RU2611804C2 - Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины - Google Patents

Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2611804C2
RU2611804C2 RU2014112787A RU2014112787A RU2611804C2 RU 2611804 C2 RU2611804 C2 RU 2611804C2 RU 2014112787 A RU2014112787 A RU 2014112787A RU 2014112787 A RU2014112787 A RU 2014112787A RU 2611804 C2 RU2611804 C2 RU 2611804C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sas
surfactant
determination
sample
surface tension
Prior art date
Application number
RU2014112787A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2014112787A (ru
Inventor
Лян СЮЙ
Цян ФУ
Original Assignee
Мульти-Чем Груп, Ллс
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Мульти-Чем Груп, Ллс filed Critical Мульти-Чем Груп, Ллс
Publication of RU2014112787A publication Critical patent/RU2014112787A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2611804C2 publication Critical patent/RU2611804C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
    • G01N13/02—Investigating surface tension of liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
    • G01N13/02—Investigating surface tension of liquids
    • G01N2013/0275—Investigating surface tension of liquids involving surface-active agents

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
  • Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
  • Cosmetics (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче углеводородов. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения в жидкости для гидроразрыва при обработке подземного пласта, содержащий обеспечение по меньшей мере двух ПАВ, взятие пробы воды из обрабатываемого пласта, взятие пробы неочищенной нефти из обрабатываемого пласта, взятие керна из обрабатываемого пласта, выбор проппанта для применения в обрабатываемом пласте, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой воды с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы воды, определение растворимости ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по растворимости каждому ПАВ, определение динамического поверхностного натяжения ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по динамическому поверхностному натяжению каждому ПАВ, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой нефти с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы нефти, определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по поверхностному натяжению на границе раздела фаз каждому ПАВ, определение способности создавать эмульсию растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по способности создавать эмульсию каждому ПАВ, прокачивание раствора каждого из ПАВ через насыщенный пробой неочищенной нефти измельченный указанный керн с получением эффлюента, определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту и присвоение показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ, определение в указанном керне капиллярного давления для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ, определение адсорбции на выбранном проппанте для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по адсорбции на выбранном проппанте каждому ПАВ, суммирование для каждого ПАВ полученных показателей качества по меньшей мере по двум указанным выше характеристикам и выбор ПАВ с наибольшим значением суммы показателей качества. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки пласта. 7 з.п. ф-лы, 7 пр., 5 ил., 2 табл.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в общем к жидкостям для гидроразрыва, применяемым для осуществления гидроразрыва подземных пластов при добыче углеводородов. В частности, настоящее изобретение относится к способам выбора поверхностно-активных веществ (ПАВ), используемых в жидкостях для гидроразрыва.
Предшествующий уровень техники
Гидроразрыв пласта является методом воздействия на пласт, применяемым для увеличения проницаемости продуктивного пласта и интенсификации поступления углеводородов в ствол скважины. Обычно при осуществлении гидроразрыва пласта используют высокое давление жидкости для разрыва подземного пласта, в результате чего образуются трещины, способствующие увеличению потока углеводородов. Часто для сохранения проницаемости трещин, получаемых в ходе гидроразрыва, используют проплаты.
Жидкости для гидроразрыва чаще всего изготавливаются на водной основе и содержат множество компонентов. Обычно к этим компонентам относятся кислоты, биоциды, разжижители, ингибиторы коррозии, понизители трения, гели, реагенты, предотвращающие выпадение осадка железа, поглотители кислорода, ПАВ и ингибиторы образования отложений.
