Состав и способ для улучшения добычи нефти
Изобретения относятся к составу и способам для улучшения добычи нефти из нефтяного пласта и для очистки загрязненных нефтью почвы и поверхностей. Технический результат - уменьшение количества остаточной нефти в пласте, улучшение качества очистки с помощью нетоксичного состава. Композиция содержит, по меньшей мере, 85 процентов алкилового эфира жирной кислоты, поверхностно-активное вещество и кислоту. Согласно способу добычи сырой нефти в нефтяной пласт вводят эффективное количество добычного состава на основе указанной композиции и добывают сырую нефть из пласта. Также описаны способы деэмульгации нефтеводяной эмульсии, очистки загрязненных нефтью почвы и поверхностей. Изобретение развито в зависимых пунктах. 5 н. и 8 з.п. ф-лы, 1 табл., 20 ил.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Способы и составы для улучшения добычи нефти из нефтяного пласта и для очистки почвы, объектов и природной среды.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Сырая нефть является сложной жидкой смесью углеводородов, содержащих в основном углерод, водород и различные количества других атомов, таких как сера, азот, кислород и пр. Сырую нефть добывают из подземных нефтяных пластах, в которых нефть содержится в порах и пустотах породы и песка, и затем ее перерабатывают для получения ряда таких полезных веществ, как бензин, смазочные материалы и составные части химикатов.
Фиг.1 показывает нефтяную добывающую скважину 110, которая добывает нефть 130 из нефтяного пласта. Добывающая скважина 110 включает добычной трубопровод 125, который проходит в объем нефти, содержащейся между газом 140 у верхней поверхности и водой 150 у нижней поверхности. Добывающая скважина 110 добывает нефть из содержащих ее песка и породы за счет откачивающего действия скважины и естественного давления нефти в пласте.
Добыча нефти согласно Фиг.1 является сравнительно нетрудной, когда нефть легкая, имеет низкую вязкость, когда пласт наполнен нефтью и в нем имеется высокое давление. Но добыча нефти затрудняется, когда таких условий нет. Например, вместо легкой нефти она может быть тяжелой вязкой нефтью и/или пласт может быть существенно исчерпанным, в результате чего давление будет пониженным. В этих условиях добыча нефти из пласта может стать более трудной. При этом много остаточной нефти остается в пласте в качестве неизвлекаемого балансового запаса.
Фиг.2 показывает нефть 230, которая смачивает внешнюю поверхность частиц 210А-С песка, и в двух заполненных нефтью порах 220А-В, сформированных частицами песка. Это смачивание песка нефтью может давать значительное количество нефти данного пласта, которое трудно добыть по причине таких значительных сил притяжения, как значительные силы поверхностного натяжения и капиллярные силы, прочно удерживающие эти количества в таких участках. Извлечение нефти из этих участков с использованием давления в качестве единственной движущей силы извлечения может быть затруднено. Помимо этого, при наличии воды вне пор это обстоятельство может удерживать нефть внутри пор.
Для улучшения добычи нефти из пласта известны различные способы улучшения добычи нефти. Фиг.3 показывает операцию повышения добычи нефти способом нагнетания пара. Система 310 введения пара содержит паровой генератор, колонну-газоочиститель, трубопровод, элементы, регулирующие расходы, и линию подачи пара для введения или нагнетания пара в нефтяной пласт 320. Пар нагревает нефть в пласте, снижая вязкость нефти и повышая ее текучесть (подобно тому, как мед или патока становятся более текучими при нагревании). Этот метод позволяет нагретой нефти, находящейся по соседству с поверхностью частиц песка и в порах, стать достаточно подвижной относительно песка, так что нефть может перемещаться ко всасывающему входу добывающей скважины 330 и добываться из пласта в устье скважины.
Со способом нагнетания пара связаны несколько проблем. Первая проблема заключается в канализировании, когда пар, вводимый в пласт, идет по маршруту наименьшего сопротивления к добывающей скважине, тем самым улучшая добычу, в первую очередь, самой наиболее слабо сцепленной и наиболее доступной нефти. После того как маршрут к добывающей скважине установился, эффективность последующего нагнетания пара понижается из-за наличия легкого обходного пути (байтпаса) к добывающей скважине низкого давления. Вторая проблема нагнетания пара заключается в том, что это нагнетание менее целесообразно для глубоких скважин с высоким давлением. Это обстоятельство частично объясняется необходимостью обеспечения повышенного давления и нагревания, чтобы пар соответствовал высокому давлению, присутствующему в пласте.
Соответственно, существует необходимость усовершенствованного технического решения для улучшения добычи из нефтяного пласта.
Краткое описание чертежей
Признаки, особенности и преимущества изобретения станут более очевидными из приводимого ниже подробного описания, прилагаемой формулы изобретения и чертежей, на которых:
Фиг.1 показывает добывающую скважину, через которую производится добыча нефти из нефтяного пласта.
Фиг.2 показывает нефть, добыча которой затруднена.
Фиг.3 показывает операцию увеличения добычи нефти методом нагнетания пара, чтобы улучшить добычу нефти из пласта.
Фиг.4 показывает технологическую схему введения добычного состава в нефтяной пласт и последующей добычи из пласта.
Фиг.5 показывает технологическую схему введения добычного состава в добывающую скважину и последующего удаления нефти через скважину.
Фиг.6 показывает технологическую схему введения добычного состава в добывающую скважину и применения способа нагнетания пара.
Фиг.7 показывает технологическую схему введения добычного состава согласно способу с применением чашечного приспособления.
Фиг.8 показывает технологическую схему введения добычного состава в паронагнетательную скважину.
Фиг.9 - блок-схема введения добычного состава в нагнетательную скважину.
Фиг.10 - блок-схема усовершенствованной добычи нефти, добыча которой затруднена, с помощью добычного состава.
Фиг.11 схематически показывает горизонтальную проекцию приводимого в качестве примера нефтепромысла по добычи нефти из пласта, обработанного с помощью состава добычи нефти; при этом горизонтальная проекция показывает расположение паронагнетательных скважин и добывающих скважин и контрольной добывающей скважины, из которой взята контрольная проба приводимого в качестве примера нефтяного пласта, показанного на Фиг.11, при этом на контрольную пробу состав для добычи нефти, введенный в нефтяной пласт, не оказывает влияния.
Фиг.12 - приводимые в качестве примера данные газовой хроматографии для пробы нефти, взятой из скважины R16 в качестве контрольной пробы.
Фиг.13А - приводимые в качестве примера данные газовой хроматографии, определенные для пробы нефти, взятой из скважины R1 нефтяного пласта, показанного на Фиг.11.
Фиг.13В - приводимые в качестве примера данные газовой хроматографии, определенные для пробы нефти, взятой из скважины R2 нефтяного пласта, показанного на Фиг.11.
Фиг.13С - приводимые в качестве примера данные газовой хроматографии, определенные для пробы нефти, взятой из скважины R3 нефтяного пласта, показанного на Фиг.11.
Фиг.13D - приводимые в качестве примера данные газовой хроматографии, определенные для пробы нефти, взятой из скважины R4 нефтяного пласта, показанного на Фиг.11.
Фиг.13Е - приводимые в качестве примера данные газовой хроматографии, определенные для пробы нефти, взятой из скважины R5 нефтяного пласта, показанного на Фиг.11.
Фиг.13F - приводимые в качестве примера данные газовой хроматографии, определенные для пробы нефти, взятой из скважины R6 нефтяного пласта, показанного на Фиг.11.
Фиг.13G - приводимые в качестве примера данные газовой хроматографии, определенные для пробы нефти, взятой из скважины R8 нефтяного пласта, показанного на Фиг.11.
Фиг.14 - система промывки загрязненной нефтью почвы составом для добычи нефти.
СВЕДЕНИЯ, ПОДТВЕРЖДАЮЩИЕ ВОЗМОЖНОСТЬ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Терминология
Подробное описание заявляемого объекта и его разных осуществлений предваряется кратким определением терминов, используемых в данном описании.
«Нефть» означает произвольную сложносоставную органическую жидкую смесь встречающегося в природе углеводорода и других компонентов, имеющих произвольные и изменяющиеся в широком диапазоне такие свойства, как вязкость, плотность, цвет и состав.
«Пласт» означает подземный участок, содержащий нефть. Пластом может быть геологическая формация или ловушка нефти, где нефть содержится в пустотах и порах песка, породы, сланца и в аналогичных структурах. Резервуаром может быть наземный резервуар или пласт на шельфе.
«Вязкость» означает сопротивление нефти протеканию.
«Плотность» означает массу нефти на единицу объема. И вязкость, и плотность отрицательно сказываются на возможностях принудить нефть протекать к стволу эксплуатационного трубопровода и на возможностях перекачки нефти в трубопроводе. Добыча нефти повышенной вязкости, повышенной плотности может быть более трудной, чем добыча нефти низкой вязкости, низкой плотности, отчасти по той причине, что нефть может попасть в пустоты в пласте и тогда ее будет трудно извлечь из этих пустот. Пример по аналогии: вылить мед через небольшое отверстие труднее, чем воду через то же отверстие.
