе может
превышать 40 вес. % от общего веса состава. В некоторых вариантах осуществления содержание алифатического спирта с длинной цепью может быть меньше 60 вес. % от общего веса состава.
В варианте осуществления состав, содержащий углеводород, может быть получен из содержащей
углеводород формации. Состав, содержащий углеводород, может включать любое сочетание углеводородов, алифатическую неионогенную добавку, алифатическое анионное поверхностно-активное вещество, метан, воду, асфальтены, окись углерода и аммиак. В некоторых вариантах осуществления алифатическая неионогенная добавка может быть алифатическим спиртом с длинной цепью. Алифатическая неионогенная добавка и/или алифатическое анионное поверхностно-активное вещество могут иметь разветвленную структуру. В некоторых вариантах осуществления алифатическое анионное поверхностноактивное вещество может быть солью алифатической кислоты с длинной цепью.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения станут очевидными для специалистов в данной области
техники с помощью последующего подробного описания варианта осуществления со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых
на фиг. 1 изображен вариант осуществления обработки содержащей углеводород формации;
на фиг. 2 изображен вариант осуществления обработки содержащей углеводород формации;
на фиг. 3 графически представлены значения межфазного натяжения;
на фиг. 4 графически представлены значения межфазного натяжения и
на фиг. 5 графически представлены варианты осуществления обработки содержащей углеводород
формации.
В то время как изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты его осуществления показаны в качестве примера на чертежах и будут здесь описаны в деталях. Следует понимать, что чертеж и подробное его описание не должны ограничивать изобретение
определенной раскрытой формой, но, напротив, имеется намерение охватить все модификации, эквиваленты и альтернативы, подпадающие под существо и объем настоящего изобретения, как описано в прилагаемой формуле изобретения.
Подробное описание вариантов осуществления
Углеводород может быть добыт из углеводородных формаций по скважинам, проходящим по содержащей углеводород формации. «Углеводородами» обычно обозначают молекулы, образованные в
первую очередь атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также содержать другие элементы,
такие как галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу, но не ограничиваясь ими. Углеводороды, извлеченные из содержащей углеводороды формации, могут включать кероген, битум, пиробитум, асфальтен, нефтепродукты и их сочетания, но не ограничиваясь ими. Углеводороды могут располагаться в земле внутри минеральных пород или прилегать к ним. Породы могут включать осадочные
породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды, не ограничиваясь ими.
«Формация» включает один или несколько содержащих углеводород слоев, один или несколько не
содержащих углеводород слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. «Покрывающий» и/или
«подстилающий» слои включают один или несколько различных видов непроницаемых материалов. Например, покрывающий/подстилающий слои могут включать скальную породу, глинистый сланец, аргиллит или влажный/плотный карбонат (т.е. непроницаемый карбонат без углеводородов). Например, подстилающий слой может содержать глинистый сланец или аргиллит. В некоторых случаях покрывающий/
подстилающий слои могут обладать некоторой проницаемостью. Например, подстилающий слой может
-2-
009260
быть образован проницаемым минералом, таким как песчаник или известняк. В некоторых вариантах
осуществления по меньшей мере часть содержащей углеводород формации может существовать на глубине менее 1000 футов от земной поверхности.
Свойства содержащей углеводород формации могут оказать влияние на протекание углеводородов
через покрывающий/подстилающий слои к одной или нескольким эксплуатационным скважинам. Свойства включают, не ограничиваясь ими, пористость, проницаемость, распределение размеров пор, площадь поверхности, минерализацию или температуру формации. Свойства покрывающего/подстилающего слоев в сочетании со свойствами углеводорода, такими как характеристики капиллярного давления (статичного) и характеристики относительной проницаемости (потока), могут способствовать продвижению углеводородов через содержащую углеводороды формацию.
Проницаемость содержащей углеводород формации может варьироваться в зависимости от состава
формации. Относительно проницаемая формация может включать тяжелые углеводороды, захваченные,
например, песком или карбонатом. Применяемый здесь термин «относительно проницаемый» относится
к формациям или их участкам, имеющим среднюю проницаемость 10 мД или более. Применяемый здесь
термин «относительно низкая проницаемость» относится к формациям или их участкам, имеющим среднюю проницаемость меньше 10 мД. Один дарси равен примерно 0,99 мкм2. Непроницаемая часть формации обычно обладает проницаемостью менее 0,1 миллидарси. В некоторых случаях часть или вся углеводородная часть относительно проницаемой формации может включать преимущественно тяжелые углеводороды и/или смолу при отсутствии поддерживающей минеральной основы и только плавучий (или
нет) минеральный материал (например, асфальтовые озера).
В содержащей углеводород формации могут присутствовать флюиды (т.е. газ, вода, углеводороды
или их сочетания). Смесь флюидов в содержащей углеводород формации образует слои между покрывающим и подстилающим слоями в соответствии с плотностью флюида. Газ может образовать верхний
слой, углеводороды могут образовать средний слой и вода может образовать нижний слой в содержащей
углеводород формации. Флюиды могут присутствовать в содержащей углеводород формации в различных количествах. Взаимодействие между флюидами в формации может создать поверхности раздела или
границы между флюидами. Поверхности раздела или границы между флюидами и формацией могут
быть созданы за счет взаимодействия между флюидами и формацией. Обычно газы не образуют границ с
другими флюидами в содержащей углеводород формации. В варианте осуществления первая граница
может образоваться между слоем воды и подстилающим слоем. Вторая граница может образоваться между слоем воды и слоем углеводорода. Третья граница может образоваться между углеводородами различной плотности в содержащей углеводороды формации. В некоторых вариантах осуществления в содержащей углеводород формации может присутствовать много флюидов со множеством границ. Следует
понимать, что в содержащей углеводород формации могут присутствовать многочисленные сочетания
границ между флюидами и между флюидами и покрывающим/подстилающим слоями.
Добыча флюидов может нарушать взаимодействие между флюидами и между флюидами и покрывающим/подстилающим слоями. По мере удаления флюидов из содержащей углеводороды формации
различные слои флюида могут смешиваться и образовать смешанные слои флюида. Смешанные флюиды
могут иметь различные взаимодействия по границам флюидов. Из-за взаимодействия на границах смешанных флюидов может стать трудной добыча флюидов. Количественная оценка взаимодействий (например, уровень энергии) на поверхности раздела флюидов и/или флюидов и покрывающего/подстилающего слоя может оказаться полезной для прогнозирования продвижения углеводородов
через содержащую углеводород формацию.
Количественное значение энергии, требующейся для взаимодействий (например, смешивания) между флюидами в формации на поверхности раздела может оказаться трудно измерить. Определение количественного значения энергии на поверхности раздела между флюидами может быть выполнено общеизвестными способами (например, с помощью тензиометра с крутящейся каплей). Требования к энергии взаимодействия на поверхности раздела могут упоминаться как межфазное натяжение. Применяемый здесь термин «межфазное натяжение» относится к поверхности свободной энергии, существующей
между двумя или более флюидами, которые демонстрируют границу. Высокое значение межфазного
натяжения (например, превышающее 10 дин/см) может указывать на неспособность одного флюида
смешиваться со вторым флюидом с образованием эмульсии. Применяемый здесь термин «эмульсия» относится к дисперсии одного несмешивающегося флюида со вторым флюидом путем добавления состава,
который снижает межфазное натяжение между флюидами с целью достижения стабильности. Неспособность флюидов смешиваться может быть связана с высокой энергией поверхностного взаимодействия
между двумя флюидами. Низкие значения межфазного натяжения (например, менее 1 дин/см) могут указывать на меньшее поверхностное натяжение между двумя несмешивающимися флюидами. Меньшая
энергия поверхностного взаимодействия между двумя несмешивающимися флюидами может привести к
смешиванию двух флюидов с образованием эмульсии. Флюиды с низкими значениями межфазного натяжения могут продвигаться к стволу скважины за счет уменьшения капиллярных сил и затем извлекаться из содержащей углеводород формации.
Флюиды в содержащей углеводород формации могут смачивать (т.е. прилипать к покрывающе-3-
009260
му/подстилающему слоям или распространяться по покрывающему/подстилающему слоям в содержащей углеводород формации). Применяемый здесь термин «смачиваемость» относится к преимущественной способности флюида распространяться по твердой поверхности или приставать к ней в формации в
присутствии других флюидов. Способы определения смачиваемости в углеводородной формации описаны Крейгом мл. в работе "The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding", 1971 Monograph Volume 3,
Society of Petroleum Engineers. В этом варианте осуществления углеводороды могут приставать к песчанику в присутствии воды. Покрывающий/подстилающий слои, по существу, покрытые углеводородами,
могут быть обозначены как «смоченные нефтью». Покрывающий/подстилающий слои могут быть смочены нефтью благодаря присутствию в содержащей углеводород формации полярных и/или тяжелых
углеводородов (например, асфальтенов). Состав формации (например, кварц, карбонат или глина) может
определять степень поглощения углеводородов на поверхности покрывающего/подстилающего слоев. В
некоторых вариантах осуществления пористый и/или проницаемый слой может позволить углеводородам более легко смачивать покрывающий/подстилающий слои. По существу смоченные нефтью покрывающий/подстилающий слои могут препятствовать добыче углеводородов из содержащей углеводород
формации. В некоторых вариантах осуществления смоченная нефтью часть содержащей углеводород
формации может располагаться менее чем в 1000 футов ниже поверхности земли. Например, смоченные
нефтью формации могут располагаться в Канаде, Китае, Вайоминге, Оклахоме и Луизиане.