ПАВ обычно выбирают по одному или двум присущим им свойствам. В частности, при разработке нетрадиционных ресурсов нефти и газа эффективность ПАВ, выбранного для осуществления гидроразрыва, обуславливается рядом факторов, к числу которых относятся характеристики пласта, тип нефти, температура коллектора, и остальными элементами жидкости для гидроразрыва.
Создание способа выбора эффективного поверхностно-активного вещества для применения в жидкости для гидроразрыва является актуальной задачей.
Краткое описание чертежей
Для лучшего понимания сути настоящего изобретения приведено его подробное описание со ссылками на прилагаемые чертежи. Необходимо отметить, что согласно сложившейся в отрасли практике на чертежах различные компоненты приведены не в масштабе. Фактически, для облегчения восприятия изложенного материала размеры различных компонентов могут быть произвольно уменьшены.
На фиг. 1 показан пример модели изменения измеренного поверхностного натяжения во времени в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.
На фиг. 2 показаны графики изменения коэффициентов диффузии различных ПАВ в соответствии с примером 2.
На фиг. 3 показаны сравнительные графики изменения скоростей расслаивания неэмульгирующего ПАВ и ПАВ со слабым эмульгирующим действием в соответствии с примером 3.
На фиг. 4 показаны распределения размеров капель неэмульгирующего ПАВ и ПАВ со слабым эмульгирующим действием в соответствии с примером 3.
На фиг. 5 показана таблица с данными об объемах добычи в приведенном для примера месторождении.
Краткое описание изобретения
Описанные здесь способы относятся в общем к нефтегазодобывающей отрасли. В частности, раскрыты способы выбора поверхностно-активных веществ с целью их применения в жидкостях для гидроразрыва.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения подробное описание изобретения.
Настоящее изобретение не ограничивается описанными вариантами его осуществления, версиями или примерами, которые приведены для того, чтобы специалист мог сделать и использовать объект настоящего изобретения, применив приведенные в данном патенте сведения вместе с имеющимися в его распоряжении технологиями и информацией.
Многие из использованных в данном описании терминов объяснены ниже. Если в формуле изобретения использован термин, которому не дано объяснение ниже, его следует понимать в самом широком смысле, который соответствует его определению, данному специалистами соответствующей области техники в печатных источниках и выданных патентах на момент подачи заявки на патент. Кроме того, если прямо не указано иное, все описанные здесь вещества могут быть замещены или не замещены, причем перечень веществ включает и производные этих веществ.
Кроме того, ниже могут быть прямо определены различные диапазоны и/или численные ограничения. Следует понимать, что если прямо не указано иное, подразумевается, что предельные значения могут быть взаимозаменяемыми. Кроме того, любые диапазоны содержат диапазоны последовательных значений аналогичной величины, попадающие в пределы прямо указанных диапазонов или пределов. Например, если в подробном описании указан диапазон от 1 до 5, этот диапазон содержит все диапазоны последовательных значений, в том числе, например 1,3-2,7 или 4,9-4,95.
В настоящем изобретении приведены несколько исследований, которые могут быть выполнены для выбора конкретного ПАВ с целью его применения в жидкости для гидроразрыва. В одном варианте осуществления изобретения использованы все эти исследования. В других вариантах осуществления изобретения могут быть выполнены некоторые исследования. Эти исследования могут быть выполнены в любом порядке, при этом нижеописанный порядок не является обязательным.
Указанные исследования относятся к определению нижеследующих характеристик.
1. Растворимость в воде. ПАВ может быть исследовано на растворимость в воде. Исследование ПАВ на растворимость в воде может способствовать выбору ПАВ в случае способности данного ПАВ перемещаться на переднем краю фронта воды и достигать внутреннего пространства горной породы.
2. Способность создавать эмульсию. Может быть проведена визуальная оценка нефти и воды, содержащих поверхностно-активные вещества, с целью определения размера капель эмульсии и дзета-потенциала для выявления способности ПАВ создавать слабую или неустойчивую эмульсию масло-в-воде.
3. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз между углеводородом и растворами ПАВ.