«Проницаемость» обозначает меру пропускания текучей среды через песок или породу пласта.
«Подвижность» обозначает соотношение проницаемости и вязкости.
Если не указывается иначе, то процентные доли состава даны в процентах по объему. Например, состав, имеющий 95% алкилового сложного эфира жирной кислоты, может содержать 95 галлонов алкилового сложного эфира жирной кислоты на каждые 100 галлонов состава.
СОСТАВЫ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
В одном из осуществлений описывается состав для добычи нефти. Состав для добычи пригоден для его введения в пласт в целях улучшения добычи нефти, содержащейся в пласте. Согласно одному из осуществлений состав для добычи содержит по меньшей мере один тип алкилового эфира жирной кислоты. Состав для добычи может содержать смесь разных алкиловых эфиров жирной кислоты. Если применяется смесь, то разные типы алкиловых эфиров жирной кислоты могут находиться в любой пропорции, нужной для конкретной реализации.
Соответствующие алкиловые эфиры жирной кислоты могут быть представлены общей формулой R'COOR, где R' и R являются обычно различными углеводородными группами, содержащими углерод и водород и, возможно, прочие компоненты. Например, эти группы могут содержать гетероатомы, такие как азот, кислород, сера и прочие, встречающиеся в органических соединениях. Алкиловый эфир жирной кислоты может быть сложным эфиром - производным триглицерида. Например, алкиловый эфир жирной кислоты может быть сложным эфиром низкомолекулярного алкила растительного масла. Термин «сложный эфир низкомолекулярного алкила» означает алкиловый сложный эфир, имеющий R-группу, содержащую от 1 до 5 атомов углерода и предпочтительно от 1 до 2 атомов углерода. Он может содержать такие R-группы, как метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, н-пентил и изопентил. R-группа предпочтительно содержит 1 или 2 атома углерода. Например, алкиловый сложный эфир жирной кислоты может содержать соевый метиловый эфир или соевый этиловый эфир, т.е. метиловый или этиловый эфир жирных кислот, извлеченных из сои. R'-группа может содержать углеродную цепь, имеющую от 4 до 22 атомов углерода. Согласно одному из осуществлений алкиловый сложный эфир жирной кислоты является «алкиловым эфиром жирной кислоты с длинной цепью», имеющим R'-группу с числом атомов углерода от 12 до 20 и предпочтительно от 16 до 18 атомов углерода. Углеродная цепь может быть насыщенной и не содержать двойных связей или быть ненасыщенной и содержать одну или несколько двойных связей. Алкиловый сложный эфир жирной кислоты может содержать смесь из метиловых сложных эфиров с углеродной цепью в шестнадцать атомов углерода, метиловых сложных эфиров с углеродной цепью в семнадцать атомов углерода и метиловых сложных эфиров с углеродной цепью в восемнадцать атомов углерода. Например, смесь может содержать метиловый сложный эфир линолевой кислоты, метиловый сложный эфир олеиновой кислоты, метиловый сложный эфир стеариновой кислоты и метиловый сложный эфир пальмитиновой кислоты.
СИНТЕЗ АЛКИЛОВЫХ ЭФИРОВ ЖИРНОЙ КИСЛОТЫ ПУТЕМ ПЕРЕЭТЕРИФИКАЦИИ ТРИГЛИЦЕРИДОВ
Способом создания алкилового сложного эфира жирной кислоты, пригодного для его использования в составе для добычи, является переэтерификация триглицерида растительного или животного происхождения. Триглицериды представляют собой масла или липиды, встречающиеся в их природном виде в растениях и у животных. Триглицериды являются сложными эфирами, по существу, характеризующимися наличием трех молекул жирных кислот, связанных с глицерином. Предусматривается применение разных типов триглицеридов, включая триглицериды, присутствующие в природных маслах растений, овощей, кукурузы, в использованном фритюре; содержащиеся в маслинах, в пальмовом масле, плодах кокоса, в масличных семенах, в сое, рапсе, подсолнечнике, каноле, сафлоре; у животных, в твердом животном жире, сливочном масле, молоке и пр. Таблица 1 указывает приблизительные значения концентрации жирной кислоты в триглицеридах, приводимых в качестве примеров растительных и животных источников.
| Таблица 1 Жирные кислоты в природных веществах | |||||
| Источник триглицерида | Лауриноваяа и миристиновая | Пальмитиноваяс | Стеариноваяd | Олеиноваяе | Линолеваяf |
| Плоды кокоса | 74 | 10 | 2 | 7 | - |
| Кукуруза | - | 8-12 | 3-4 | 19-49 | 34-62 |
| Маслина | - | 9 | 2 | 84 | 4 |
| Пальмовое масло | - | 39 | 4 | 40 | 8 |
| Сафлор | - | 6 | 3 | 13 | 78 |
| Соя | - | 9 | 6 | 20 | 52 |
| Подсолнечник | - | 6 | 1 | 21 | 66 |
| Говядина | 5 | 24-32 | 20-25 | 37-43 | 2-3 |
| Молоко | - | 25 | 12 | 33 | 3 |
а - н-додекановая кислота, CH3(CH2)10COOH, 12:0.
b - н-тетрадекановая кислота, CH3(CH2)12COOH, 14:0,
с - н-гексадекановая кислота, CH3(CH2)14COOH, 16:0,
d - н-октадекановая кислота, CH3(CH2)16COOH, 18:0,
е - цис-9-гексадеценовая кислота, 18:1 (Δ9),
f - цис,цис-9,12 октадекадионовая кислота, 18:2 (Δ9,12).
Пример соевого масла: триглицериды соевого масла содержат смесь жирных кислот, имеющих 16 или 18 атомов углерода, и обычно большей частью содержат ненасыщенные цепи длиной в 18 атомов углерода.
Переэтерификация представляет собой процесс реагирования триглицерида со спиртом в присутствии катализатора с получением сложного эфира и глицерина. Например, соевое масло можно переэтерифицировать с помощью метанола в присутствии соответствующего основного катализатора, такого как гидроокись калия, с получением метиловых сложных эфиров жирных кислот, являющихся производными сои, плюс глицерин согласно следующей схеме:
Сложные эфиры можно извлечь из более легкой жидкой фазы и, при необходимости, очистить.
Некоторые алкиловые эфиры жирной кислоты выпускаются промышленностью. Например, соевый метиловый эфир, который относится к структурному классу алкиловых эфиров жирной кислоты и выпускается несколькими изготовителями, например: AG Environmental Products LLC (AEP), Ленекса, Канзас, под названием Soygold Marine. Соевый метиловый эфир также известен под названием «метилсоят» и «биодизель». Соевый метиловый сложный эфир имеет CAS-регистрационный №67784-80-9. Soygold Marine содержит значительную долю метиловых эфиров жирных кислот С16-С18, являющихся производными соевого масла. Насыщенные метиловые эфиры жирной кислоты, содержащиеся в значительной пропорции в метилсояте, являются метиловыми эфирами лауриновой кислоты, пальмитиновой кислоты и стеариновой кислоты. Ненасыщенные метиловые эфиры жирной кислоты, содержащиеся в значительной пропорции в метилсояте, являются метиловыми эфирами олеиновой кислоты, линолевой кислоты и линоленовой кислоты. Этот продукт представляет собой светло-желтую жидкость с температурой плавления около -10°С (при комнатной температуре - жидкость), с точкой кипения в нормальных условиях выше 200°С (обычно 315°С), с давлением пара - приблизительно менее двух миллиметров ртутного столба (mmHg) (нелетучее вещество), удельный вес - около 0,88 г/мл (легче воды) и имеет очень низкую растворимость в воде при комнатной температуре.
Помимо алкилового эфира жирной кислоты, одно осуществление целесообразного добычного состава, которое можно использовать для улучшения добычи нефти из пласта, также содержит поверхностно-активное вещество 520, коллоид, кислоту 530 или их сочетание. Согласно одному из осуществлений: концентрация алкилового сложного эфира жирной кислоты может находиться в пределах приблизительно от 85 до 99,89% и предпочтительно приблизительно от 94 до 98,99%. В этом осуществлении концентрация поверхностно-активного вещества может иметь значения приблизительно от 0,1 до 10%, или, предпочтительно, приблизительно от 1 до 5%. Наконец, концентрация кислоты может иметь значения приблизительно от 0,01% до 5% или, предпочтительно, приблизительно от 0,01 до 1%. Например, приводимая в качестве примера концентрация может содержать 96% соевого метилового сложного эфира, 3% поверхностно-активного вещества F-500 (более подробно излагается ниже) и 1% уксуса (водного раствора уксусной кислоты с концентрацией выше 4%).
