(11) | 031121 (13) B1 |
    Разделы: A B C D E F G H  |
(21) | 201690815 |
(22) | 2014.10.20 |
(51) | E21B 43/22 (2006.01)
C09K 8/58 (2006.01) |
(31) | 61/894,675 |
(32) | 2013.10.23 |
(33) | US |
(43) | 2016.09.30 |
(86) | PCT/US2014/061298 |
(87) | WO 2015/061193 2015.04.30 |
(71) | (73) ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL) |
(72) | Сёйкербёйк Бартхоломёс Маринус Йосефус Мария, Бурсма Дидерик Михил, Янссен Альберт Йозеф Хендрик (NL) |
(74) | Чекалкин А.Ю., Фелицына С.Б. (RU) |
(54) | СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ВЯЗКОСТИ ПОЛИМЕРСОДЕРЖАЩЕЙ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ, ДОБЫТОЙ ПРИ ИЗВЛЕЧЕНИИ НЕФТИ |
(57) 1. Способ добычи углеводородов из углеводородсодержащего пласта, в котором
обеспечивают контактирование исходной воды, имеющей общее содержание растворенных твердых веществ (TDS) более 15000 ч./млн, с ионным фильтром;
осуществляют пропускание части исходной воды через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженное содержание TDS по сравнению с исходной водой, при исключении пропускания по меньшей мере части исходной воды через ионный фильтр для образования ретентата насыщенного солевого раствора, имеющего повышенное содержание TDS по сравнению с исходной водой;
смешивают ионно-заряженный полимер и воду, имеющую содержание TDS от 200 до 15000 ч./млн, с образованием водной полимерной смеси, причем количество полимера, смешанное с водой, выбирают достаточным для повышения вязкости водной полимерной смеси относительно изотермической вязкости воды, при этом по меньшей мере часть указанной обработанной воды подают в качестве воды для смешивания с ионно-заряженным полимером для образования указанной водной полимерной смеси;
вводят указанную водную полимерную смесь в нефтеносный пласт;
добывают текучую среду, содержащую нефть, воду и полимер, из нефтеносного пласта, при этом добытая текучая среда имеет нефтяную фазу и водную полимерсодержащую фазу, имеющую содержание TDS;
смешивают насыщенный солевой раствор по меньшей мере с частью добытой текучей среды, при этом насыщенный солевой раствор имеет содержание TDS, по меньшей мере на 5000 ч./млн превышающее содержание TDS водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды, при этом по меньшей мере часть указанного ретентата насыщенного солевого раствора подают в качестве по меньшей мере части насыщенного солевого раствора для смешивания с добытой текучей средой.
2. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, на которой осуществляют отделение нефти от добытой текучей среды после смешивания насыщенного солевого раствора с добытой текучей средой.
3. Способ по п.1, в котором исходная вода имеет общее содержание растворенных твердых веществ по меньшей мере 20000 ч./млн.
4. Способ по п.1, в котором насыщенный солевой раствор имеет общее содержание растворенных твердых веществ по меньшей мере 25000 ч./млн.
5. Способ по п.1 или по любому из пп.2-4, в котором количество полимера для смешивания с водой, имеющей содержание TDS от 200 до 5000 ч./млн, выбирают достаточным для повышения вязкости воды в пределах порядка величины вязкости нефти в нефтеносном пласте, при температуре в диапазоне температур нефтеносного пласта.
6. Способ по п.1 или по любому из пп.2-5, в котором ионно-заряженный полимер является, по меньшей мере частично, гидролизованным.
7. Способ по п.6, в котором ионно-заряженный полимер представляет собой частично гидролизованный полиакриламид.
8. Способ по п.1 или по любому из пп.2-7, в котором количество насыщенного солевого раствора, которое смешивают с добытой текучей средой, является достаточным для снижения вязкости водной полимерсодержащей фазы добытой текучей среды.
9. Способ по п.1 или по любому из пп.2-8, в котором количество полимера, смешиваемое с водой, имеющей содержание TDS от 200 до 500 ч./млн, выбирают для получения водной полимерной смеси с вязкостью от 0,5 до 250 мПа×с при температуре в диапазоне температурных условий нефтеносного пласта.
10. Способ по п.1 или по любому из пп.2-9, в котором количество полимера, смешиваемое с водой, имеющей содержание TDS от 200 до 5000 ч./млн, выбирают для обеспечения коэффициента подвижности водной полимерной смеси относительно нефти в нефтеносном пласте от 0,2 до 1,5.
11. Способ по п.1 или по любому из пп.2-10, в котором количество насыщенного солевого раствора, смешиваемое с добытой текучей средой, выбирают для получения смеси насыщенного солевого раствора и водной фазы добытой текучей среды с содержанием TDS, которое по меньшей мере на 10000 ч./млн превышает содержание TDS водной фазы добытой текучей среды.
|