4. Смачиваемость. Самопроизвольное впитывание поверхностно-активных веществ в горную породу пласта.
5. Нефтеотдача. При исследовании нефтеотдачи измельченные керны пласта или выбуренную породу могут насыщать неочищенной нефтью, взятой из этого же пласта, с последующим прокачиванием раствора ПАВ через керны, помещенные в стеклянную колонну. По собранным эффлюентам могут давать количественную оценку нефтеотдачи по каждому отдельному ПАВ.
6. Адсорбция на проппантах. В процессе гидроразрыва некоторые молекулы ПАВ могут адсорбироваться на поверхности проппанта и не возвращаться в коллектор. Это исследование позволяет дать оценку количества молекул ПАВ, оседающих на проппантах.
Ниже приведено подробное описание каждого из вышеупомянутых исследований.
1. Растворимость в воде
ПАВ, растворимые или диспергируемые в воде, могут с большей эффективностью поступать внутрь пласта. Из-за наличия градиента поверхностного натяжения или эффекта Марангони-Гиббса, вследствие чего ПАВ диффундируют из областей с низким поверхностным натяжением в области с высоким поверхностным натяжением, ПАВ могут оставаться на переднем краю фронта воды и дальше проникать в пласт. В этом исследовании выбранное ПАВ обычно добавляют в пресную или исходную пластовую воду в различных концентрациях. Если ПАВ растворимое или диспергируемое, вода, как правило, остается прозрачной или становится слегка замутненной. Если ПАВ нерастворимое, вода обычно становится мутной или непрозрачной. В некоторых случаях нерастворимое ПАВ может давать осадок. Кроме такой типовой характеристики как число гидрофильно-липофильного баланса ГЛБ (HLB, от англ. hydrophile-lipophile balance), применимой к воде, не содержащей двухвалентных ионов (жесткая вода) и солей (соленая вода) в высоких концентрациях, в которой поверхностно-активные вещества с ГЛБ менее 4 остаются нерастворимыми, для определения степени мутности или непрозрачности растворов может быть использован нефелометр.
2. Способность создавать эмульсию
Сланцевые месторождения часто характеризуются низкой пористостью и сверхнизкой проницаемостью. В некоторых случаях проницаемость может измеряться в диапазонах нанодарси или миллидарси. Таким образом, путь движения молекул нефти от внутренних пространств коллекторов в искусственно созданные трещины, образованные при гидроразрыве, может быть ограничен и/или заблокирован. В некоторых вариантах осуществления изобретения ПАВ может способствовать минимизации повреждения пласта, возникающего под действием больших объемов воды, и увеличению нефтегазоотдачи. Обычно для уменьшения образования эмульсии нефть-вода применяют неэмульгирующее ПАВ. Однако в одном варианте настоящего изобретения для увеличения нефтегазоотдачи пласта могут использовать ПАВ со слабым эмульгирующим действием.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения для количественной оценки скорости расслаивания и распределения размеров капель эмульсии используют исследование на способность создавать эмульсию, проводимое путем контроля состояния эмульсии по динамическому рассеянию света. Поверхностно-активные вещества затем могут отфильтровывать для удаления ПАВ, слишком быстро отделяющихся, характеризующихся размерами капель более 10 мкм и имеющих слишком большой разброс размеров капель, что может привести к уменьшению нефтегазоотдачи.
3. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз
Физическими свойствами ПАВ, характеризующими поверхностное натяжение между воздухом/газом и растворами ПАВ, являются динамическое поверхностное натяжение и статическое поверхностное натяжение. При наличии газообразной/жидкой или твердой/жидкой границы раздела фаз ПАВ перемещаются к ней из глубины раствора. Скорость этого перемещения играет важную роль в процессах образования новых границ раздела фаз.
По результатам измерения динамического поверхностного натяжения можно регистрировать уменьшение поверхностного натяжения во времени. Динамическое поверхностное натяжение может характеризовать такие процессы как пенообразование, образование пузырьков, солюбилизация, а также изменение моющей способности, размеров капель эмульсии и стабильности тонкой пленки. Не ссылаясь на какую-либо теорию, авторы полагают, что с течением времени все большее количество молекул ПАВ перемещается к границе раздела фаз и накапливается на ней. Эти молекулы могут плотно группироваться на границе раздела фаз и, следовательно, снижать поверхностное натяжение на этой границе между двумя несмешиваемыми фазами. На фиг. 1 приведены типичные результаты измерений, выполненные в применением тензиометра Kruss ВР100, действующего по методу максимального давления в пузырьке. Дополнительные измерения, относящиеся к этому эффекту, могут быть направлены на анализ диффузионного движения поверхностно-активных веществ к границе раздела фаз. Могут осуществлять корреляцию измеренного характеристического времени по коэффициенту диффузии ПАВ.