Подходящими поверхностно-активными веществами для использования в добычном составе может быть любое поверхностно-активное вещество или межфазное вещество, которое поглощается на границе раздела и изменяет свойства границы раздела. Например, поверхностно-активное вещество может быть веществом, снижающим межфазное натяжение данной среды при его введении в эту среду.
Подходящие поверхностно-активные вещества могут быть выбраны из группы, включающей, но не ограничивающейся ими, амфипатические (амфифильные) поверхностно-активные вещества, анионогенные поверхностно-активные вещества, катионогенные поверхностно-активные вещества, моющие средства и мыла. Поверхностно-активное вещество может быть растворимым в составе на основе алкилового эфира жирной кислоты. Поверхностно-активное вещество может быть теплостойким в условиях пласта по температуре, давлению, солености и рН. Поверхностно-активное вещество может быть также сравнительно нетоксичным. Поверхностно-активное вещество может быть амфипатическим поверхностно-активным веществом, имеющим как лиофильные, так и лиофобные группы. Поверхностно-активное вещество может содержать гидрофобную часть, которая предпочитает нефти воду, и гидрофильную часть, которая предпочитает воду нефти. Поверхностно-активное вещество может быть анионогенным поверхностно-активным веществом, которое при его разложении дает ион поверхностно-активного вещества, полярная группа которого заряжена отрицательно. В качестве примера анионогенных поверхностно-активных веществ можно назвать сульфатные поверхностно-активные вещества (например, нефтесульфаты, алкилсульфаты, арилсульфаты), сульфонатные поверхностно-активные вещества (например, нефтесульфонаты, алкилсульфонаты, арилсульфонаты) и другие. Поверхностно-активное вещество может также быть катионогенным поверхностно-активным веществом, которое при его разложении дает ион поверхностно-активного вещества, полярная группа которого положительно заряжена. Примерами катионогенных поверхностно-активных веществ являются соли алкилпиридина и четвертичные соли аммония. Поверхностно-активное вещество может также быть моющим составом, содержащим другие компоненты.
Согласно одному из осуществлений поверхностно-активное вещество может быть поверхностно-активным веществом F-500. F-500 марки Dyna-Drill Foamer является поверхностно-активным веществом и вспенивающей добавкой, которую выпускает компания BCI Products, Хьюстон, Техас. Это поверхностно-активное вещество выпускается промышленностью, является сравнительно нетоксичным, стабильным и применимым для ингибирования воспламенения материала, на который оно наносится.
Согласно еще одному осуществлению поверхностно-активное вещество может быть мылом, изготовленным путем обработки основанием жирной кислоты с получением натриевой или калиевой соли жирной кислоты. Например, поверхностно-активное вещество может содержать продукт омыления жирной кислоты, аналогичной жирной кислоте алкилового эфира жирной кислоты. Согласно еще одному осуществлению поверхностно-активное вещество может содержать ARMOHIB 31, ETHOMID O/17, ETHOMID HT/23, ETHOFAT 18/24, ETHOFAT 242/25 или ARMOHIB 28, которые выпускает компания Akzo Nobel Chemicals Ltd, г.Арнхем, Нидерланды, имеющая объекты производства и продажи и в других местах. В частности, поверхностно-активное вещество может быть соединением, содержащим четвертичный амин, например ARMOHIB 31; гидрированными амидами животного жира, например ETHOMID HT/23, этоксилированным талловым маслом ETHOFAT 242/25 или жирными аминами и алкоксилированными жирными аминами, подобными ARMOHIB 28.
В зависимости от структуры выбираемых поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ поверхностно-активное вещество может функционировать как эмульгатор, диспергатор, смачиватель на основе нефти, смачиватель на основе воды, пенообразующее вещество, противовспениватель или выполнять некоторую комбинированную функцию для уменьшения межфазного натяжения и капиллярных сил нефти в пустотах. Поверхностно-активные вещества могут быть дорогостоящими и поэтому могут вводиться в состав в небольшой пропорции, определенной как эффективная пропорция. Целесообразные поверхностно-активные вещества предпочтительно не разбавляют в какой-либо значительной степени водой, поскольку вода отстаивается в добычном составе для нефти. Например, поверхностно-активное вещество может выпускаться в виде геля или аналогичной сильно вязкой жидкости.
Добычной состав для нефти может также содержать коллоид вместо поверхностно-активного вещества или в дополнение к поверхностно-активному веществу. Термин «коллоид» используется для указания однородной смеси жидкости и достаточно малых твердых частиц. Твердые частицы могут быть достаточно крупными, чтобы рассеивать луч светового излучения, но слишком малыми, чтобы оседать под воздействием силы тяжести. Твердые частицы могут быть очень концентрированными. Подразумеваются разные твердые частицы, включая неорганические твердые частицы (например, глины), органические твердые частицы (например, крахмалы, полимеры и пр.). Диаметр твердых частиц может быть менее чем около 2 мкм. Предполагается также использование мицелловой эмульсии, в которой твердые частицы заменены мицеллами мыла, изготовленного из жирной кислоты. Соответствующие коллоиды предпочтительно не разбавляются водой. Коллоид может иметь тенденцию диспергироваться при его применении и поэтому содействовать распределению и, в частности, поперечному распределению добычного состава для нефти по нефтяному пласту. Например, коллоид может реагировать с водой в грунтовых водах и тем самым вводить состав в грунтовые воды и проводить его через грунтовые воды в горизонтальном направлении, откуда он может просачиваться вверх в нефтяной пласт. Соответственно, введение коллоида может содействовать улучшению распределения состава в нефтяном пласте. Одним из предполагаемых коллоидов является коллоид TWC210, который выпускает Ward Companies, Garden Grove, Калифорния.
Для добычи нефти предусматриваются разные концентрации коллоида. Согласно одному из осуществлений содержащий коллоид добычной состав для нефти может иметь концентрацию алкилового эфира жирной кислоты от 65 до 98,89% или предпочтительно от 78 до 93,99%, приблизительно. Согласно этому осуществлению концентрация поверхностно-активного вещества может быть от 0,1 до 10%, приблизительно, или от 1 до 20%, или предпочтительно от 1 до 5%, приблизительно. Концентрация коллоида может быть в диапазоне приблизительных значений от 1 до 20%, или предпочтительно от 5 до 16%. Наконец, концентрация кислоты может иметь значения от 0,01 до 5%, приблизительно, или предпочтительно от 0,01 до 1%. Один из предполагаемых добычных составов для нефти содержит около 90% соевого метилового сложного эфира, около 5% коллоида TWC210, около 3% по существу неразбавленного поверхностно-активного вещества F-500 и около 2% уксуса (разбавленный раствор уксусной кислоты). Еще один предлагаемый содержащий коллоид добычной состав для нефти содержит около 80% соевого метилового сложного эфира, около 16% коллоида TWC210, около 2% по существу неразбавленного поверхностно-активного вещества F-500 и около 2% уксуса.
Коллоид может предусматриваться в дополнение к поверхностно-активному веществу как частичная замена поверхностно-активного вещества или как полная замена поверхностно-активного вещества в добычном составе. Согласно одному из осуществлений каждое количество поверхностно-активного вещества заменяется кратными количествами коллоида. Например, каждое 1-процентное уменьшение концентрации поверхностно-активного вещества может сопровождаться повышением концентрации коллоида от 1 до 10% или от 3 до 8%, приблизительно.
В добычной состав для нефти можно ввести кислоту в помощь суспендированию поверхностно-активного вещества, коллоидов или одновременно поверхностно-активного вещества и коллоида в алкиловом сложном эфире жирной кислоты. Соответствующие кислоты для добычного состава могут содержать слабые кислоты, которые не диссоциируют полностью в воде; сильные кислоты, которые по существу полностью диссоциируют в воде; или как слабые, так и сильные кислоты. Предполагаемыми слабыми кислотами являются: органическая кислота, карбоновая кислота, уксусная кислота, уксус, содержащий около 5% уксусной кислоты в воде, муравьиная кислота, лимонная кислота, лимонный сок, масляная кислота, бензойная кислота, угольная кислота. Кислота предпочтительно содержит уксусную кислоту в виде уксуса. Предполагаемыми сильными кислотами являются неорганическая кислота, минеральная кислота, серная кислота, соляная кислота, азотная кислота, перхлорная кислота и др.
Приготовление состава может включать в себя этапы введения нужных пропорций поверхностно-активного вещества и/или коллоида, а также кислоты в алкиловый сложный эфир жирной кислоты и последующее их смешивание, при необходимости. Согласно одному из осуществлений может быть желательным интенсивное смешивание состава в степени, достаточной для эмульгирования кислоты, которая может быть таким водным раствором кислоты, как уксус, в алкиловом сложном эфире жирной кислоты, чтобы исключить быстрое разделение фаз, которое может снизить эффективность состава.