Углеводородная формация может включать воду. Вода может взаимодействовать с поверхностью
подстилающего слоя.
Применяемый здесь термин «смоченный водой» относится к формации с покрытой водой поверхностью покрывающего/подстилающего слоев. Смоченные водой покрывающий/подстилающий слои могут способствовать улучшению добычи углеводорода из формации, поскольку препятствует смачиванию
углеводородами покрывающего/подстилающего слоев. В некоторых вариантах осуществления смоченная водой часть содержащей углеводород формации может включать небольшое количество полярных
и/или тяжелых углеводородов.
Вода в содержащей углеводород формации может содержать минералы (например, минералы, содержащие барий, кальций или магний) и минеральные соли (например, хлорид натрия, хлорид калия,
хлорид магния). Соленость и/или жесткость воды в формации может оказать влияние на извлечение углеводородов из содержащей углеводород формации. Применяемый здесь термин «соленость» относится
к количеству твердого вещества, растворенного в воде. Применяемый здесь термин «жесткость воды»
относится к концентрации в воде двухвалентных ионов (например, кальция, магния). Соленость и жесткость воды можно определить общеизвестными способами (например, проводимостью, титрованием).
Применяемый здесь термин "вода с высоким содержанием солей" относится к воде, в которой общее количество растворенного твердого вещества на основе хлорида натрия превышает 30000 млн-1. При повышении солености воды в содержащей углеводород формации возможно повышение межфазных натяжений между углеводородами и водой, и может оказаться более затруднительной добыча флюидов.
Вода с низким содержанием солей в содержащей углеводород формации может способствовать
улучшению добычи углеводорода из содержащей углеводород формации. Углеводороды и вода с низким
содержанием солей может образовать хорошо диспергированную эмульсию благодаря низкому межфазному натяжению между водой с низким содержанием солей и углеводородами. Добыча текучей эмульсии (например, смеси углеводорода и воды) из содержащей углеводород формации может оказаться более экономически приемлемой для производителя. Применяемый здесь термин «вода с низким содержанием солей» относится к солености воды в содержащей углеводород формации, в которой общее количество растворенного твердого вещества меньше 20000 ч./млн (млн-1). В некоторых вариантах осуществления содержащие углеводород формации могут содержать воду с соленостью менее 13000 млн-1. В некоторых вариантах осуществления содержащие углеводород формации могут содержать воду с соленостью
от 3000 до 10000 млн-1. В других вариантах осуществления соленость воды в содержащих углеводород
формациях может составлять от 5000 до 8000 млн-1.
Содержащая углеводород формация может быть выбрана для обработки на основании таких факторов, но не ограничивается ими, как толщина содержащих углеводород слоев в формации, оценочное содержание добываемой жидкости, расположение формации, содержание солей в формации, температура
формации и глубина содержащих углеводороды слоев. Первоначально естественное давление и температура формации могут быть достаточными для того, чтобы заставить углеводороды течь в стволы скважин и далее на поверхность. Температура в содержащей углеводороды формации может составлять от 25
до 300°C. Углеводородная формация на глубине менее 1000 футов от поверхности земли может обладать
температурой меньше 50°C. В некоторых вариантах осуществления температура углеводородной формации на глубине меньше 1000 футов от поверхности земли может составлять меньше 40°C. В других вариантах осуществления температура углеводородной формации на глубине меньше 1000 футов от поверхности земли может составлять меньше 30°C. По мере добычи углеводородов из содержащей углеводород формации возможно снижение давления и/или температуры в формации. Для продолжения добычи углеводородов из содержащей углеводород формации возможно применение различных форм искусственного подъема (например, насосов, инжекции газа) и/или нагрева. Добыча нужных углеводородов из
-4-
009260
содержащей углеводород формации может стать неэкономичной по мере исчерпания углеводородов в
формации.
Сбор остаточных углеводородов, удержавшихся в содержащей углеводород формации, может быть
затруднительным из-за вязкости углеводородов и капиллярных эффектов флюида в порах содержащей
углеводород формации. Применяемый здесь термин «капиллярные силы» относится к силам притяжения
между флюидами и по меньшей мере частью содержащей углеводород формации. В данном варианте
осуществления капиллярные силы можно преодолеть путем увеличения давления в содержащей углеводород формации. В других вариантах осуществления капиллярные силы можно преодолеть путем
уменьшения межфазного натяжения между флюидами и содержащей углеводород формацией. Способность уменьшить капиллярные силы в содержащей углеводород формации может зависеть от ряда факторов, включая температуру содержащей углеводород формации, соленость воды в содержащей углеводород формации и состав углеводородов в содержащей углеводород формации, но не ограничиваясь ими.
При снижении производительности возможно применение дополнительных способов для того, чтобы сделать содержащую углеводород формацию экономически привлекательной. Способы могут включать добавление источников воды (например, рассола, пара), газов, полимеров, мономеров или любых их
сочетаний в содержащую углеводород формацию для повышения подвижности углеводородов.
В одном варианте осуществления содержащую углеводород формацию можно подвергнуть обработке путем заводнения. Заводнение может включать нагнетание воды в часть содержащей углеводород
формации через нагнетательные скважины. Заводнение по меньшей мере части формации может привести к смачиванию водой части содержащей углеводород формации. В смоченной водой части содержащей
углеводород формации можно повысить известными способами давление и собирать смесь воды и углеводорода с использованием одной или нескольких эксплуатационных скважин. Однако слой воды может
не смешиваться эффективно со слоем углеводорода. Низкая эффективность смешивания может быть связана с большим межфазным натяжением между водой и углеводородами.
Добыча из содержащей углеводород формации может быть улучшена путем обработки содержащей
углеводород формации полимером и/или мономером, который может перемещать углеводороды к одной
из эксплуатационных скважин. Полимер и/или мономер могут уменьшить подвижность водной фазы в
порах содержащей углеводород формации. Снижение подвижности воды может облегчить сбор углеводородов по содержащей углеводород формации. Полимеры включают, не ограничиваясь ими, полиакриамиды, частично гидролизованные полиакриламиды, полиакрилаты, этиленовые сополимеры, биополимеры, карбоксиметилцеллюлозу, поливиниловый спирт, полистироловые сульфонаты, поливинилпирролидон, AMPS (2-акриламид-2-метилпропан сульфонат) или их сочетания. 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 на месте в содержащей углеводород
формации. В других вариантах осуществления полимеры могут быть выработаны на месте в содержащей
углеводород формации. Полимеры и полимерные заготовки, предназначенные для использования при
извлечении нефти, описаны в патенте США № 6427268, выданном Зяну и др. и озаглавленном «Method
For Making Hydrophobically Associative Polymers, Methods of Use and Compositions»; патенте США № 64
39308, выданном Вану, и озаглавленном «Foam Drive Method»; патенте США № 5654261, выданном
Смиту и озаглавленном «Permeability Modifying Composition For Use In Oil Recovery»; патенте США №
5284206, выданном Шурле и др. и озаглавленном «Formation Treating»; патенте США № 5199490, выданном Шурле и др. и озаглавленном «Formation Treating»; патенте США № 5103909, выданном Моргенталеру и др. и озаглавленном «Profile Control In Enhanced Oil Recovery», которые все включены сюда в качестве ссылок.
В данном варианте осуществления добавление добавок может повысить растворимость состава для
извлечения углеводорода в углеводородной фазе. С другой стороны, добавление добавки может повысить растворимость состава для извлечения углеводорода в водной фазе. В данном случае молекула, растворимая в углеводородной фазе, может упоминаться как «липофильная». Молекула, растворимая в водной фазе, может упоминаться как «гидрофильная». Эффективность добавки можно измерить путем комбинирования добавки со смесью углеводорода и воды и выявления образования эмульсии. Эффективность добавки при образовании эмульсии может быть представлена как число гидрофильноголипофильного баланса (HLB). Обычно числа HLB составляют от 1 до 40. Большое число HLB может указывать на образование эмульсии углеводорода в воде. Низкое число HLB может указывать на образование эмульсии воды в углеводороде. Применяемый здесь термин «неионогенная добавка» относится к
добавке, которая демонстрирует число гидрофильного-липофильного баланса (HLB) меньше 10.
В одном варианте осуществления состав для извлечения углеводорода может быть введен в содержащую углеводород формацию. В этом варианте осуществления состав может включать одну или несколько неионогенных добавок (например, спирты, этоксилированные спирты, неионогенные поверхностно-активные вещества и/или сложные эфиры на основе cахаров) и одно или несколько анионных поверхностно-активных веществ (например, сульфаты, сульфонаты, этоксилированные сульфаты и/или
фосфаты).