Уменьшение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью или ее конденсатом способствует перемещению капель нефти в пористой структуре. Обычно поверхностное натяжение на границе раздела фаз прямо пропорционально размеру капли эмульсии, т.е. чем ниже поверхностное натяжение на границе раздела фаз, тем меньше размер капли эмульсии. Чтобы капли эмульсии могли перемещаться через микропористые пространства сланцевой породы, их предпочтительный размер должен быть, в основном, менее 10 мкм. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз измеряют при помощи тензиометра Kruss К100 методом отрыва кольца или методом смачивания пластины. Поверхностное натяжение на границе раздела фаз для подходящего ПАВ должно быть низким, предпочтительно до 20 мН/м.
4. Смачиваемость/капиллярное давление
При гидравлическом разрыве пласта сланцевой породы в него могут нагнетать миллионы галлонов воды. Вследствие сверхнизкой проницаемости и нанометрового диапазона размеров пор сланцевой породы вода, характеризующаяся высоким капиллярным давлением, стремится впитаться в эти поры. Если пластовое давление ниже капиллярного давления затапливающей воды, эта вода может закупорить поры, в результате чего нефть и газ не смогут поступать в скважину после ее ввода в эксплуатацию. При наличии поверхностно-активных веществ высокое капиллярное давление затапливающей воды может быть снижено, в результате чего вода потечет обратно вместе с нефтью и газом, что уменьшит степень повреждения/закупоривания пласта и увеличит нефтегазоотдачу.
5. Нефтеотдача
Керны сланцевой породы, отобранные на глубине свыше нескольких тысяч футов под землей, обычно характеризуются сверхнизкой проницаемостью и содержат капли нефти, заблокированные глубоко внутри пористого пространства пласта. Может быть нецелесообразным прокачивать раствор ПАВ непосредственно через керн сланцевой породы, так как это потребует большого перепада давления. Кроме того, количество нефти, извлекаемой из керна сланцевой породы, столь мало, что результаты не воспроизводимы. Исследование на нефтеотдачу в соответствии с настоящим изобретением позволяет выявлять различия в способности нефтеотдачи при применении различных ПАВ и их смесей.
6. Адсорбция на проппантах
Обычно вместе с поверхностно-активными веществами в пласт нагнетают проплаты, содержащие песок или керамический материал. Некоторые ПАВ могут адсорбироваться на поверхности, в результате чего они не доставляются внутрь пласта. Адсорбировавшиеся ПАВ могут считаться утраченными и не участвующими в процессе добычи нефти и газа Для объяснения таких потерь может быть произведена оценка адсорбции ПАВ на проппантах. Таким образом, потери на адсорбцию на проппантах могут служить критерием при сравнении различных ПАВ.
Примеры
Пример 1 (растворимость в воде)
В стеклянный сосуд наливали 99,9 г исходной воды. В эту воду добавляли 0,1 г ПАВ, изготовленного на основе линейных этоксилированных спиртов. Содержимое бутылки взбалтывали в течение 30 секунд, после чего полученный раствор оставляли выстаиваться на ночь. Для измерения мутности раствора использовали нефелометр. Если значение превышало 20%, предпочтительно 40%, ПАВ признавали растворимым или диспергируемым.
Пример 2 (динамическое поверхностное натяжение)
Приготавливали 100 г раствора ПАВ с концентрацией 1000 м.д. в исходной воде. В измерительный контейнер тензиометра (например, Kruss ВР100), действующего по методу максимального давления в пузырьке, добавляли 70 г раствора ПАВ.
Измеряли и регистрировали поверхностное натяжение как функцию времени от момента образования поверхности до момента измерения.
Характеристическое время τd и равновесное поверхностное натяжение γeq определяли путем аппроксимации данных по кривым в соответствии с формулой
Figure 00000001
Коэффициент диффузии определяли по размеру молекул а и объемному содержанию φb ПАВ в соответствии с формулой
Figure 00000002
.
Коэффициенты диффузии различных ПАВ сравнивали при разных эксплуатационных условиях и выбирали более быстрые ПАВ, как показано на фиг. 2.