ВВЕДЕНИЕ СОСТАВОВ В НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ ДЛЯ СОДЕЙСТВИЯ ДОБЫЧЕ
Описываемые выше составы эффективны для улучшения добычи нефти из пластов. Фиг.4 показывает способ 400 для добычи или удаления нефти из нефтяного пласта согласно одному из осуществлений.
Способ начинается на этапе 401 и затем переходит к этапу 410, на котором в нефтяной пласт вводится эффективное количество описываемого выше добычного состава. Это количество может составлять приблизительно от 300 до 3000 галлонов или от 500 до 1500 галлонов добычного состава для одной скважины. Как указано выше, состав может содержать алкиловый эфир жирной кислоты (например, метиловый эфир жирной кислоты растительного происхождения) с концентрацией приблизительно от 85 до 99,89%; поверхностно-активное вещество с концентрацией приблизительно от 0,1 до 10% (например, F-500) и кислоту с концентрацией приблизительно от 0,01 до 5% (например, уксусная кислота или лимонная кислота). Либо состав может быть другим упоминаемым здесь составом или составом, который будет очевиден для специалиста в данной области техники, использующего данное изобретение.
Добычной состав может воздействовать на нефть в пласте и, в частности, облегчить ее добычу из пласта. Полагают, что добычной состав ослабляет силы притяжения между нефтью и содержащими нефть структурами, такими как поверхностное натяжение, капиллярные притяжения и физические или химические связи между нефтью и песком. За счет этого нефть можно сделать более подвижной по отношению к песку и породе.
Способ далее переходит от этапа 410 к этапу 420, на котором нефть удаляют из нефтяного пласта. В результате введения добычного состава обеспечивается возможность удаления большего количества нефти в течение более длительного срока, чем это было бы возможным, если бы добычной состав не применялся. Экспериментальные исследования показали увеличение добычи нефти в течение нескольких недель и даже нескольких месяцев, в течение которых пласт можно повторно обрабатывать добычным составом. Описываемый здесь добычной состав особенно эффективен в этом отношении по сравнению со стимуляторами известного уровня техники, поскольку считается, что добычной состав диспергируется в пласт с тем же результатом более эффективно, чем состав известного уровня техники. Дополнительные преимущества включают в себя тот факт, что состав положительно влияет на добычу и переработку и его не нужно удалять из добытой нефти перед ее перегонкой. Фактически состав может содействовать очистке эксплутационных и перегонных трубопроводов. Помимо этого, поскольку некоторые алкиловые сложные эфиры жирной кислоты, такие как соевый метиловый сложный эфир, можно вводить в качестве дизельной присадки, то состав можно регенерировать во время перегонки, чтобы он служил также и в качестве присадки и тем самым одновременно и повышал добычу, и служил добавкой для переработки продукции. Способ заканчивается на этапе 430.
Описываемые ниже разные способы предназначаются для введения добычных составов в виде жидкости (или по существу в жидком состоянии) в нефтяные пласты. Фиг.5 иллюстрирует первое осуществление, согласно которому состав вводят в добывающую скважину. Это осуществление может быть целесообразным, когда отсутствует паровой трубопровод; и, помимо улучшения добычи нефти из скважины, это осуществление может содействовать очистке добывающей скважины, соответствующего трубопровода и участка пласта вблизи зоны всасывания добывающей скважины. Фиг.6 показывает второе осуществление, согласно которому состав вводят в добывающую скважину и затем пар вводят в добывающую скважину. Пар может содействовать распределению состава в пласте, убыстрению воздействия со стороны состава путем уменьшения вязкости и тепловому стимулированию нефти и состава вблизи эксплуатационного трубопровода. Фиг.7 показывает третье осуществление, согласно которому состав вводится в скважину чашечным инструментом. Это осуществление может быть целесообразным, когда скважина засорена или загрязнена и когда нефтяной пласт имеет значительный водоносный горизонт. Фиг.8 показывает четвертый способ введения состава по паровому трубопроводу данной скважины или скважин. Это осуществление может быть полезным для снижения вязкости и повышения подвижности тяжелых видов нефти и может также содействовать очистке паронагнетательной скважины. Предусматриваются и другие способы.
ВВЕДЕНИЕ СОСТАВОВ В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ
Фиг.5 показывает способ 500 добычи или удаления нефти из нефтяного пласта путем введения описываемого выше добычного состава в добывающую скважину согласно одному из осуществлений данного изобретения. Способ начинается на этапе 501 и затем переходит к этапу 510, на котором добывающая скважина останавливается. После остановки добывающей скважины описываемый выше добычной состав вводится на этапе 520 в нефтяной пласт по добывающей скважине (например, вводится по обсадной трубе и предпочтительно по насосно-компрессорной трубе в обсадной колонне). Способ переходит от этапа 520 к этапу 530, где добычной состав воздействует на пласт в течение срока от суток до семи суток. После того как добычной состав окажет нужное воздействие на нефтяной пласт на этапе 540, добывающую скважину снова вводят в действие и нефть удаляют из нефтяного пласта. Способ заканчивается на этапе 550.
ВВЕДЕНИЕ СОСТАВОВ В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ ПУТЕМ НАГНЕТАНИЯ ПАРА
Фиг.7 показывает способ 600 для добычи или удаления нефти из нефтяного пласта путем введения описываемого выше добычного состава в добывающую скважину согласно еще одному осуществлению настоящего изобретения. Способ начинается на этапе 601 и затем переходит к этапу 610, на котором добывающую скважину останавливают. После остановки добывающей скважины добычной состав вводят на этапе 620 в нефтяной пласт по добывающей скважине. Добычной состав можно ввести по обсадной трубе или, предпочтительно, по насосно-компрессорной трубе.
Способ от этапа 620 переходит к этапу 630, на котором эффективное количество пара вводят в нефтяной пласт по добывающей скважине. Эффективное количество может быть количеством, достаточным для вымывания состава из трубопровода в пласт и для содействия диспергированию состава в пласт. Можно также использовать и большее эффективное количество, чтобы термически активировать нефть в пласте путем нагрева для понижения ее вязкости. Оба этих количества могут зависеть от конкретных характеристик данного нефтепромысла, включая глубину, и характеристик нефти, включая вязкость. Соответственно, количество вводимого пара может отличаться от обычного количества, достаточного для промывки трубопровода и диспергирования состава из трубопровода в пласт, в большую сторону, составляя стандартное количество для термического активирования пласта. Аналогично, такие характеристики пара, как давление и температура, могут изменяться в зависимости от глубины согласно обычным закономерностям.
После введения нужного количества пара его введение можно остановить, чтобы начать добычу нефти. Способ переходит от этапа 630 к этапу 640, на котором добывающую скважину вновь вводят в работу и нефть удаляют из нефтяного пласта. Способ оканчивается на этапе 650.
ВВЕДЕНИЕ СОСТАВОВ ПОСРЕДСТВОМ ЧАШЕЧНОГО ПРИСПОСОБЛЕНИЯ
Фиг.7 показывает способ 700 для добычи нефти из нефтяного пласта путем введения описываемого выше добычного состава в скважину с помощью чашечного приспособления согласно одному из осуществлений изобретения. Способ начинается на этапе 701 и затем переходит к этапу 710, на котором скважину останавливают. После остановки скважины заданное количество добычного состава вводят на этапе 1020 в полость или камеру чашечного приспособления. Способ переходит от этапа 720 к этапу 730, на котором чашечное приспособление вводят в скважину и состав выпускают из камеры. При этом камеру чашечного приспособления можно ввести в приблизительное совмещение с перфорационными отверстиями в перфорированной облицовке скважины и осуществить выдувание под давлением состава из камеры с достаточным усилием, чтобы ввести состав в пласт и удалить нефтяные структуры, которые закупоривают облицовку в отдельной зоне перфорации. Чашечное приспособление может содействовать нужному распределению и диспергированию состава и может также содействовать очищающему удалению отложений со скважины. После выпуска состава чашечное приспособление на этапе 740 выводят из скважины. Способ переходит от этапа 740 к этапу 750, на котором нефть добывают из нефтяного пласта. Способ заканчивается на этапе 760.
ВВЕДЕНИЕ СОСТАВОВ В ПАРОПРОВОДЫ
Фиг.8 показывает способ 800 для добычи или удаления нефти из нефтяного пласта с помощью введения описываемого выше состава в паропровод согласно одному из осуществлений. Способ начинается на этапе 801 и затем переходит к этапу 810, на котором паропровод закрывают. После закрытия паропровода добычной состав на этапе 820 вводят в нефтяной пласт по паропроводу. Способ переходит от этапа 820 к этапу 830, на котором в нефтяной пласт вводят пар по паропроводу для повышения эффективности добычного состава при добыче нефти. После введения эффективного количества пара нефть на этапе 840 удаляют из нефтяного пласта. При необходимости нефть можно непрерывно добывать из пласта одновременно с введением добычного состава на этапе 820, с введением пара на этапе 830 или и на том, и на другом этапах. Способ заканчивается на этапе 850.