-5-
009260
В еще одном варианте осуществления в составе для извлечения углеводорода может быть использована алифатическая неионогенная добавка. В данном случае термин «алифатический» относится к
прямой или разветвленной цепи из атомов углерода и водорода. В некоторых вариантах осуществления
алифатическая часть алифатической неионогенной добавки может иметь среднее углеродное число от 10
до 24. В некоторых вариантах осуществления алифатическая часть алифатической неионогенной добавки
может иметь среднее углеродное число от 12 до 18. В некоторых вариантах осуществления алифатическая неионогенная добавка может включать разветвленную алифатическую часть. Разветвленная алифатическая часть алифатической неионогенной добавки может иметь среднее углеродное число от 16 до 17.
В некоторых вариантах осуществления разветвленная алифатическая группа алифатической неионогенной добавки включает менее 0,5% четвертичных атомов углерода. В данном варианте осуществления
среднее число ответвлений алифатической неионогенной добавки составляет от 0,1 до 2,5. В других вариантах осуществления среднее число ответвлений алифатической неионогенной добавки составляет от
0,7 до 2,5.
Метиловые ответвления могут представлять от 20 до 99% от общего количества ответвлений, присутствующих в разветвленной неионогенной добавке. В некоторых вариантах осуществления метиловые
ответвления могут представлять более 50% от общего количества ответвлений в разветвленной неионогенной добавке. Количество этиловых ответвлений в спирте может представлять, в некоторых вариантах
осуществления, менее 30% от общего количества ответвлений. В других вариантах осуществления количество этиловых ответвлений, при их наличии, может представлять от 0,1 до 2% от общего количества
ответвлений. Иные чем метиловые или этиловые ответвления, при их наличии, могут составлять менее
10% от общего количества ответвлений. В некоторых вариантах осуществления менее 0,5% от общего
количества ответвлений не являются ни метиловыми, ни этиловыми ответвлениями.
В варианте осуществления алифатическая неионогенная добавка может быть алифатическим спиртом с длинной цепью. Применяемый здесь термин «длинная цепь» относится к углеродной цепи, имеющей среднее углеродное число от 10 до 30. Алифатический спирт с длинной цепью (т.е. первичный спирт
с длинной цепью) можно приобрести в промышленных масштабах (например, спирты Neodol®, выпускаемые компанией Shell Chemical Co., Хьюстон, шт. Техас). В некоторых вариантах осуществления алифатический спирт с длинной цепью может быть приготовлен с помощью различных общеизвестных способов. Алифатический спирт с длинной цепью может иметь среднее углеродное число от 10 до 24. В некоторых вариантах осуществления алифатический спирт с длинной цепью может иметь среднее углеродное число от 12 до 18. В других вариантах осуществления алифатический спирт с длинной цепью может
иметь среднее углеродное число от 16 до 17.
В варианте осуществления часть алифатического спирта с длинной цепью может быть разветвленной. Разветвленные алифатические спирты с длинной цепью могут быть получены путем гидроформилирования разветвленного олефина. Получение разветвленных олефинов описано в патенте США №
5510306, выданном Мюррею и озаглавленном «Process For Isomerizing Linear Olefins to Isoolefins»; патенте США № 5648584, выданном Мюррею и озаглавленном «Process For Isomerizing Linear Olefins to Isoolefins», и патенте США № 5648585, выданном Мюррею и озаглавленном «Process For Isomerizing Linear
Olefins to Isoolefins», которые все включены сюда в качестве ссылок. Получение разветвленных алифатических спиртов с длинной цепью описано в патенте США № 5849960, выданном Синглтону и др. и озаглавленном «Highly Branched Primary Alcohol Compositions, and Biodegradable Detergents Made
Thereform»; в патенте США № 6150222, выданном Синглтону и др. и озаглавленном «Highly Branched
Primary Alcohol Compositions, and Biodegradable Detergents Made Thereform», и в патенте США №
6222077, выданном Синглтону и др. и озаглавленном «Highly Branched Primary Alcohol Compositions, and
Biodegradable Detergents Made Thereform», которые все включены сюда в качестве ссылок.
В некоторых вариантах осуществления ответвления разветвленной алифатической группы алифатического спирта с длинной цепью могут иметь менее 0,5% четвертичных алифатических атомов углерода. В данном варианте осуществления среднее число ответвлений алифатического спирта с длинной цепью составляет от 0,1 до 2,5. В других вариантах осуществления среднее число ответвлений спирта составляет от 0,7 до 2,5.
Метиловые ответвления могут представлять от 20 до 99% от общего количества ответвлений, присутствующих в разветвленном алифатическом спирте с длинной цепью. В некоторых вариантах осуществления метиловые ответвления могут представлять более 50% от общего количества ответвлений в
разветвленном алифатическом спирте с длинной цепью. Количество этиловых ответвлений в спирте может представлять, в некоторых вариантах осуществления, менее 30% от общего количества ответвлений.
В других вариантах осуществления количество этиловых ответвлений, при их наличии, может представлять от 0,1 до 2% от общего количества ответвлений. Ответвления, иные чем метиловые или этиловые
ответвления, при их наличии, могут составлять менее 10% от общего количества ответвлений. В некоторых вариантах осуществления менее 0,5% от общего количества ответвлений не являются ни метиловыми, ни этиловыми ответвлениями.
В варианте осуществления алифатическое анионное поверхностно-активное вещество может быть
использовано как состав для извлечения углеводорода. В некоторых вариантах осуществления алифати-6-
009260
ческая часть алифатического анионного поверхностно-активного вещества может иметь среднее углеродное число от 10 до 24. В некоторых вариантах осуществления алифатическая часть алифатического
анионного поверхностно-активного вещества может иметь среднее углеродное число от 12 до 18. В других вариантах осуществления алифатическая часть алифатического анионного поверхностно-активного
вещества может иметь среднее углеродное число от 16 до 17. В некоторых вариантах осуществления
алифатическое анионное поверхностно-активное вещество включает разветвленную алифатическую
часть. В некоторых вариантах осуществления разветвленная алифатическая группа алифатического анионного поверхностно-активного вещества включает менее 0,5% четвертичных атомов углерода. В данном варианте осуществления среднее число ответвлений алифатического анионного поверхностноактивного вещества составляет от 0,1 до 2,5. В других вариантах осуществления среднее число ответвлений алифатического анионного поверхностно-активного вещества составляет от 0,7 до 2,5.
Метиловые ответвления могут представлять от 20 до 99% от общего количества ответвлений, присутствующих в разветвленном анионном поверхностно-активном веществе. В некоторых вариантах осуществления метиловые ответвления могут представлять более 50% от общего количества ответвлений в
разветвленном анионном поверхностно-активном веществе. Количество этиловых ответвлений в спирте
может представлять, в некоторых вариантах осуществления, менее 30% от общего количества ответвлений. В других вариантах осуществления количество этиловых ответвлений, при их наличии, может представлять от 0,1 до 2% от общего количества ответвлений. Ответвления иные чем метиловые или этиловые ответвления, при их наличии, могут составлять менее 10% от общего количества ответвлений. В некоторых вариантах осуществления менее 0,5% от общего количества ответвлений не являются ни метиловыми, ни этиловыми ответвлениями.
В варианте осуществления алифатическим анионным поверхностно-активным веществом может
быть кислая соль с длинной цепью. Кислая соль с длинной цепью может быть представлена формулой
(R-Y)nM, где R является алифатической группой с длинной цепью, Y является группой серной кислоты
(OSO3) или группой фосфорной кислоты (ОРО3); M является ионом, а n - числом, зависящим от валентности M, так что общий электрический заряд состава равен нулю. В некоторых вариантах осуществления
R является разветвленной алифатической группой с длинной цепью. Разветвление алифатической группы может способствовать улучшению растворимости в воде разветвленных алифатических анионных
поверхностно-активных веществ с длинной цепью. Анионное поверхностно-активное вещество с длинной цепью может быть по существу поверхностно-активным и эффективным при снижении межфазного
натяжения. Среднее углеродное число для R может составлять от 10 до 24. В некоторых вариантах осуществления среднее углеродное число для R может составлять от 12 до 18. В других вариантах осуществления среднее углеродное число для R может составлять от 16 до 17. M может включать, не ограничиваясь ими, ион натрия (Na+), ион калия (K+), ион магния (Mg+), ион аммония (NH4+) или ион триалкиламмония (R3NH+). B данном варианте осуществления возможно образование соли серной кислоты с длинной цепью, когда Y является группой серной кислоты. В других вариантах осуществления возможно образование соли фосфорной кислоты, когда Y является группой фосфорной кислоты.