Пример 3 (способность создавать эмульсию)
В кварцевой трубке соединяли равные объемы раствора ПАВ с концентрацией 1000 м.д. и неочищенной нефти (следует отметить, что также можно использовать конденсат нефти). Содержимое трубки встряхивали при помощи механического аппарата для встряхивания. Также можно использовать высокоскоростной смеситель. Сразу после встряхивания трубку помещали в устройство динамического рассеяния света типа LumiSizer или Turbiscan. Данные собирали в течение двух часов, после чего по наклонам кривых рассчитывали скорости расслаивания или показатели нестабильности эмульсий в соответствии с формулой:
Δ Прямое или обратное рассеяние = f (время).
При сравнении эффективности поверхностно-активных веществ эти значения выбирали в качестве опорных. На фиг. 2 показаны сравнительные графики скоростей расслаивания неэмульгирующего ПАВ (ПАВ 1, изготовленное на основе линейных этоксилированных спиртов) и ПАВ со слабым эмульгирующим действием (ПАВ 2, изготовленное на основе сульфатов линейных этоксилированных спиртов). На фиг.4 показаны кривые распределения размеров капель ПАВ 1 и ПАВ 2.
Пример 4 (нефтеотдача)
Керны сланцевой породы, отобранные на разных глубинах скважин, измельчали до размера 80-100 меш или 149-177 мкм для увеличения площади контактной поверхности сланцевой породы. Измельченный керн насыщали неочищенной нефтью, взятой из добывающей скважины, при пластовой температуре в течение длительного интервала времени. Затем насыщенный керн фильтровали и высушивали в нагревательной печи.
Насыщенный керн помещали в стеклянную колонну и несколько раз прокачивали через эту колонну раствор ПАВ с концентрацией 1000 м.д. при постоянном расходе потока. На выходе колонны собирали эффлюенты и рассчитывали нефтеотдачу при каждой прокачке путем инфракрасной спектроскопии. Как следует из приведенной ниже таблицы , ПАВ 2 имеет лучшую способность нефтеотдачи по сравнению с ПАВ 1.
Figure 00000003
Пример 5 (капиллярное давление)
Измельченный керн сланцевой породы массой 3 г загружали в порошковую камеру и соединяли с тензодатчиком. Эту порошковую камеру медленно вводили в контакт с раствором ПАВ с концентрацией 1000 м.д. Регистрировали приращение массы как функцию времени. Строили график квадрата приращения массы от времени, как показано на фиг. 3. Для сравнения капиллярных давлений использовали наклоны кривых. Обычно, чем меньше наклон кривой, тем ниже капиллярное давление. Из приведенных графиков следует, что ПАВ 2 характеризуется меньшим капиллярным давлением по сравнению с ПАВ 1.
Пример 6 (адсорбция на проппантах)
В растворы ПАВ массой 100 г с концентрацией 1000 м.д. добавляли проплаты массой 10 г и размером частиц 100 меш. Затем эти растворы встряхивали при помощи механического аппарата для встряхивания, нагревали до пластовой температуры и выдерживали в течение двух часов. Далее, эти растворы фильтровали и удаляли из них проплаты. Остаточное количество ПАВ определяли по поверхностному натяжению путем титрирования или путем спектроскопии в ультрафиолетовой и видимой областях спектра. Предпочтительным методом определения остаточного количества ПАВ является измерение поверхностного натяжения. Поверхностное натяжение напрямую зависит от остаточного количества ПАВ. Более высокое поверхностное натяжение соответствуют меньшему количеству остатка ПАВ. Выбиралось ПАВ с наименьшим поверхностным натяжением и, следовательно, с наибольшим количеством остатка.
Пример 7 (показатель качества)
Вышеуказанные исследования не обязательно должны проводиться в приведенном порядке. На основе результатов каждого из исследований поверхностно-активному веществу может быть присвоен показатель качества по 10-балльной шкале, где значение 10 соответствует наилучшему показателю, а значение 1 - наихудшему. В общем случае рекомендовано для выбора и к применению в промысловых условиях поверхностно-активное вещество, показатель качества которого превышает значение 35. Ниже приведены показатели качества для ПАВ 1 и ПАВ 2.
Figure 00000004
Пример применения в промысловых условиях
Поверхностно-активное вещество (ПАВ 2), выбранное по результатам вышеприведенной таблицы показателей качества, испытывалось в промысловых условиях в южно-техасском сланцевом месторождении. Предварительные результаты, полученные после первых 45 дней эксплуатации и приведенные на фиг. 5, показали, что выбранное ПАВ позволило увеличить нефтеотдачу на 25% и газоотдачу на 50% по сравнению с аналогичными характеристиками скважин, в которых использовали прежнее ПАВ.