Дополнительное преимущество нагнетания описываемого добычного состава заключается в паровой очистке скважины. Обычно скважины загрязняются углеводородами. Это может привести к ограничению потока или диспергированию пара, и это обстоятельство может ограничить количество пара, которое можно эффективным образом подавать в пласт. Один из известных методов решения этого затруднения заключается в подаче сильных кислот в паронагнетательную скважину, чтобы удалить углеводороды. Но этот метод имеет тот недостаток, что вводятся посторонние кислоты в нефть, что может вызвать коррозию последующего нефтеперерабатывающего оборудования или необходимость отделения этой кислоты от нефти до ее переработки. Соответственно, очистка с помощью составов, содержащих алкиловые эфиры жирной кислоты, не являющихся причиной коррозии во время нефтепереработки, обеспечивает перспективное альтернативное техническое решение. Как преимущество это техническое решение может одновременно предусмотреть и очистку паронагнетательной скважины, в результате чего стимулирование паром станет более эффективным, и введение состава в пласт для увеличения добычи нефти. Этот метод может также обеспечить очистку прочего технологического оборудования, такого как насосы, перекачивающие нефть из пласта и трубопроводов, которые также могут загрязняться такими нефтепродуктами, как парафины.
ПРЕДУСМАТРИВАЕМЫЕ ПРОЧИЕ СПОСОБЫ
Специалистам в данной области техники, использующим настоящее изобретение, будут очевидны и другие способы введения описываемых выше добычных составов в нефтяные пласты. Например, согласно еще одному способу добычной состав можно вводить по водонагнетательной скважине и затем вводить вслед за ним воду. Эту последующую воду можно подавать в количестве, достаточном для диспергирования состава, а также для создания избыточного давления в скважине для придания нефти подвижности. Еще один способ предусматривает введение достаточного количества добычного состава как часть методики гидравлического разрыва пласта (например, до создания избыточного давления).
ПОДРОБНЫЙ ПРАКТИЧЕСКИЙ ПРИМЕР
Фиг.9 показывает применение добычного состава на основе соевого метилового эфира для нефтяного пласта согласно одному из осуществлений. Сначала в нагнетательную скважину 950 вводят скребок, чтобы открыть и очистить нагнетательную скважину. Затем скребок удаляют и в нагнетательную скважину вводят нагнетательное устройство. Воду 935 из отстойника (сепарационной емкости) 925 вводят в пласт 960 насосом 920. Стопорный вентиль 945 открывают, когда нагнетание, развиваемое насосом, достигнет значения 200 фунтов/кв.дюйм. Этот вентиль может по существу останавливать поток из пласта. Добычной состав 910 можно ввести в нагнетательную скважину из автоцистерны 905 по насосу 915. При этом вводимый в пласт состав можно использовать в количестве 100 галлонов или более (например, 500 галлонов или более). Затем можно ввести воду 935 для продвижения добычного состава из скважины в нефтяной пласт, как показано позицией 980. Количество указанной воды может превышать добычной состав от 1 до 50 раз, приблизительно. Как правило, чем больше воды доступно для введения, тем лучше, поскольку вода содействует диспергированию состава в пласт за счет усилия нагнетания, перколяции и за счет других механизмов воздействия. Можно добавлять другие сегменты, и эти этапы можно повторить, как показано поз.985 и 990, в целях вертикального диспергирования добычного состава в нефтяном пласте. Состав желательно диспергировать по содержащему нефть участку 970 пласта, а не по содержащему газ участку 965 или содержащему воду участку 975. Согласно одному из осуществлений множество сегментов длиной приблизительно от 10 до 50 футов используются для диспергирования добычного состава по значительной части содержащих нефть участков 970 пласта. В виде преимущества добычной состав улучшает добычу нефти путем ослабления сцепления между нефтью и содержащими нефть структурами (например, песок, порода, сланец и пр.). Нефть можно добывать из пласта по добывающей скважине 955 и подавать в отстойник. В отстойнике добытую нефть можно разделить на нефть 930, воду 935 и твердые вещества 940. Нефть можно направить на переработку, а твердые вещества - на обработку/удаление.
ПРИМЕР КОНЦЕПТУАЛЬНОГО ПРЕДСТАВЛЕНИЯ УЛУЧШЕННОЙ НЕФТЕДОБЫЧИ
Фиг.10 показывает описываемый выше добычной состав, взаимодействующий с нефтью, смачивающей песок, согласно одному из осуществлений настоящего изобретения. Песок 1010 содержит смачивающую его нефть, причем нефть содержит, по меньшей мере, часть растворенного в ней добычного состава. Заводнение 1030 связывается с нефтью 1020 и удаляет нефть из песка. Заводнение 1030 можно заменить другой подвижной текучей средой или паром.
Песок и вода встречаются на границе раздела нефть-песок. Вблизи границы раздела находятся кислота (А), поверхностно-активное вещество (S) и алкиловый эфир жирной кислоты (R-O-R') добычного состава, растворенного в нефти. Предполагается, что один или несколько компонентов состава действуют как межфазные агенты, снижающие силы притяжения и сцепления между нефтью и песком. Это концептуально представлено пунктирной линией 1070. В результате этого обстоятельства облегчается добыча значительных порций данной нефти.
Нефть и нагреваемая вода встречаются на границе раздела нефть-вода. Вблизи границы раздела нефть-вода находятся кислота, поверхностно-активное вещество и алкиловый эфир жирной кислоты растворенного добычного состава. Один или несколько из числа этих компонентов могут действовать как межфазные агенты, понижающие граничное натяжение между нефтью и водой. Это условно представлено пунктирной линией 1060. Согласно изображению часть 1050А, содержащая некоторую часть добычного состава, может сместиться и удалиться обычно в виде капли нефти 1050 В, диспергированной в заводнении. Таким образом, добычной состав можно использовать для улучшения добычи нефти.
АНАЛИЗ НЕФТИ, ДОБЫТОЙ ИЗ ПЛАСТА, ОБРАБОТАННОГО СОСТАВОМ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Фиг.11 показывает горизонтальную проекцию приводимого в качестве примера нефтепромысла 1100 на нефтяном пласте, который обработан составом для добычи нефти согласно настоящему изобретению. Горизонтальная проекция показывает расположение паронагнетательных скважин (11, 12, 13 и 14) и добывающих скважин (R1, R2, R3, R4, R5, R6, R8 и контрольной добывающей скважины R16).
Добычные составы, содержащие около 96% соевого метилового эфира, около 3% поверхностно-активного вещества F-500 и около 1% уксуса, вводили в паронагнетательные скважины до взятия проб нефти из добывающих скважин в течение приблизительного трехнедельного срока. В частности, в нагнетательную скважину I1 было введено 6700 галлонов добычного состава в первый день и в течение пяти последующих дней - 5300 галлонов добычного состава; в нагнетательную скважину I2 было введено 7000 галлонов состава; в нагнетательную скважину I3 было введено 6000 галлонов добычного состава и 6000 дополнительных галлонов добычного состава на другой день и в нагнетательную скважину I4 было введено 12000 галлонов добычного состава. После введения указанных составов в каждую указанную скважину был введен пар, чтобы вымыть состав из трубопроводов и диспергировать состав в нефтяной пласт.
Приблизительно через четыре месяца со дня первого введения были взяты пробы нефти из каждой добывающей скважины и проверены газовой хроматографией. На пробу нефти, взятую из контрольной добывающей скважины R16, введение состава в пласт не повлияло и эта проба стала проверочной для определения воздействий на другие пробы нефти со стороны введенных составов.
Фиг.12 показывает данные газовой хроматографии для контрольной пробы; Фиг.13А-13G показывают данные газовой хроматографии, определенные для проб из скважин R1, R2, R3, R4, R5, R6 и R8 соответственно. Данные газовой хроматографии являются аналитическим представлением разных органических компонентов каждой пробы нефти. В частности, положение, форма, кривизна и шероховатость линии данных хроматографии характеризуют и представляют химический состав пробы нефти. Поэтому эти данные служат паспортом данной пробы нефти. Если состав не оказал какого-либо воздействия, то данные газовой хроматографии по каждой взятой пробе должны быть по существу одинаковыми в ближних нефтяных скважинах на одном и том же нефтяном пласте (например, аналогично Фиг.12).
Сравнение контрольной пробы, показанной на Фиг.12, с неконтрольными пробами Фиг.13А-13G показывает разный результат. Во-первых, эти данные показывают, что введенный в пласт состав повлиял на химию проб, взятых из добывающих скважин, находящихся в нескольких сотнях футов от нагнетательной скважины, и изменил ее. Соответственно, описываемые здесь составы и способы оказались действенными в отношении диспергирования состава на эффективное расстояние нефтяного пласта. Во-вторых, эти данные показывают, что состав оказался действенным в отношении изменения химии нефти и химических свойств нефти. Полагается, что это отчасти объясняется тем фактом, что состав превратил ранее не поддававшуюся добыче вязкую нефть в нефть, доступную для добычи и присутствующую в пробе; и отчасти тем фактом, что данный состав может реагировать с определенными составляющими нефти, изменяя их химически. Полагается, что эти изменения способствуют добыче нефти из нефтяного пласта.