В целом, кислая соль с длинной цепью может быть приготовлена из спирта с длинной цепью общеизвестными способами или приобретенного в промышленных масштабах (например, спирты Neodol®,
выпускаемые компанией Shell Chemical Co., Хьюстон, шт. Техас). Например, возможно осуществление
реакции спирта с длинной цепью с триоксидом серы для получения серной кислоты или соли. Реакция
спирта с длинной цепью с полифосфорной кислотой или пятиокисью фосфора может привести к образованию фосфорной кислоты или соли. Получение кислых солей с длинной цепью описано в патенте США
№ 5849960, выданном Синглтону и др. и озаглавленном «Highly Branched Primary Alcohol Compositions,
and Biodegradable Detergents Made Thereform»; в патенте США № 6150222, выданном Синглтону и др. и
озаглавленном «Highly Branched Primary Alcohol Compositions, and Biodegradable Detergents Made Thereform», и в патенте США № 6222077, выданном Синглтону и др. и озаглавленном «Highly Branched Primary Alcohol Compositions, and Biodegradable Detergents Made Thereform»; патенте США № 6462215, выданном Якобсону и др. и озаглавленному «Sulfonation, Sulfation and Sulfamation»; патенте США №
6448435, выданном Якобсону и др. и озаглавленному «Sulfonation, Sulfation and Sulfamation», и в патенте
США № 4313847, выданном Чазину и др. и озаглавленному «Surfactant Compositions», которые все
включены сюда в качестве ссылок.
Алифатическая кислая соль может иметь алифатическую группу со средним углеродным числом от
10 до 24. В некоторых вариантах осуществления алифатическая кислая соль может иметь алифатическую
группу со средним углеродным числом от 12 до 18. В других вариантах осуществления алифатическая
кислая соль может иметь алифатическую группу со средним углеродным числом от 16 до 17. Алифатическая группа алифатической кислой соли может быть разветвленной. В некоторых вариантах осуществления разветвленная алифатическая группа алифатической кислой соли включает менее 0,5% четвертичных атомов углерода. В данном варианте осуществления среднее число ответвлений алифатической кислой соли составляет от 0,1 до 2,5. В других вариантах осуществления среднее число ответвлений составляет от 0,7 до 2,5.
Метиловые ответвления могут представлять от 20 до 99% от общего количества ответвлений, при-7-
009260
сутствующих в разветвленной алифатической группе кислоты с длинной цепью или соли с длинной цепью. В некоторых вариантах осуществления метиловые ответвления могут представлять более 50% от
общего количества ответвлений в алифатической группе кислоты с длинной цепью или соли с длинной
цепью. Количество этиловых ответвлений в алифатической группе кислоты с длинной цепью или кислой
соли с длинной цепью может представлять, в некоторых вариантах осуществления, менее 30% от общего
количества ответвлений. В других вариантах осуществления количество этиловых ответвлений, при их
наличии, может представлять от 0,1 до 2% от общего количества ответвлений. Ответвления иные чем
метиловые или этиловые ответвления, при их наличии, могут составлять менее 10% от общего количества ответвлений. В некоторых вариантах осуществления менее 0,5% от общего количества ответвлений не
являются ни метиловыми, ни этиловыми ответвлениями.
Состав для извлечения углеводорода может быть приготовлен путем комбинирования (например,
смешивания) неионогенной добавки (например, неионогенной алифатической добавки) с соответствующим количеством анионного поверхностно-активного вещества (например, алифатического анионного
поверхностно-активного вещества). Комбинирование неионогенной добавки с анионным поверхностноактивным веществом может быть выполнено при температурах ниже 50°C. В некоторых вариантах осуществления температуры смешивания могут быть ниже 25°C.
В одном варианте осуществления состав для извлечения углеводорода может включать алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и алифатическую неионогенную добавку. В некоторых
вариантах осуществления содержание алифатического анионного поверхностно-активного вещества в
составе может превышать 40 вес.% от всего состава. В данном варианте осуществления содержание алифатического анионного поверхностно-активного вещества в составе для извлечения углеводорода может
составить от 60 до 90 вес.% от всего состава. Содержание алифатического анионного поверхностноактивного вещества в составе может составлять от 80 до 90 вес.% от всего веса состава. Содержание
алифатической неионогенной добавки в составе может быть меньше 60 вес.% от всего веса состава. Состав может включать алифатическую неионогенную добавку в количестве от 10 до 40 вес.% от всего веса
состава. В некоторых вариантах осуществления количество алифатической неионогенной добавки может
составить от 10 до 20 вес.% от всего веса состава. Остаток состава может включать, не ограничиваясь
ими, воду, спирты с низким молекулярным весом, органические растворители, соли алкилсульфокислоты, арилсульфонаты, рассол или их сочетания. Спирты с низким молекулярным весом включают, не ограничиваясь ими, метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, трет-бутиловый спирт, вторбутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый спирт или их сочетания. Органические растворители
включают, не ограничиваясь ими, метилэтилкетон, ацетон, низкоалкильные целлозольвы, низкоалкильные карбитолы или их сочетания.
Алифатическая часть алифатической неионогенной добавки и алифатическая неионогенная добавка, применяемая в составе для извлечения углеводорода, могут иметь одинаковые углеродное число, разветвление и/или количество четвертичных атомов углерода. Альтернативно, алифатическая неионогенная добавка может варьироваться по углеродному числу, разветвлению или количеству четвертичных
атомов углерода из анионного поверхностно-активного вещества, применяемого в составе для извлечения углеводорода. В данном варианте осуществления алифатическое анионное поверхностно-активное
вещество и алифатическая неионогенная добавка могут оба иметь среднее углеродное число от 16 до 17.
И алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и алифатическая неионогенная добавка могут иметь в некоторых вариантах осуществления разветвленные алифатические группы. В других вариантах осуществления алифатическое анионное поверхностно-активное вещество со средним углеродным
числом от 16 до 17 может комбинироваться с алифатической неионогенной добавкой, имеющей среднее
углеродное число от 10 до 24. Алифатическая неионогенная добавка и алифатическое анионное поверхностно-активное вещество могут оба иметь в некоторых вариантах осуществления разветвленную алифатическую группу. Разветвленная алифатическая неионогенная добавка может в других вариантах осуществления включать ответвления, которые являются первичными этиловыми и метиловыми группами. В
некоторых вариантах осуществления ответвления алифатического анионного поверхностно-активного
вещества могут быть метиловыми группами.
В варианте осуществления состав может включать алифатическое анионное поверхностно-активное
вещество в сочетании с одним или несколькими поверхностно-активными веществами на основе cахаров. Поверхностно-активные вещества на основе cахаров включают алифатический эфир с длинной цепью. В одном варианте осуществления поверхностно-активное вещество с длинной цепью образовано из
алифатической части с длинной цепью, соединенной с карбонильной группой сложного эфира и сахаром,
соединенным с кислородной частью сложного эфира. Поверхностно-активные вещества на основе cахаров включают, не ограничиваясь ими, сорбитмоноолеат, сорбитсесквиолеат, сорбиттриолеат, полиоксиэтиленовый (20) сорбитмонолаурат, полиоксиэтиленовый (20) сорбитмонопальмитат, полиоксиэтиленовый (20) сорбитмоностеарат, полиоксиэтиленовый (20) сорбитмоноолеат, полиоксиэтиленовый (20) сорбиттриолеат или их сочетания. Другие поверхностно-активные вещества на основе cахаров включают
простые эфиры на основе cахаров и этоксилированные простые эфиры на основе cахаров. Составы могут
быть приготовлены путем комбинирования алифатического анионного поверхностно-активного вещест-8-
009260
ва с одним или несколькими поверхностно-активными веществами на основе cахаров при температуре
ниже 50°C.
В некоторых вариантах осуществления доля алифатического анионного поверхностно-активного
вещества в составе может быть выше 40 вес.% от всего состава. Состав может включать алифатическое
поверхностно-активное вещество в количестве от 50 до 90 вес.% от всего состава. Доля алифатического
анионного поверхностно-активного вещества в составе может составлять от 80 до 90 вес.% от всего веса
состава. Доля поверхностно-активного вещества на основе cахаров в составе может быть меньше 60
вес.% от общего веса состава. Состав может включать долю поверхностно-активного вещества на основе
cахаров от 10 до 50 вес.% от всего веса состава. В некоторых вариантах осуществления доля поверхностно-активного вещества на основе cахаров может составлять от 10 до 20 вес.% от всего веса состава. Остаток состава может включать, не ограничиваясь ими, воду, спирты с низким молекулярным весом, органические растворители, соли алкилсульфокислоты, арилсульфонаты, рассол или их сочетания. Спирты с
низким молекулярным весом включают, не ограничиваясь ими, метанол, этанол, пропанол, изопропиловый спирт, трет-бутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый спирт или их
сочетания. Органические растворители включают, не ограничиваясь ими, метилэтилкетон, ацетон, низкоалкильные целлозольвы, низкоалкильные карбитолы или их сочетания.
В варианте осуществления состав может включать алифатическую неионогенную добавку, алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и одно или несколько поверхностно-активных веществ на основе cахаров. В некоторых вариантах осуществления часть алифатической группы алифатической неионогенной добавки может быть разветвленной. В других вариантах осуществления часть алифатического анионного поверхностно-активного вещества может быть разветвленной. Составы могут
быть приготовлены путем комбинирования алифатической неионогенной добавки и алифатического
анионного поверхностно-активного вещества с одним или несколькими поверхностно-активными веществами на основе сахаров при температуре ниже 50°C.
В некоторых вариантах осуществления доля алифатической неионогенной добавки может превышать 50 вес.% от всего состава. Состав может включать алифатическую неионогенную добавку в количестве от 45 до 55 вес.% от всего состава. В некоторых вариантах осуществления доля алифатического анионного поверхностно-активного вещества в составе может превышать 35 вес.% от всего веса состава.