Claims (25)

1. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения в жидкости для гидроразрыва при обработке подземного пласта, содержащий:
обеспечение по меньшей мере двух ПАВ;
взятие пробы воды из обрабатываемого пласта;
взятие пробы неочищенной нефти из обрабатываемого пласта;
взятие керна из обрабатываемого пласта;
выбор проппанта для применения в обрабатываемом пласте;
смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой воды с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы воды;
определение растворимости ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по растворимости каждому ПАВ;
определение динамического поверхностного натяжения ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по динамическому поверхностному натяжению каждому ПАВ;
смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой нефти с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы нефти;
определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по поверхностному натяжению на границе раздела фаз каждому ПАВ;
определение способности создавать эмульсию растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по способности создавать эмульсию каждому ПАВ;
прокачивание раствора каждого из ПАВ через насыщенный пробой неочищенной нефти измельченный указанный керн с получением эффлюента;
определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту и присвоение показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ;
определение в указанном керне капиллярного давления для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ;
определение адсорбции на выбранном проппанте для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по адсорбции на выбранном проппанте каждому ПАВ;
суммирование для каждого ПАВ полученных показателей качества по меньшей мере по двум указанным выше характеристикам и выбор ПАВ с наибольшим значением суммы показателей качества.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение растворимости выполняют при помощи нефелометра установлением процентной величины мутности образца смеси ПАВ и указанной пробы воды.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение динамического поверхностного натяжения ПАВ выполняют измерением и регистрацией поверхностного натяжения как функции времени от момента образования поверхности до момента измерения для каждого образца смеси ПАВ и указанной пробы воды, определения характеристического времени и равновесного поверхностного натяжения аппроксимацией данных о поверхностном натяжении и времени от момента образования поверхности и определения коэффициента диффузии по размеру молекул и объемному содержанию каждого ПАВ.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение способности создавать эмульсию выполняют механическим встряхиванием образцов смеси проб неочищенной нефти и ПАВ, определением скорости расслаивания фаз каждого образца.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что определение скорости расслаивания фаз содержит расчет скорости расслаивания фаз по наклону кривой
Δ Прямое или обратное рассеяние = ƒ (время)
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение нефтеотдачи выполняют при помощи инфракрасной спектроскопии.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение капиллярного давления выполняют с определением приращения массы измельченного указанного керна, созданием графика зависимости квадрата этого приращения массы от времени и определением наклона кривых на этом графике.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение адсорбции на выбранном проппанте выполняют определением поверхностного натяжения при приведении выбранного проппанта в контакт с ПАВ, нагрева до пластовой температуры и выдерживания в течение двух часов с последующим удалением проппанта, где определение поверхностного натяжения содержит измерение количества остатка ПАВ.
RU2014112787A 2011-09-15 2012-09-12 Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины RU2611804C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161573967P 2011-09-15 2011-09-15
US61/573,967 2011-09-15
PCT/US2012/054768 WO2013039980A1 (en) 2011-09-15 2012-09-12 Method for selection of surfactants in well stimulation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014112787A RU2014112787A (ru) 2015-10-20
RU2611804C2 true RU2611804C2 (ru) 2017-03-01