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ВИДЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СОСТАВА
Описываемые здесь составы имеют и другие виды применения. Ниже приводится описание нескольких альтернативных использований. Специалистам в данной области техники, использующим настоящее изобретение, будут ясны и другие предполагаемые виды использования.
ОЧИЩАЮЩЕЕ СРЕДСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ПОЧВЫ, ЗАГРЯЗНЕННОЙ НЕФТЬЮ
Согласно первому альтернативному осуществлению описываемый выше добычной состав можно использовать для очистки почвы, загрязненной нефтью. Добычной состав может способствовать выделению нефти из почвы за счет ослабления физических и химических сил притяжения и сцепления между нефтью и почвой.
Фиг.14 показывает двухстадийную систему 1400 очистки от загрязнения нефтью. Эта двухстадийная система включает в свой состав емкость 1425 первичной обработки и емкость 1445 вторичной обработки. Эти емкости могут быть входящими в состав другого оборудования технологическими резервуарами, имеющими конструкционные характеристики, соответствующие описываемым ниже видам использования и условиям.
Почва, загрязненная нефтью, вводится в первичную емкость из бункера 1405 для почвы. Воду и промывающий почву состав смешивают и вводят в первичную емкость через впускное отверстие 1410 для воды. Вода находится под избыточным давлением и ее можно нагревать до приблизительной температуры в пределах значений примерно от 100 до 200°F или примерно от 110 до 130°F. Можно ввести количество воды, достаточное для хорошей промывки почвы сквозь содержащую эту емкость систему и выведения почвы из этой системы. Состав можно ввести в соотношении с почвой в пределах приблизительно от 0,01 до 10 или приблизительно от 0,1 до 2. Состав может содержать 80(±6)% соевого метилового эфира, 18(±5)% TWC210 или аналогичного коллоида и 2(±1)% уксуса. Либо вместо этого состава можно использовать другие описываемые здесь составы. Первичной емкостью может быть удлиненная емкость, имеющая длинную сторону, вдоль которой почва может перемещаться от входного конца у впусков к противоположному концу. Впуск для воды и бункер могут находиться на входной стороне или вблизи нее. Кроме того, впуск для воды и бункер могут находиться вблизи друг друга у верха первичной емкости и могут быть совмещены таким образом, что вследствие своей скорости вода будет направлять и смешивать почву в направлении вниз.
Сжатый воздух можно ввести в первичную емкость через впуск 1415 для воздуха. Воздух можно вводить в количестве, достаточном для перемешивания содержимого первичной емкости в нужной степени, в том числе для осуществления перемешивания почвы и смеси воды и состава. Впуск для воздуха может направлять воздух вдоль самой протяженной стороны емкости, чтобы содействовать перемещению воды и почвы в резервуаре в этом направлении. Согласно одному из осуществлений настоящего изобретения, по меньшей мере, часть воздуха вводится вверх по длине днища емкости, чтобы почва не оседала и не твердела, что может уменьшить действенность промывки. Отработанный воздух может выходить из емкости через систему 1420 обработки отработанного воздуха; система может включать в себя устройства, работающие на основе применения эффекта Вентури, и воздухоочиститель (скруббер).
Почва и вода перемещаются по резервуару от входа слева к выходу справа и перемещаются из первичной емкости с помощью насосной системы 1430. Первичная емкость может иметь размер, достаточный для обеспечения эффективного времени нахождения состава и воды для промывки почвы. Время пребывания может приблизительно составлять от 1 мин до 5 часов или предпочтительно от 5 мин до 1 часа. Вода и состав промывки почвы ослабляют сцепление нефти с почвой и удаляют эффективное количество нефти из почвы. Удаленные нефть и состав можно отделить от воды в виде капель в воде и они могут подняться к нефтяному слою, находящемуся в верху первичной емкости. Согласно одному из осуществлений этот слой отбирают, откачивают или иным образом удаляют из первичной емкости для последующей переработки.
Перекачивающая система 1430 перекачивает почву и воду во вторичную емкость 1445 обработки. Перекачивающая система может включать в свой состав песковый насос. Вторичная емкость может быть по существу такой же, как первичная емкость, либо она, по желанию, может быть другой. Почвенная смесь может поступать во вторичную емкость с левого входа (на чертеже) и идти слева направо по наибольшей протяженности емкости к выходной стороне слева. Воду можно вводить через впуск 1440 для воды, чтобы содействовать перемещению почвы и воздуха, а воздух можно вводить через впуск 1435 для воздуха, чтобы содействовать перемешиванию содержимого емкости. Отработанный воздух может выходить через систему 1450 обработки отработанного воздуха. Фазоразделенные нефть и состав можно снять и удалить из вторичной емкости или откачать с водой для последующей переработки и извлечения.
Перекачивающая система 1455 удаляет воду и почву из вторичной емкости на противоположной стороне от ее впуска и перекачивает их в систему 1460 обезвоживания. Система обезвоживания может содержать обезвоживающее средство, например крупный отстойник, сотрясательный резервуар для отделения твердых веществ, центрифугу или комбинацию этих средств.
ВЕЩЕСТВО, УСТРАНЯЮЩЕЕ РАЗЛИВ, ПРЕДНАЗНАЧЕННОЕ ДЛЯ ОБРАБОТКИ РАЗЛИВА НЕФТИ
Согласно второму альтернативному осуществлению описываемый здесь добычной состав может быть использован как вещество, устраняющее разлив нефти, для извлечения и удаления нефти из разлива нефти. Добычной состав можно использовать для покрытия поверхностей до контактирования с разливом нефти или для ослабления связей между нефтью и поверхностями после их покрытия нефтью.
Первый способ извлечения или удаления нефти из разлива нефти может включать в себя: (1) распыление или иное приложение эффективного количества (например, в приблизительных значениях от 0,01-1 галлон/кв.фут или предпочтительно около 0,1 галлона/кв. фут в зависимости от количества нефти) добычного состава на поверхность окружающей среды (например, порода, песок, пляжи, пирсы, причалы и пр.), (2) обеспечение достаточного времени, в течение которого состав сможет ослабить связь между нефтью и почвой (например, в приблизительных значениях от одной минуты до одного дня или предпочтительно около 0,5-2 часов), (4) распыление воды на почву в целях удаления нефти из почвы, (5) сбор удаленной нефти и (6) повторение этапов (1)-(5) от нуля до нескольких раз до удаления нефти в желательной степени.
Второй способ может включать в себя этапы распыления или иного нанесения добычного состава на поверхность до их покрытия нефтью, чтобы сделать поверхности менее подверженными сильному покрывающему сцеплению с ними нефти. Например, после разлива нефти на море около берега можно распылить эффективное количество добычного состава (например, около 0,1 галлона/кв.фут), пока разлив нефти не дошел до берега, чтобы исключить сильное сцепление с поверхностями приближающегося разлива нефти. Этот метод может снизить отрицательное воздействие со стороны разлитой нефти, в результате чего последствия разлива будет легче и дешевле устранить.
Указываемый выше приводимый в качестве примера состав для очистки загрязненной нефтью почвы, как предполагается, также является полезным для данного осуществления. Предполагаются и будут очевидными специалисту в данной области техники и пользующемуся данным изобретением и другие составы и способы.
ОСВЕТЛЯЮЩЕЕ ВЕЩЕСТВО ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ОТДЕЛЕНИЯ ТВЕРДЫХ ВЕЩЕСТВ
Согласно третьему альтернативному осуществлению описываемый выше добычной состав можно использовать для улучшения отделения твердых частиц от нефти и воды. Например, добычной состав можно ввести в добываемую нефть или воду, откачиваемую из скважины, чтобы высвободить частицы, взвешенные в нефти или в воде, путем ослабления сил притяжения между твердыми частицами и текучими средами. Добычной состав может ослабить связь между твердыми частицами и текучими средами и обеспечить их разделение под воздействием силы тяжести. За счет этого нефть и вода смогут идти по технологическому процессу со значительно меньшим количеством твердых частиц. Это дает то преимущество, что уменьшается износ такого технологического оборудования, как насосы и вентили. Это также позволяет извлекать твердые вещества из установок ударной сепарации и резервуаров более полно, чем в применяемых сейчас способах с использованием полимеров. Эти более чистые твердые вещества можно считать менее опасными материалами для целей удаления, хранения или обработки.