Состав может также включать алифатическую неионогенную добавку в количестве от 30 до 50 вес.% от
всего состава. Доля поверхностно-активного вещества на основе Сахаров в составе может быть меньше
10 вес.% от общего веса состава. Состав может включать долю поверхностно-активного вещества на основе cахаров меньше 10 вес.% от всего веса состава. В некоторых вариантах осуществления доля поверхностно-активного вещества на основе cахаров может составлять от 5 до 8 вес.% от всего веса состава. Остаток состава может включать, не ограничиваясь ими, воду, спирты с низким молекулярным весом,
органические растворители, соли алкилсульфокислоты, арилсульфонаты, рассол или их сочетания.
Спирты с низким молекулярным весом включают, не ограничиваясь ими, метанол, этанол, пропанол,
изопропиловый спирт, трет-бутиловый спирт, втор-бутиловый спирт, бутиловый спирт, трет-амиловый
спирт или их сочетания. Органические растворители включают, не ограничиваясь ими, метилэтилкетон,
ацетон, низкоалкильные целлозольвы, низкоалкильные карбитолы или их сочетания.
Состав для извлечения углеводорода может взаимодействовать с углеводородами в по меньшей мере части содержащей углеводород формации. Взаимодействие с углеводородами может снизить межфазное натяжение углеводородов с одним или несколькими флюидами в содержащей углеводород формации. В других вариантах осуществления состав для извлечения углеводорода может уменьшить межфазное натяжение между углеводородами и покрывающим/подстилающим слоями содержащей углеводород
формации. Уменьшение межфазного натяжения может позволить по меньшей мере части углеводородов
продвигаться через содержащую углеводород формацию.
Способность состава для извлечения углеводорода уменьшать межфазное натяжение смеси углеводородов и флюидов можно определить с помощью известных приемов. В данном варианте осуществления величину межфазного натяжения в смеси углеводородов и воды можно определить с помощью тензиометра с крутящейся каплей. К смеси углеводорода и воды может быть добавлено некоторое количество состава для извлечения углеводорода с последующим измерением межфазного натяжения в полученном флюиде. Низкое значение межфазного натяжения (например, меньше 1 дин/см) может указывать,
что состав снижает по меньшей мере часть поверхностной энергии между углеводородами и водой.
Уменьшение поверхностной энергии может указывать, что по меньшей мере часть смеси углеводородов
и воды может продвигаться через по меньшей мере часть содержащей углеводород формации.
В данном варианте осуществления состав для извлечения углеводорода может быть добавлен к смеси углеводорода и воды с возможностью определения межфазного натяжения. Сверхнизкое значение
межфазного натяжения (например, меньше 0,1 дин/см) может указывать на то, что состав для извлечения
углеводорода снижает по меньшей мере часть поверхностного натяжения между углеводородами и водой, так что по меньшей мере часть углеводородов может продвигаться через по меньшей мере часть
содержащей углеводород формации. По меньшей мере часть углеводородов может продвигаться через по
меньшей мере часть содержащей углеводород формации при сверхнизком межфазном натяжении более
-9-
009260
легко, чем углеводороды, подвергнутые обработке составом, который дает межфазное натяжение свыше
0,1 дин/см для флюидов в формации. Добавление состава для извлечения углеводородов к флюидам в
содержащей углеводород формации, которое ведет к получению сверхнизкого межфазного натяжения,
может повысить эффективность, при которой возможна добыча углеводородов. Концентрация состава
для извлечения углеводорода в содержащей углеводород формации может быть сведена к минимуму для
минимизации затрат на его использование в процессе добычи.
В варианте осуществления способа обработки содержащей углеводород формации в содержащую
углеводород формацию 100 через нагнетательную скважину 110, показанные на фиг. 1, может вводиться
(например, нагнетаться) состав для извлечения углеводорода, включающий в себя неионогенную добавку (например, алифатический спирт с длинной цепью) и анионное поверхностно-активное вещество (например, соль алифатической кислоты с длинной цепью). Углеводородная формация 100 может включать
покрывающий слой 120, углеводородный слой 130 и подстилающий слой 140. Нагнетательная скважина
110 имеет отверстия 112, которые позволяют флюидам протекать через содержащий углеводород слой
100 на различных по глубине уровнях. В некоторых вариантах осуществления углеводородный слой 130
может находиться на глубине менее 1000 футов от земной поверхности. В некоторых вариантах осуществления покрывающий слой 140 содержащей углеводород формации 100 может быть смочен нефтью. В
других вариантах осуществления в содержащей углеводород формации 100 может присутствовать слабосоленая вода.
Состав для извлечения углеводорода может быть введен в формацию в количестве, основывающемся на количестве углеводородов, присутствующих в содержащей углеводород формации. Количество
состава для извлечения углеводорода, однако, может быть слишком мало для того, чтобы быть точно
поданным в содержащую углеводород формацию с использованием известных средств подачи (например, насосов). Для того, чтобы облегчить подачу состава для извлечения углеводорода в содержащую
углеводород формацию, состав для извлечения углеводорода может комбинироваться с водой и/или рассолом для получения пригодного к нагнетанию флюида. Количество состава для извлечения углеводорода, нагнетаемое в содержащую углеводород формацию 100, может составлять менее 0,5 вес.% от общего
веса нагнетаемого флюида. В некоторых вариантах осуществления количество состава для извлечения
углеводорода, подаваемое в содержащую углеводород формацию, может составлять менее 0,3 вес.% от
общего веса нагнетаемого флюида. В некоторых вариантах осуществления количество состава для извлечения углеводорода, подаваемое в содержащую углеводород формацию, может составлять менее 0,1
вес.% от общего веса нагнетаемого флюида. В других вариантах осуществления количество состава для
извлечения углеводорода, подаваемое в содержащую углеводород формацию, может составлять менее
0,05 вес.% от общего веса нагнетаемого флюида.
Состав для извлечения углеводорода может взаимодействовать с по меньшей мере частью углеводородов в углеводородном слое 130. Взаимодействие с составом для извлечения углеводородов с углеводородным слоем 130 может уменьшить по меньшей мере часть межфазного натяжения между различными углеводородами. Состав для извлечения углеводорода может также уменьшить по меньшей мере
часть межфазного натяжения между одним или несколькими флюидами (например, водой, углеводородами) в формации и подстилающем слое 140, между одним или несколькими флюидами в формации и
покрывающем слое 120 или в их сочетаниях. В данном варианте осуществления состав для извлечения
углеводорода может взаимодействовать с по меньшей мере частью углеводородов и с по меньшей мере
частью одного или нескольких флюидов в формации с целью уменьшить по меньшей мере часть межфазного натяжения между углеводородами и одним или несколькими флюидами. Уменьшение межфазного натяжения может позволить по меньшей мере части углеводородов образовать эмульсию с по
меньшей мере частью одного или нескольких флюидов в формации. Величина межфазного натяжения
между углеводородами и одним или несколькими флюидами может быть изменена составом для извлечения углеводорода до значения менее 0,1 дин/см. В некоторых вариантах осуществления величина
межфазного натяжения между углеводородами и другими флюидами в формации может быть снижена
составом для извлечения углеводорода до значения менее 0,05 дин/см. В других вариантах осуществления величина межфазного натяжения между углеводородами и другими флюидами в формации может
быть снижена составом для извлечения углеводорода до значения менее 0,001 дин/см. По меньшей мере
часть смеси состава для извлечения углеводорода/углеводорода/флюидов может быть перемещена к эксплуатационной скважине 150. Продукты, полученные из эксплуатационной скважины, могут включать,
не ограничиваясь ими, составляющие состава для извлечения углеводорода (например, алифатический
спирт с длинной цепью и/или соль алифатической кислоты с длинной цепью), метан, окись углерода,
воду, углеводороды, аммиак, асфальтены или их сочетания. Добыча углеводорода из содержащей углеводород формации 100 может быть повышена более чем на 50% после добавления состава для извлечения углеводорода в содержащую углеводород формацию.
В некоторых вариантах осуществления содержащая углеводород формация 100 может быть предварительно обработана флюидом для извлечения углеводорода. Флюид для извлечения углеводорода может состоять из воды, пара, рассола, газа, жидких полимеров, пенистых полимеров, мономеров или их
смесей. Флюид для извлечения углеводорода может использоваться для обработки формации перед по- 10 -
009260
дачей в формацию состава для извлечения углеводорода. В некоторых вариантах осуществления содержащая углеводород формация 100 может находиться на глубине менее 1000 футов от поверхности земли.
В некоторых вариантах осуществления флюид для извлечения углеводорода может быть подогрет перед
нагнетанием в содержащую углеводород формацию 100. Флюид для извлечения углеводорода может
снизить вязкость по меньшей мере части углеводородов в формации. Уменьшение вязкости по меньшей
мере части углеводородов в формации может улучшить перемещение по меньшей мере части углеводородов к эксплуатационной скважине 150. После перемещения по меньшей мере части углеводородов в
содержащей углеводород формации 100 повторное нагнетание тех же или иных флюидов для извлечения
углеводорода может оказаться менее эффективным при продвижении углеводородов через содержащую
углеводород формацию. Низкая эффективность перемещения может быть связана с тем, что флюиды для
извлечения углеводорода создают более проницаемые зоны в содержащей углеводород формации 100.