Family

ID=47879356

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014112787A RU2611804C2 (ru) 2011-09-15 2012-09-12 Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины

Country Status (9)

Country Link
US (1) US9422470B2 (ru)
EP (1) EP2756159A4 (ru)
CN (1) CN104011172A (ru)
AU (1) AU2012308808B2 (ru)
BR (1) BR112014006155A2 (ru)
CA (1) CA2848366C (ru)
MX (1) MX352635B (ru)
RU (1) RU2611804C2 (ru)
WO (1) WO2013039980A1 (ru)

Families Citing this family (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2014254270B2 (en) 2013-04-19 2016-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods
US9377392B2 (en) 2013-09-05 2016-06-28 Proptester, Inc. Methods and systems for testing fluids on crushed formation materials under conditions of stress
US10241100B2 (en) * 2014-03-27 2019-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Method for determining residual surfactant concentrations in produced water
MX2017004041A (es) 2014-11-13 2017-05-30 Multi-Chem Group Llc Metodos de seleccion de tensioactivos para humedecer alteraciones en formaciones subterraneas.
US10023787B2 (en) 2014-12-04 2018-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. Surfactant selection methods for fluid recovery in subterranean formations
WO2016093818A1 (en) * 2014-12-10 2016-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Surfactant selection for downhole treatments
WO2016108867A1 (en) * 2014-12-31 2016-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Automatic dosing of surfactant for recovered hydrocarbon enhancement
WO2016159982A1 (en) * 2015-03-31 2016-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for selecting surfactants
CN105651651B (zh) * 2015-12-25 2018-09-04 中国石油天然气股份有限公司 一种聚表二元驱油中表面活性剂的筛选方法
US10215679B2 (en) * 2016-07-27 2019-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Thin-layer chromatography for screening oil-field surfactants
US11473004B2 (en) 2016-12-02 2022-10-18 University Of Wyoming Microemulsions and uses thereof to displace oil in heterogeneous porous media
US11834705B2 (en) 2016-12-11 2023-12-05 Locus Solutions Ipco, Llc Microbial products and their use in bioremediation and to remove paraffin and other contaminating substances from oil and gas production and processing equipment
CN110325623B (zh) 2017-02-07 2022-06-07 轨迹石油Ip有限责任公司 用于降低石油的粘度的材料和方法
CN110462001A (zh) 2017-02-09 2019-11-15 轨迹石油Ip有限责任公司 用于减轻原油、天然气及相关设备中的硫化氢和微生物腐蚀的组合物和方法
WO2018160995A1 (en) 2017-03-03 2018-09-07 Locus Oil Ip Company, Llc Composition and methods for microbial enhanced digestion of polymers in fracking wells
BR122023006222B1 (pt) 2017-04-09 2023-11-21 Locus Oil Ip Company, Llc Composição e método para aumentar a recuperação de petróleo
US10144864B1 (en) 2017-05-09 2018-12-04 University Of Wyoming Methods for determining an optimal surfactant structure for oil recovery
US10907106B2 (en) 2017-06-21 2021-02-02 Locus Oil Ip Company, Llc Treatment for upgrading heavy crude oil
WO2019022998A1 (en) 2017-07-26 2019-01-31 Locus Oil Ip Company, Llc TWO-STAGE PROCESS FOR ENHANCED MICROBIAL RECOVERY OF OIL
WO2019022996A1 (en) 2017-07-27 2019-01-31 Locus Oil Company, Llc ENHANCED SELECTIVE AND NON-SELECTIVE SHUTTERING METHODS FOR WATER INJECTION IN ENHANCED PETROLEUM RECOVERY
WO2019046183A1 (en) 2017-08-27 2019-03-07 Locus Oil Ip Company, Llc SYMBIOTIC FERMENTATION OF ACINETOBACTER AND BACILLUS AND ITS APPLICATIONS
WO2019067356A1 (en) 2017-09-27 2019-04-04 Locus Oil Ip Company, Llc MATERIALS AND METHODS FOR RECOVERING PETROLEUM IN BITUMINOUS SANDS
US11549052B2 (en) 2017-11-08 2023-01-10 Locus Solutions Ipco, Llc Multifunctional composition for enhanced oil recovery, improved oil quality and prevention of corrosion
CA3095321A1 (en) 2018-03-27 2019-10-03 Locus Oil Ip Company, Llc Multi-functional compositions for enhanced oil and gas recovery and other petroleum industry applications
CA3095684C (en) 2018-04-11 2021-01-05 Alchemy Sciences, Inc. Test method to simulate shale oil recovery
CA3098893A1 (en) 2018-04-30 2019-11-07 Locus Oil Ip Company, Llc Compositions and methods for paraffin liquefaction and enhanced oil recovery in oil wells and associated equipment
CN108931419B (zh) * 2018-07-18 2021-03-23 广西贺州市科隆粉体有限公司 一种碳酸钙粉体活化度的检测方法
US11549053B2 (en) 2018-07-30 2023-01-10 Locus Solutions Ipco, Llc Compositions and methods for enhanced oil recovery from low permeability formations
US11447684B2 (en) 2018-08-20 2022-09-20 Locus Oil Ip Company, Llc Methods for paraffin removal and extended post-primary oil recovery
JP2022536806A (ja) 2019-06-20 2022-08-18 ローカス アイピー カンパニー リミテッド ライアビリティ カンパニー エマルサンの増進生産のための、粘液細菌およびアシネトバクターの共培養
CN111855536B (zh) * 2020-08-18 2022-02-08 西南石油大学 高温高压下储层多孔介质中液烃吸附测定方法
CN112358863B (zh) * 2021-01-12 2023-07-21 山东圣哲石油装备有限公司 一种用于低渗透油层的化学增产液及增产方法
US11685857B2 (en) * 2021-05-14 2023-06-27 Saudi Arabian Oil Company Method of evaluating surfactants for enhanced oil recovery
US11873446B2 (en) 2021-09-28 2024-01-16 Third Wave Production, LLC Injection of nonionic surfactants into wells for increased oil production

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4722396A (en) * 1985-06-29 1988-02-02 Huels Aktiengesellschaft Process for oil recovery from subterranean reservoir rock formations
US20020023752A1 (en) * 1996-10-09 2002-02-28 Qi Qu Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations
RU2305277C1 (ru) * 2006-04-13 2007-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Способ определения смачиваемости поровой поверхности неэкстрагированных пород-коллекторов
WO2011005746A1 (en) * 2009-07-09 2011-01-13 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery from a formation containing a crude oil with specific solubility groups and chemical families
WO2011073608A1 (en) * 2009-12-16 2011-06-23 Bp Exploraton Operating Company Limited Method for measuring rock wettability