Способ улучшения разделения твердых веществ с помощью добычного состава может включать в себя следующие этапы: (1) введение эффективного количества добычного состава, например, в пределах приблизительных значений от 0,01 до 0,1 галлона/галлон текучей среды в технологическую текучую среду (например, в нефть или воду, откачиваемые из скважины), (2) обеспечение достаточного контакта (например, достаточное перемешивание в вентиле или достаточное время в резервуаре или в ином оборудовании с длительным временем пребывания в нем), чтобы добычной состав смог контактировать со взвешенными твердыми частицами, (3) обеспечение достаточного времени для того, чтобы состав ослабил связи между нефтью и почвой, и для того, чтобы осели взвешенные твердые частицы (например, в пределах приблизительных значений от минуты до суток или предпочтительно от пяти минут до часа в зависимости от величины плотности и размера твердых частиц и вязкости нефти), и (4) обычная переработка отделенных текучих сред и твердых веществ.
Пример добычного состава, который, как предполагается, является полезным для такого осуществления: 90(±5)% соевого метилового эфира и 10(±5)% коллоида TWC210. Для создания взвеси коллоида кислота может и не понадобиться, поскольку состав может оставаться в состоянии тщательного перемешивания с помощью средств обеспечения потока, перекачивающих средств и аналогичных средств. Помимо этого, состав может оставаться подвижным, а не застойным, тем самым содействуя сепарации. Предполагаются и являются очевидными специалисту в данной области техники и пользующемуся данным изобретением и другие составы и способы.
ОЧИЩАЮЩЕЕ СРЕДСТВО ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ
Согласно четвертому альтернативному осуществлению добычной состав можно использовать в качестве очищающего средства для удаления вызванного компонентами нефти загрязнения из нефтеперерабатывающего оборудования. Добычной состав можно также использовать для очистки внутри и снаружи нефтеперерабатывающего оборудования, такого как резервуары-ловушки, резервуары-хранилища, технологические трубопроводы, трубы, вентили, насосы и прочее технологическое оборудование, для удаления загрязнения, вызванного нефтяным компонентом, например загрязнения органическими остатками, углеводородного загрязнения или затвердевшего шлама. Добычной состав может быть более совместимым с нефтеперерабатывающим процессом, чем другие очищающие вещества, такие как кислоты. Добычной состав и, в частности, поверхностно-активное вещество, могут также способствовать снижению уровня содержания H2S.
Способ удаления загрязнения, вызванного нефтяным компонентом, из вакуумированного резервуара (например, сепарационного резервуара или резервуара хранения нефти) может включать следующие этапы: (1) распыление или иное нанесение некоторого количества добычного состава, достаточного для покрытия поверхности резервуара (например, обычно приблизительно меньше 0,01 галлона/кв.фут резервуара), (2) обеспечение достаточного времени, чтобы состав смог ослабить связи между веществом-загрязнителем и резервуаром (например, в диапазоне приблизительных значений от 1 минуты до суток или предпочтительно около 0,5-2 часов), (4) распыление воды, предпочтительно водяного потока под высоким давлением, для удаления загрязнения и извлечения состава из резервуара, (5) удаление извлеченных загрязнения и состава, (6) повторение этапов (1)-(5) от нуля до нескольких раз до очистки резервуара до нужной степени.
Также предусматривается способ удаления загрязнения из менее доступного технологического оборудования, такого как эксплуатационные трубопроводы, насосы и вентили. В зависимости от конкретного варианта реализации самого состава или растворов (например, растворенных водой) добычной состав может циркулировать по технологическому оборудованию. Этот способ можно также использовать для удаления таких нефтяных загрязнителей, как отложения парафина и асфальта, из этого недоступного технологического оборудования.
Пример добычного состава, который сочтен целесообразным для этого осуществления: 80(±8)% соевого метилового эфира, 5(±2)% поверхностно-активного вещества F-500, 13(±5)% коллоида TWC210, 2(±1)% уксуса. Предполагаются и являются очевидными специалисту в данной области техники, пользующемуся данным изобретением, и другие составы и способы.
ВЕЩЕСТВО, ОЧИЩАЮЩЕЕ НАДПИСИ НА СТЕНАХ, ПРЕДНАЗНАЧЕННОЕ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ НАДПИСЕЙ НА СТЕНАХ
Согласно шестому альтернативному осуществлению добычной состав и способ для удаления загрязнений, аналогичные описываемым выше, могут использоваться для удаления масляной краски или надписей с поверхностей. Аналогичный добычной состав можно также использовать для удаления нефтяных компонентов из цемента, например с пола автостоянок.
БИОСОВМЕСТИМОЕ ОЧИЩАЮЩЕЕ ВЕЩЕСТВО ДЛЯ ОБЪЕКТОВ ЖИВОЙ ПРИРОДЫ, НА КОТОРЫЕ ПОПАЛА НЕФТЬ
Согласно пятому альтернативному осуществлению: добычной состав можно использовать для очистки таких объектов живой природы, как птицы и животные, на которых попала нефть, например, в результате случайного разлива нефти. Добычной состав может ослабить связи между перьями, мехом, кожей и нефтью. Его можно использовать для уменьшения воздействия разлитой нефти на объекты живой природы и для очистки объектов живой природы нетоксичным, не раздражающим и биохимически разлагающимся веществом.
Способ очистки объектов живой природы может включать в себя следующие стадии: (1) удерживание объекта живой природы в руках или в клетке, (2) распыление или иное нанесение некоторого количества добычного состава, достаточного для покрытия поверхности объекта живой природы (например, приблизительно менее одного галлона или предпочтительно менее 0,1 галлона для животного размером с обычную куропатку), (3) втирание добычного состава для приведения его в контакт с мехом или перьями, (4) обеспечение достаточного времени, чтобы состав ослабил связи между нефтью и мехом или перьями (например, около тридцати секунд, или около одного часа, или предпочтительно менее десяти минут), (5) осторожное распыление воды на объект живой природы, чтобы удалить нефть и добычной состав из меха или перьев, (6) повторение этапов (2)-(5) от нуля до нескольких раз, пока объект живой природы не очистится до нужной степени.
Пример состава, который, как предполагается, является полезным для данного осуществления: 90(±5)% соевого метилового эфира, 8(±4)% ланолина и 2(±1)% алоэ. Эти компоненты и концентрации можно заменить другими нетоксичными и нераздражающими компонентами и концентрациями. Например, ланолин можно заменить другим поверхностно-активным веществом, используемым в таких используемых человеком очищающих веществах, как мыло, шампунь и очищающие средства, достаточно мягкие для человека. Предполагаются и являются очевидными специалисту в данной области техники, пользующемуся данным изобретением, и другие составы и способы.
ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩЕЕ ВЕЩЕСТВО ДЛЯ НЕФТЕВОДЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
Согласно шестому альтернативному осуществлению добычной состав можно использовать для удаления воды из нефти путем деэмульгирования нефтеводяной эмульсии. Добываемая из нефтяных пластов нефть часто содержит нефтеводяные эмульсии. Эмульсия является жидкой смесью двух или более жидких веществ, которые обычно друг в друге не растворяются. Одна жидкость содержится в виде взвеси в другой жидкости. В водонефтяной эмульсии типа «вода в масле» вода является суспендированной жидкостью-меньшинством, а нефть («масло») является суспендирующей жидкостью-большинством. Количество воды может зависеть от химических характеристик нефти и способа ее добычи. Многие виды нефти содержат эмульгаторы. Примером эмульгаторов являются твердые частицы (например, ил, буровой раствор или частицы глины), поверхностно-активные вещества природного происхождения и некоторые химикаты, которые могут вводиться при добыче (например, ингибиторы коррозии, ингибиторы окалины, ингибиторы парафина и т.п.). Вода, нефть и любые другие присутствующие эмульгаторы могут интенсивно перемешиваться и эмульгироваться во время турбулентного смешивания и сдвиговых процессов, которые происходят в насосах, вентилях, трубах и в другом производственном оборудовании.
Эти нефтеводяные эмульсии могут быть фактором многих трудностей при транспортировании по трубопроводам и во время переработки. Одна из трудностей заключается в том, что вода может содержать корродирующие материалы (например, соли, кислоты и пр.), которые могут повредить трубопроводы и перерабатывающее оборудование. Еще одна трудность заключается в том, что вода создает дополнительную текучую среду, которую нужно транспортировать и перерабатывать, и при этом возрастают издержки. Еще одна трудность состоит в том, что эмульсии имеют значительную вязкость, что может привести к проблемам перекачки; помимо этого, эмульсии могут скапливаться в сепараторах и это обстоятельство может обусловить возникновение опасных ситуаций и обусловить необходимость дорогостоящих и трудоемких остановок производства. В связи с этими и другими проблемами многие трубопроводные и нефтеперерабатывающие компании приняли технические условия в отношении донного осадка и воды (ДОВ), которые ограничивают количество воды в нефти, транспортируемой по трубопроводу или перерабатываемой. В этих целях нефть часто проверяют, например, устройством ДОВ-контроля, которое определяет содержание воды, попавшей в нефть, через изменение за счет этой воды емкостного сопротивления как функции диэлектрической проницаемости и при этом могут возникать дополнительные расходы или работа может приостановиться, если содержание воды превысит допустимое значение.