Флюиды для извлечения углеводорода могут проходить через проницаемые зоны в содержащей углеводород формации 100 и не взаимодействуют, и не перемещают остающиеся углеводороды. В результате с
течением времени может быть уменьшено вытеснение более тяжелых углеводородов, поглощенных в
подстилающем слое 140. В конечном счете формация может быть сочтена малопроизводительной или
экономически не желательной для добычи углеводородов.
В некоторых вариантах осуществления нагнетание состава для извлечения углеводорода после обработки содержащей углеводород формации флюидом для извлечения углеводорода может улучшить
перемещение более тяжелых углеводородов, поглощенных в подстилающем слое 140. Состав для извлечения углеводорода может взаимодействовать с углеводородами для уменьшения межфазного натяжения
между углеводородами и подстилающим слоем 140. Уменьшение межфазного натяжения может быть
таким, что углеводороды перемещаются к эксплуатационной скважине 150 и добываются из нее. Углеводороды, добытые из эксплуатационной скважины 140, могут включать, в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере часть составляющих состава для извлечения углеводорода, флюида, нагнетаемого в скважину для предварительной обработки, метан, двуокись углерода, аммиак или их сочетания.
Добавление состава для извлечения углеводорода в по меньшей мере часть малопроизводительной содержащей углеводород формации может продлить срок эксплуатации содержащей углеводород формации. Добыча углеводорода из содержащей углеводород формации 100 может быть повышена более чем
на 50% после добавления состава для извлечения углеводорода в содержащую углеводород формацию.
Увеличение добычи углеводорода может повысить экономическую привлекательность содержащей углеводород формации.
В некоторых вариантах осуществления состав для извлечения углеводорода может быть добавлен к
части содержащей углеводород формации 100, которая может иметь среднюю температуру ниже 50°C.
Для того, чтобы облегчить подачу определенного количества состава для извлечения углеводорода в содержащую углеводород формацию, углеводородный состав можно комбинировать с водой или рассолом
для получения пригодного к нагнетанию флюида. Через нагнетательную скважину 110 в содержащую
углеводород формацию 100 может нагнетаться менее 0,5 вес.% состава для извлечения углеводорода от
всего веса пригодного к нагнетанию флюида. В некоторых вариантах осуществления концентрация состава для извлечения углеводорода, нагнетаемого через нагнетательную скважину 110, может быть
меньше 0,3 вес.% от всего веса пригодного к нагнетанию флюида. В других вариантах осуществления
концентрация состава для извлечения углеводорода может быть меньше 0,1 вес.% от всего веса пригодного к нагнетанию флюида. В иных вариантах осуществления концентрация состава для извлечения углеводорода может быть меньше 0,05 вес.% от всего веса пригодного к нагнетанию флюида.
Взаимодействие состава для извлечения углеводорода по меньшей мере с частью углеводородов в
формации может уменьшить по меньшей мере часть межфазного натяжения между углеводородами и
подстилающим слоем 140. Уменьшение по меньшей мере части межфазного натяжения может переместить по меньшей мере часть углеводородов через содержащую углеводород формацию 100. Продвижение по меньшей мере части углеводородов, однако, может происходит с не оправданной экономически
интенсивностью. В одном варианте осуществления через нагнетательную скважину 110 возможно нагнетание в углеводородную формацию 100 полимеров после обработки этой формации составом для извлечения углеводорода с целью усиления продвижения через формацию по меньшей мере части углеводородов. К подходящим полимерам относятся, не ограничиваясь ими, CIBA® ALCOFLOOD®, выпускаемые компанией Ciba Specialty Additives (Территаун, шт. Нью-Йорк), Tramfloc®, выпускаемый компанией
Tramfloc Inc. (Темпл, шт.Аризона), и полимеры НЕ®, выпускаемые компанией Chevron Phillips Chemical
Co. (Вудлендс, шт. Техас). Взаимодействие между углеводородами, составом для извлечения углеводорода и полимером может усилить продвижение по меньшей мере части углеводородов, остающихся в
формации, к эксплуатационной скважине 150.
В некоторых вариантах осуществления состав для извлечения углеводорода может быть добавлен к
части содержащей углеводород формации 100, которая может иметь среднюю температуру ниже 50°C. В
некоторых вариантах осуществления состав для извлечения углеводорода может комбинироваться с по
меньшей мере частью флюида для извлечения углеводорода (например, воды, растворов полимеров) с
- 11 -
009260
целью получения пригодного к нагнетанию флюида.
Как показано на фиг. 2, через нагнетательную скважину 110 в содержащую углеводород формацию
100 может нагнетаться менее 0,5 вес.% состава для извлечения углеводорода от всего веса пригодного к
нагнетанию флюида. В некоторых вариантах осуществления концентрация состава для извлечения углеводорода, нагнетаемого через нагнетательную скважину 110, может быть меньше 0,3 вес.% от всего веса
пригодного к нагнетанию флюида. В других вариантах осуществления через нагнетательную скважину
110 в содержащую углеводород формацию 100 может нагнетаться меньше 0,1 вес.% состава для извлечения углеводорода от всего веса пригодного к нагнетанию флюида. В иных вариантах осуществления
через нагнетательную скважину 110 в содержащую углеводород формацию 100 может нагнетаться
меньше 0,05 вес.% состава для извлечения углеводорода от всего веса пригодного к нагнетанию флюида.
Взаимодействие состава для извлечения углеводорода с по меньшей мере частью углеводородов в формации может уменьшить по меньшей мере часть межфазного натяжения между углеводородами и подстилающим слоем 140. Уменьшение по меньшей мере части межфазного натяжения может переместить
по меньшей мере часть углеводородов через содержащую углеводород формацию 100 к выбранному
участку 160 с образованием углеводородного бассейна 170. По меньшей мере часть углеводородов может быть добыта из углеводородного бассейна 170 на выбранном участке содержащей углеводород формации 100.
В других вариантах осуществления продвижение по меньшей мере части углеводородов к выбранному участку 160 может происходить с недостаточной с экономической точки зрения интенсивностью.
Возможно нагнетание полимеров в углеводородную формацию 100 для усиления продвижения по меньшей мере части углеводородов через формацию. Взаимодействие между по меньшей мере частью углеводородов, составом для извлечения углеводородов и полимерами может усилить продвижение по меньшей мере части углеводородов к эксплуатационной скважине 150.
В некоторых вариантах осуществления состав для извлечения углеводорода может включать неорганическую соль (например, карбонат натрия (Na2СО3) , хлорид натрия (NaCl) или хлорид кальция
(CaCl2)). Добавление неорганической соли помогает составу для извлечения углеводорода диспергироваться в смеси углеводорода и воды. Улучшенное диспергирование состава для извлечения углеводорода
может уменьшить взаимодействие на поверхности раздела углеводорода и воды. Уменьшенное взаимодействие может снизить межфазное натяжение смеси и получить более подвижный флюид.
В другом варианте осуществления состав для извлечения углеводорода может включать полимеры
и/или мономеры. Как описано выше, полимеры могут использоваться для увеличения подвижности по
меньшей мере части углеводородов через формацию. Подходящие полимеры описаны ранее. Взаимодействие между углеводородами и содержащим полимер составом для извлечения углеводорода может усилить подвижность по меньшей мере части углеводородов, остающихся в формации.
Примеры
Были приготовлены составы для извлечения углеводорода, включающие анионные поверхностноактивные вещества, неионогенные добавки, поверхностно-активные вещества на основе cахаров и/или их
сочетания с измерением межфазного натяжения для вариантов различных составов. Составы и результаты измерений межфазного натяжения приведены в таблице.
Значения межфазного натяжения для смесей углеводорода/состава для извлечения углеводорода/воды определяли с использованием тензометра с крутящейся каплей. Каплю объемом от одного до
четырех микролитров (мкл) сырых углеводородов Nowata помещали в капиллярную трубку, содержавшую раствор состава для извлечения углеводорода в рассоле. Трубку помещали в устройство кручения
капли и затем накрывали. Быстро включали мотор для вращения трубки с целью образования цилиндрической капли в трубке (например, 6-12 мс/об.). Длина капли может в четыре и более раза превышать ширину капли. Капиллярную трубку и каплю нагревали до температуры содержащей углеводород формации (около 30°C). Каплю снимали на видеопленку для последующего повторного воспроизведения измерения межфазного натяжения между каплей и раствором/рассолом с использованием системы Optima®.
Длительность измерений составляла от приблизительно 0,01 до приблизительно 0,4 ч. Плотность углеводородов Nowata составила около 0,8294. Плотность водной фазы, г/куб.см, составила 0,9960. Показатель
преломления водной фазы составил около 1,3325. Соотношение воды и нефти составило около 250:1.
Опыты № 6-125 включают Nowata Brine и Nowata Crude в соотношении приблизительно 250:1.