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4836283A (en) * 1988-06-08 1989-06-06 The Standard Oil Company Divalent ion tolerant aromatic sulfonates
JP5506273B2 (ja) * 2009-07-31 2014-05-28 富士フイルム株式会社 画像処理装置及び方法、データ処理装置及び方法、並びにプログラム
US8805616B2 (en) 2010-12-21 2014-08-12 Schlumberger Technology Corporation Method to characterize underground formation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4722396A (en) * 1985-06-29 1988-02-02 Huels Aktiengesellschaft Process for oil recovery from subterranean reservoir rock formations
US20020023752A1 (en) * 1996-10-09 2002-02-28 Qi Qu Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations
RU2305277C1 (ru) * 2006-04-13 2007-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Способ определения смачиваемости поровой поверхности неэкстрагированных пород-коллекторов
WO2011005746A1 (en) * 2009-07-09 2011-01-13 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery from a formation containing a crude oil with specific solubility groups and chemical families
WO2011073608A1 (en) * 2009-12-16 2011-06-23 Bp Exploraton Operating Company Limited Method for measuring rock wettability

Also Published As

Publication number Publication date
AU2012308808B2 (en) 2016-04-28
WO2013039980A1 (en) 2013-03-21
MX352635B (es) 2017-12-01
EP2756159A4 (en) 2015-12-16
BR112014006155A2 (pt) 2017-04-04
US20130067999A1 (en) 2013-03-21
CA2848366C (en) 2018-01-02
EP2756159A1 (en) 2014-07-23
RU2014112787A (ru) 2015-10-20
CA2848366A1 (en) 2013-03-21
AU2012308808A1 (en) 2014-03-27
MX2014003146A (es) 2014-04-30
US9422470B2 (en) 2016-08-23
CN104011172A (zh) 2014-08-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2611804C2 (ru) Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины
Aghajanzadeh et al. Wettability modification of oil-wet carbonate reservoirs using silica-based nanofluid: An experimental approach
US10995260B2 (en) Methods for determining an optimal surfactant structure for oil recovery
US10677706B2 (en) Processes and systems for characterizing and optimizing fracturing fluids
Tu et al. Experimental and numerical study of surfactant solution spontaneous imbibition in shale oil reservoirs
Strickland Laboratory results of cleaning produced water by gas flotation
Penny et al. Nanofluid system improves post frac oil and gas recovery in hydrocarbon rich gas reservoirs
Sergeev et al. Experimental research of the colloidal systems with nanoparticles influence on filtration characteristics of hydraulic fractures
Saputra et al. Comprehensive Workflow for Laboratory to Field-Scale Numerical Simulation to Improve Oil Recovery in the Eagle Ford Shale by Selective Testing and Modelling of Surfactants for Wettability Alteration
Wong et al. Permeability reduction in Qishn sandstone specimens due to particle suspension injection
Rane et al. New Dynamic-Surface-Tension Analysis Yields Improved Residual Surfactant Measurements in Flowback and Produced Waters
RU2331056C1 (ru) Способ определения влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород
Amro Effect of scale and corrosion inhibitors on well productivity in reservoirs containing asphaltenes
Tangirala et al. Chip flood (vs) core flood—assessment of flowback and oil productivity in oil-wet hydraulic fractured rocks
Zhao et al. Adsorption and Dispersion of Diluted Microemulsions in Tight Rocks
Kakoty et al. Evaluation of surfactant formulation for EOR in some depleted oil fields of upper Assam
Kozlov et al. Physical Modeling of Oil Displacement in the Multifunctional Surfactant-based Chemical Composition
Khaleel Selecting an optimal surfactant for use in EOR: an experimental study
Saputra et al. Comprehensive Workflow for Lab to Field-Scale Numerical Simulation to Improve Oil Recovery in the Eagle Ford Shale by Selective Testing and Modeling of Surfactants for Wettability Alteration
Adebisi Ionic Surfactant Systems for EOR Applications in High-Temperature Shale Reservoirs
Sajjad Smart water EOR effects in preserved sandstone reservoir cores, comparison between sea water and low salinity brines at 136° C
Park Investigation of Surfactant, Salt, and Rock Interactions for Performance Improvements of Completion Fluids in the Unconventional Liquids-Rich Reservoir of West Texas
Siddique Evaluation of a wettability modifier additive for improving oil recovery in naturally fractured reservoirs
Plummer et al. Technique of testing large cores of oil sands
Recio III et al. Rapid Development of a Smart Stimulation Fluid Additive

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190913