Стабильность эмульсии зависит от характеристик нефти и воды и от особенностей их смешивания. Большинство эмульсий по прошествии достаточного времени деэмульгируется. Но обычно в промышленной нефтедобыче длительные технологические периоды нежелательны. Для уменьшения содержания присутствующей в нефти воды в нефть нередко вводят химикаты-деэмульгаторы, чтобы дестабилизировать или деэмульгировать нефтеводяные эмульсии и стимулировать отделение воды от нефти, с которой она смешалась, под воздействием силы тяжести, в силу их разной плотности. Этот способ известен под названием химического деэмульгирования. Имеющиеся химикаты имеют ряд ограничений и в данной области техники требуются новые составы для деэмульгирования.
Способ деэмульгирования нефтеводяной эмульсии согласно одному из осуществлений настоящего изобретения может предусматривать этап введения состава, содержащего алкиловый эфир жирной кислоты, поверхностно-активное вещество и кислоту, в нефтеводяную эмульсию, чтобы образовать смесь; и этап, согласно которому позволяют произойти разделению фаз в указанной смеси, чтобы получить нефтяную фазу и водяную фазу. По меньшей мере часть полученной таким образом нефтяной фазы можно переработать и по меньшей мере часть получаемой при этом воды можно удалить. В одном аспекте эту деэмульсификацию можно осуществлять на шельфе и можно удалять на шельфе по меньшей мере часть отделенной от нефти воды. Составы и способы согласно настоящему изобретению могут помочь нефтедобывающим предприятиям в вопросе соблюдения технических условий по содержанию воды, установленных для трубопроводов и нефтеперерабатывающих заводов, и в общем могут содействовать уменьшению коррозии, снижению себестоимости переработки, сокращению простоя и решению других проблем, связанных с наличием воды в нефти.
Описываемые здесь различные составы пригодны для деэмульгирования нефтеводяных эмульсий. Согласно одному из осуществлений состава концентрация алкилового эфира жирной кислоты может быть в приблизительном диапазоне значений от 85 до 99,89%; концентрация поверхностно-активного вещества может составлять приблизительно от 0,1 до 10%; и концентрация кислоты может составлять приблизительно от 0,01 до 5%. Согласно еще одному осуществлению настоящего изобретения концентрация алкилового эфира жирной кислоты, такого как соевый метиловый эфир, может, по меньшей мере, составлять около 85%; концентрация поверхностно-активного вещества, такого как коллоид TWC210, или поверхностно-активного вещества F-500 или их комбинация, может составлять приблизительно от 4 до 7%; и концентрация кислоты, такой как уксус, аналогично разбавленному раствору слабой органической кислоты или другому аналогично разбавленному раствору кислоты может составлять приблизительно от 1 до 1,5%. С помощью этих составов достигается быстрое отделение воды от нефти; эти составы практически полностью деэмульгируют эмульсию, обеспечивают четкую границу раздела между нижней нефтяной фазой и верхней водной фазой и обеспечивают по существу чистую водную фазу. Относительные пропорции алкилового эфира жирной кислоты, поверхностно-активного вещества и кислоты могут составляться именно для данного конкретного применения, по меньшей мере отчасти, исходя из характера нефтеводяной эмульсии для данного нефтяного пласта или нефтепромысла.
Для введения состава в эмульсию можно во многих случаях использовать насос или дозатор. Либо состав можно вводить вручную. Состав можно вводить в эмульсию в такой емкости для разделения фаз, как резервуар, или на входе трубопровода в емкость. Во многих случаях емкость более предпочтительна, так как ее размер позволяет осаждение капель воды из нефти под воздействием силы тяжести. Разумеется, емкость не требуется в случае эмульсии, идущей по трубе или трубопроводу, не содержащих емкости, и состав можно вводить в эту идущую эмульсию. Состав можно смешивать с эмульсией до концентрации состава в приблизительном диапазоне значений 1-1000 частей на миллион. Можно также использовать и более высокие значения концентрации. Способ может также включать в себя смешивание состава с эмульсией. Смешивание можно осуществлять мешалкой, такой как мешалка с электроприводом и множеством смешивающих лопастей; или путем циркуляции смеси по трубе, коленчатому патрубку, вентилю, насосу или с помощью аналогичного перемешивающего устройства.
Соответственно, представлены варианты осуществления состава и способа для деэмульгирования нефтеводяной смеси, получаемой при добыче сырой нефти из подземного пласта сырой нефти. Возможность удаления воды из нефти этими способами может в значительной степени помочь нефтедобывающим предприятиям и дать им экономическую выгоду в отношении соблюдения технических условий по содержанию воды в трубопроводах и нефтеперерабатывающих предприятиях и в общем в решении проблем, связанных с нефтеводяными эмульсиями.
В излагаемом выше описании изобретение описывается со ссылкой на его конкретные осуществления. Но очевидно, что в более широких рамках сути и объема изобретения можно осуществить различные модификации и изменения. Соответственно, описание и чертежи являются только пояснительными, но не ограничивающими.
1. Композиция, содержащая по меньшей мере, 85% алкилового эфира жирной кислоты, поверхностно-активное вещество и кислоту.
2. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что концентрация алкилового эфира жирной кислоты составляет приблизительно от 85 до 99,89%; концентрация поверхностно-активного вещества составляет приблизительно от 0,1 до 10%; концентрация кислоты составляет приблизительно от 0,01 до 5%.
3. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что концентрация алкилового сложного эфира жирной кислоты составляет приблизительно от 94 до 98,99%; концентрация поверхностно-активного вещества составляет приблизительно от 1 до 5% и концентрация кислоты составляет приблизительно от 0,01 до 1%.
4. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что алкиловый эфир жирной кислоты содержит такой алкиловый эфир жирной кислоты, который выбран из группы, состоящей из метилового эфира - производного растительного триглицерида, и из пропилового эфира - производного растительного триглицерида; кислота содержит раствор, в состав которого входят карбоновая кислота и вода.
5. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что алкиловый эфир жирной кислоты содержит сложный эфир, выбранный из группы, состоящей из соевого метилового сложного эфира, соевого этилового сложного эфира и соевого пропилового сложного эфира; поверхностно-активное вещество содержит поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из буровой вспенивающей добавки, F-500, TWC210, и кислота содержит уксус.
6. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что алкиловый эфир жирной кислоты содержит смесь метиловых сложных эфиров с длиной цепи в шестнадцать атомов углерода, метиловых сложных эфиров с длиной цепи в семнадцать атомов углерода и метиловых сложных эфиров с длиной цепи в восемнадцать атомов углерода.
7. Композиция по п.6, отличающаяся тем, что смесь содержит линолевую кислоту, олеиновую кислоту, стеариновую кислоту и пальмитиновую кислоту.
8. Способ добычи сырой нефти из нефтяного пласта, согласно которому вводят композицию по любому из пп.1-5 в нефтяной пласт и добывают сырую нефть из нефтяного пласта.
9. Способ деэмульгирования нефтеводяной эмульсии, согласно которому вводят композицию по п.2 в нефтеводяную эмульсию, чтобы сформировать их смесь, и позволяют произойти разделению фаз, чтобы при этом получить нефтяную фазу и водную фазу.
10. Способ очистки загрязненной нефтью почвы, согласно которому смешивают композицию по п.2 с водой, чтобы сформировать их смесь; осуществляют контактирование смеси с загрязненной нефтью почвой в емкости при температуре в пределах 100-200°F; причем отношение количества композиции в смеси к количеству почвы приблизительно равно 0,01-10; позволяют нефти отделиться от почвы в виде нефтяной фазы поверх воды; удаляют нефтяную фазу из емкости.
11. Способ, согласно которому композицию по п.1 в количестве 0,001-1 галлона/кв.фут наносят на природную поверхность либо до либо после покрытия поверхности нефтью из разлива нефти; распыляют воду на природную поверхность, на которую нанесена композиция, после покрытия поверхности нефтью из разлива нефти, чтобы удалить нефть, и собирают удаленную нефть.
12. Способ, согласно которому в нефтяной пласт, содержащий сырую нефть, вводят эффективное количество добычного состава, содержащего алкиловый эфир жирной кислоты, поверхностно-активное вещество и кислоту, и извлекают сырую нефть из нефтяного пласта.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что этап введения добычного состава предусматривает введение состава в нефтяной пласт в количестве 300-3000 галлонов, при этом состав содержит 0,1-10% поверхностно-активного вещества, 0,01-5% слабой кислоты, и по меньшей мере около 85% алкилового эфира жирной кислоты растительного происхождения.