- 12 -
009260
Таблица
- 13 -
009260
- 14 -
009260
- 15 -
009260
- 16 -
009260
- 17 -
009260
IOS = внутренний олефиновый сульфонат, соль натрия; PDOS = олефиновый пропандиоловый продукт присоединения сульфата, соль натрия; POS = пропоксисульфат, соль натрия; AOS = альфаолефиновый сульфонат, соль натрия; Neodene® 14-1 PDO 7EO = C14 олефиновый пропандиоловый продукт присоединения, 7-EO этоксилат. Dodecyl-1 1,5 POS; N45-7 = Neodol® C14-C15 этоксилированный (7 EO)
спирт; N45-2,25S = Neodol® C14-C15 этоксилированный (2,5 EO) сульфат, соль натрия; Ethoquad® = хлорид полиоксиэтиленмоноалкилметиламмония; Zonyl® "FSN" = фторированное неионогенное поверхностно-активное вещество; FC-171 = 3М® фторированный алкиалкоксилат; Span® 20 = сорбитмонолаурат;
Arquad® = моноалкилтриметиламмониевые хлориды; N2 5-3 = Neodol® C12-C15 этоксилированный (3
EO) спирт; N1-5 = Neodol® Сц этоксилированный (5 EO) спирт; C16 1,8 = C16 пропоксилированный (1,8
PO) оксисульфат, соль натрия; N67S/N67 = Neodol® C16-C17 разветвленный сульфат/ Neodol® C16-C17
разветвленный спирт и Span® 80 = сорбитмоноолеат.
Значения межфазного натяжения в зависимости от времени для сырой нефти и рассола Nowata с 0,1
вес.% состава из 50% Neodol® C14-C15 N45-2,2S и 50% Span® 20 и 1% Na2CO3; 0,1 вес.% состава из 53%
Neodol® 67S и 43% Span® 20 и 1% Na2CO3; 0,1 вес.% состава из 82% Neodol® 67S и 18% N67; 0,2 вес.%
состава из 82% Neodol® 67S и 18% Neodol® 67 и 0,1 вес.% состава из 82% Neodol® 67S и 18% Neodol®
67 с 1% Na2CO3 показаны графически на фиг. 3.
Значения межфазного натяжения в зависимости от времени для сырой нефти и рассола Nowata с
добавлением 0,1% смесей N67S/N67 показаны на фиг. 4. Содержание N67S в смеси составляет от 100
вес.% до приблизительно 63,1 вес.%. Смесь из приблизительно 82 вес.% N67S и приблизительно 18
вес.% N67 снижает межфазное натяжение приблизительно до 0,042 дин/см.
Три состава для извлечения углеводорода, демонстрирующие низкие значения межфазного натяжения, были приготовлены и испытаны в лабораторных условиях с целью определения влияния составов
для извлечения углеводорода на улучшение извлечения углеводорода из содержащей углеводород формации. Были проведены испытания с кернами небольшого диаметра согласно общеизвестным способам
определения эффективности воздействия смесей на извлечение углеводородов из содержащей углеводород формации, истощение которого может быть доведено до остаточной насыщенности углеводородами
примерно в 20% углеводородов.
Пример 1. Состав № 1 приготовили путем смешивания приблизительно 50 вес. % соли натрия в виде разветвленного этоксильного сульфата C14-C15 (например, Neodol® N45-2,2S компании Shell Chemical
Co., Хьюстон, шт.Техас) с 50 вес.% лаурата натрия (например, Span® 20 ) при температуре ниже чем
приблизительно 50°С.
Полимерная колонна (3,8 см х 27 см) была заполнена приблизительно 196 мл (519,8 г) сухого песка
Оклахома №1 и продута азотом (7 фунт/кв.дюйм) с последующей откачкой в вакууме. Продувку азотом с
последующей откачкой в вакууме повторили дважды. В столбик добавляли около 78 мл сырой нефти
Nowata в приблизительно 94,5 мл воды до тех пор, пока песок не оказался полностью насыщенным углеводородами. Песчаная набивка имела объем пор (PV) около 90,73 мл, пористость около 32%, абсолютную проницаемость для воды 1,1 дарси, насыщенность 1,07 об.% и эффективную проницаемость для углеводородов 1,5 Д. Около 103 мл промысловой воды Nowata (рассол с месторождения Nowata, шт. Оклахома) подавали по вертикали от дна колонны и до верха колонны с целью заводнения песчаной набивки
(например, удаления углеводородов из песка). Расход воды во время заводнения был ниже, чем расход
воды в период насыщения водой. Расход воды при заводнении составил приблизительно 9,5 м/Д (скорость Дарси). Во время заводнения было собрано около 64 мл углеводородов. Определили, что остаточная насыщенность углеводородами составила около 15 об.% с получением эффективной проницаемости
для воды около 0,51 Д.
Предполимерный раствор ALOFLOOD® компании Ciba Specialty Additives (Территаун, шт. НьюЙорк), 0,05 PV) подавали по вертикали от дна колонны и до верха колонны при концентрации полимера
около 0,1 вес.%. Раствор 0,2 PV (210 мл) 0,2 вес.% состава №1, 0,1 вес.% полимера и 0,1 вес.% Na2CO3
подавали по вертикали от дна колонны и до верха колонны.
После промывки составом №1 и полимером количество полимера в объеме 0,5 PV подали по вертикали от дна колонны до верха колонны с целью контроля подвижности углеводородов. Расход углеводородов в колонне и объем извлеченных углеводородов отслеживали на всех стадиях испытания. Во время
промывки составом № 1 и полимером средний расход определили равным 0,025 мл/с. Общий объем углеводородов, извлеченных из песка, составил около 19 мл. Общая объемная эффективность рассчитана
как равная приблизительно 19%. Операция последующего полирования была выполнена в форме подачи
по вертикали от дна колонны до верха колонны 1,25 PV солевого раствора.
Пример 2. Состав № 2 приготовили путем смешивания приблизительно 53 вес. % соли натрия в виде разветвленного алифатического сульфата C16-C17 (например, Neodol® 67S) из приблизительно 20%
активного раствора с приблизительно 47 вес. % сорбитлаурата (например, Span® 20 компании Alrich
Chemical Co., Милуоки, шт. Миннесота) при температуре 25°С.
Полимерная колонна (3,8 см х 27 см) была заполнена приблизительно 193,2 мл (512 г) сухого песка
Оклахома №1 и продута азотом (7 фунт/кв.дюйм) с последующей откачкой в вакууме. Продувку азотом с
- 18 -
009260
последующей откачкой в вакууме повторили дважды. В столбик добавляли около 80 мл сырой нефти
Nowata в приблизительно 96,9 мл воды до тех пор, пока песок не оказался полностью насыщенным углеводородами. Песчаная набивка имела объем пор (PV) около 97,03 мл, пористость около 33%, абсолютную проницаемость для воды 1,1 дарси, насыщенность 1,03% и эффективную проницаемость для углеводородов около 1,5 Д. Около 104 мл промысловой воды Nowata (рассол с месторождения Nowata, шт. Оклахома) подавали по вертикали от дна колонны и до верха колонны с целью заводнения песчаной набивки (например, удаления углеводородов из песка). Расход промысловой воды во время заводнения был
ниже, чем расход воды в период насыщения водой. Расход воды при заводнении составил приблизительно 9,5 м/дарси (скорость Дарси).
Во время заводнения было собрано около 65 мл углеводородов. Определили, что остаточная насыщенность углеводородами составила около 23 об.% с получением эффективной проницаемости для воды
около 0,49 Д.
Предполимерный раствор (0,05 PV) подавали по вертикали от дна колонны и до верха колонны при
концентрации полимера около 0,1 вес.%. Раствор 0,2 PV (208 мл) 0,2 вес.% состава №2, 0,1 вес.% полимера и 0,1 вес.% Na2CO3 подавали по вертикали от дна колонны и до верха колонны.
После промывки составом №2 и полимером количество полимера в объеме 0,5 PV подали по вертикали от дна колонны до верха колонны с целью регулирования подвижности углеводородов. Расход углеводородов в колонне и объем извлеченных углеводородов отслеживали на всех стадиях испытания. Во
время промывки составом № 2 и полимером средний расход определили равным 0,025 мл/с. Общий объем углеводородов, извлеченных из песка, составил около 4,9 мл. Общая объемная эффективность рассчитана как равная приблизительно 33%. Операция последующего полирования была выполнена в форме
подачи по вертикали от дна колонны до верха колонны 1,2 5 PV солевого раствора.
Пример 3. Состав № 3 приготовили путем смешивания приблизительно 82 вес.% разветвленного
алифатического сульфата С16-С17, соли натрия (Neodol® 67S) из приблизительно 20% активного раствора
с приблизительно 18 вес.% разветвленного алифатического спирта C16-C17 (Neodol® 67) при температуре
около 25°С.
Полимерная колонна (3,8 см х 27 см) была заполнена приблизительно 197,7 мл (52 4 г) сухого песка
Оклахома №1 и продута азотом (7 фунт/кв.дюйм) с последующей откачкой в вакууме. Продувку азотом с
последующей откачкой в вакууме повторили дважды. В столбик добавляли около 80 мл сырой нефти
Nowata в приблизительно 93,2 мл воды до тех пор, пока песок не оказался полностью насыщенным углеводородами. Песчаная набивка имела объем пор около 93,68 мл, пористость около 32%, абсолютную
проницаемость для воды 1,4 дарси, насыщенность 1,03% и эффективную проницаемость для углеводородов около 1,6 Д. Около 104 мл промысловой воды Nowata (рассол с месторождения Nowata, шт. Оклахома) подавали по вертикали от дна колонны и до верха колонны с целью заводнения песчаной набивки
(например, удаления углеводородов из песка). Расход промысловой воды во время заводнения был ниже,
чем расход воды в период насыщения водой. Расход воды при заводнении составил приблизительно 9,5
м/Д (скорость Дарси).
Во время заводнения было собрано около 55 мл углеводородов. Определили, что остаточная насыщенность углеводородами составила около 27 об.% с получением эффективной проницаемости для воды
около 1,00 Д.
Предполимерный раствор (0,05 PV) подавали по вертикали от дна колонны и до верха колонны при
концентрации полимера около 0,1 вес.%. Раствор 0,2 PV (214 мл) 0,1 вес.% состава №3, 0,1 вес.% полимера и 0,1 вес.% Na2CO3 подавали по вертикали от дна колонны и до верха колонны.
После промывки составом №3 и полимером количество полимера в объеме 0,5 PV подали по вертикали от дна колонны до верха колонны с целью регулирования подвижности углеводородов. Расход углеводородов в колонне и объем извлеченных углеводородов отслеживали на всех стадиях испытания. Во
время промывки составом № 3 и полимером средний расход определили равным 0,025 мл/с. Общий объем углеводородов, извлеченных из песка, составил около 13,6 мл. Общая объемная эффективность рассчитана как равная приблизительно 54%. Операция последующего полирования была выполнена в форме
подачи по вертикали от дна колонны до верха колонны 1,25 PV солевого раствора.
Результаты промывки составом и полимером графически изображены на фиг. 5. При более низкой
концентрации состав №3 повышает добычу остаточных углеводородов по сравнению с составом №1 и
составом №2 более чем на 65 и 39% соответственно.
В данный патент в качестве ссылок включены некоторые патенты США, патентные заявки США и
другие материалы (например, статьи). Текст таких патентов США, патентных заявок США и других материалов, однако, включается в качестве ссылки только в той степени, которая не противоречит тексту и
другим утверждениям и чертежам, приведенным здесь. В случае такого противоречия любой такой противоречащий текст в таких включенных в качестве ссылок патентах США, патентных заявках США и
других материалах особо не включается в качестве ссылки в этот патент.
Специалистам в данной области техники исходя из данного описания могут быть очевидны возможности дальнейших изменений и альтернативных вариантов осуществления различных аспектов дан- 19 -
009260
ного изобретения. Соответственно это описание должно рассматриваться только как иллюстративное и
предназначенное для того, чтобы объяснить специалистам в данной области техники общий характер
осуществления изобретения. Следует понимать, что показанные и описанные здесь формы изобретения
следует воспринимать как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления. Элементы и
материалы могут быть заменены на те, которые проиллюстрированы и описаны здесь, детали и процессы
могут быть изменены на противоположные, и некоторые признаки изобретения могут использоваться
независимо, что должно быть очевидно специалистам в данной области техники после изучения этого
описания изобретения. Возможно внесение изменений в описанные здесь элементы без отклонения от
существа и объема изобретения, описанных в последующей формуле изобретения. Кроме того, следует
понимать, что признаки, описанные здесь независимо, могут в некоторых вариантах осуществления комбинироваться.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ обработки содержащей углеводород формации, включающий введение состава по меньшей мере в часть содержащей углеводород формации, где состав содержит алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и алифатическую неионогенную добавку, которая является алифатическим спиртом с длинной цепью, причем алифатическое анионное поверхностно-активное вещество является разветвленным, или алифатическая неионогенная добавка является разветвленной, или и алифатическое анионное поверхностно-активное вещество, и алифатическая неионогенная добавка являются разветвленными; и взаимодействие состава с углеводородами в содержащей углеводород формации.
2. Способ по п.1, в котором разветвленные алифатические группы содержат среднее количество ответвлений на алифатическую группу в количестве от 0,7 до 2,5.
3. Способ по п.1, в котором состав содержит более 40 вес.% алифатического анионного поверхностно-активного вещества и менее 60 вес.% алифатической неионогенной добавки.
4. Способ по п.1, в котором алифатической неионогенной добавкой является разветвленный алифатический спирт с длинной цепью.
5. Способ по п.1, в котором алифатической неионогенной добавкой является разветвленный алифатический спирт с длинной цепью со средним количеством атомов углерода от 16 до 17.
6. Способ по п.1, в котором разветвленное алифатическое анионное поверхностно-активное вещество является сульфатом.
7. Способ по п.1, в котором введение состава по меньшей мере в часть содержащей углеводород
формации включает объединение по меньшей мере части состава для извлечения углеводорода по меньшей мере с частью флюида для извлечения углеводорода с получением нагнетаемого флюида; в котором
доля состава для извлечения углеводорода составляет меньше 0,5 вес.% от веса нагнетаемого флюида.
8. Способ по п.1, дополнительно включающий заводнение по меньшей мере части содержащей углеводород формации.
9. Способ по п.1, в котором алифатическая часть алифатической неионогенной добавки имеет химическую структуру, идентичную алифатической части разветвленного алифатического анионного поверхностно-активного вещества.
10. Способ по п.1, в котором разветвленное алифатическое анионное поверхностно-активное вещество имеет общую структуру (R-Y)nM, где R является алифатической группой с длинной цепью, Y является OSO3- или OPO3-; M является ионом металла, а n - числом, зависящим от валентности M, так что
общий электрический заряд состава равен нулю.
11. Способ по п.1, в котором разветвленное алифатическое анионное поверхностно-активное вещество представляет собой кислую соль первичного спирта, содержащего разветвленную алифатическую
группу со средним количеством атомов углерода от 10 до 24 и средним числом ответвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5, и где метиловые ответвления составляют от 20 до 99% от общего количества
ответвлений, присутствующих в разветвленной алифатической группе.
12. Способ по п.11, в котором неионогенная алифатическая добавка представляет собой первичный
спирт, содержащий разветвленную алифатическую группу со средним количеством атомов углерода от
10 до 24 и средним числом ответвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5, и где метиловые ответвления составляют от 20 до 99% от общего количества ответвлений, присутствующих в разветвленной
алифатической группе.
13. Способ получения состава для извлечения углеводородов, включающий объединение алифатического анионного поверхностно-активного вещества с алифатической неионогенной добавкой, которая
является алифатическим спиртом с длинной цепью, для образования состава для извлечения углеводорода, где алифатическое анионное поверхностно-активное вещество является разветвленным, или алифатическая неионогенная добавка является разветвленной, или и алифатическое анионное поверхностноактивное вещество, и алифатическая неионогенная добавка являются разветвленными.
14. Способ по п.13, в котором разветвленное алифатическое поверхностно-активное вещество представляет собой кислую соль первичного спирта, содержащего разветвленные алифатические группы со
- 20 -
009260
средним количеством атомов углерода от 10 до 24 и средним числом ответвлений на алифатическую
группу от 0,7 до 2,5, и где метиловые ответвления составляют от 20 до 99% от общего количества ответвлений, присутствующих в разветвленной алифатической группе.
15. Способ по п.14, в котором неионогенная алифатическая добавка представляет собой первичный
спирт, содержащий разветвленные алифатические группы со средним количеством атомов углерода от
10 до 24 и имеющий среднее число ответвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5, и где метиловые
ответвления составляют от 20 до 99% от общего количества ответвлений, присутствующих в разветвленной алифатической группе.
16. Состав для обработки содержащей углеводород формации, содержащий алифатическое анионное поверхностно-активное вещество и алифатическую неионогенную добавку, которая является алифатическим спиртом с длинной цепью, в котором алифатическое анионное поверхностно-активное вещество является разветвленным, или алифатическая неионогенная добавка является разветвленной, или и
алифатическое анионное поверхностно-активное вещество, и алифатическая неионогенная добавка являются разветвленными.
17. Состав по п.16, в котором разветвленное алифатическое анионное поверхностно-активное вещество представляет собой кислую соль первичного спирта, содержащего разветвленные алифатические
группы со средним количеством атомов углерода от 10 до 24 и имеющего среднее число ответвлений на
алифатическую группу от 0,7 до 2,5, и где метиловые ответвления составляют от 20 до 99% от общего
количества ответвлений, присутствующих в разветвленной алифатической группе.
18. Состав по п.17, в котором неионогенная алифатическая добавка представляет собой первичный
спирт, содержащий разветвленные алифатические группы со средним количеством атомов углерода от
10 до 24 и имеющий среднее число ответвлений на алифатическую группу от 0,7 до 2,5, и где метиловые
ответвления составляют от 20 до 99% от общего количества ответвлений, присутствующих в разветвленной алифатической группе.
Фиг. 1
Фиг. 2
- 21 -
009260
Фиг. 3
Фиг. 4
Фиг. 5
Евразийская патентная организация, ЕАПВ
Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 22 -