Соли дифенилиодония как ингибиторы сульфидообразования и противомикробные средства



Соли дифенилиодония как ингибиторы сульфидообразования и противомикробные средства
Соли дифенилиодония как ингибиторы сульфидообразования и противомикробные средства
Соли дифенилиодония как ингибиторы сульфидообразования и противомикробные средства
Соли дифенилиодония как ингибиторы сульфидообразования и противомикробные средства

Владельцы патента RU 2673483:

ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. (US)

Изобретение относится к двум вариантам способа уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. При этом один из вариантов способа включает введение эффективного количества соли дифенилиодония в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. Данные соли дифенилиодония можно эффективно использовать в качестве ингибиторов образования сероводорода и в качестве биоцидов во флюидах нефтяных месторождений. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Настоящая заявка испрашивает приоритет на основании предварительной заявки на патент США №62/111797, поданной 4 февраля 2015 года, описание которой включено в данный документ в полном объеме путем ссылки.

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение в целом относится к применению солей дифенилиодония для ингибирования выработки микроорганизмами сероводорода и предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Введение содержащей сульфаты или серу воды в нефтяные месторождения для добычи нефти вторичными методами часто приводит к образованию нежелательных серосодержащих соединений, в частности, сероводорода, под действием утилизирующих серу прокариот. Эти серосодержащие соединения создают проблемы, связанные с безопасностью, окружающей средой, коррозией и тампонажем, и даже преждевременным истощением нефтяного и газового месторождения.

В частности, образование сероводорода начинается при введении содержащих сульфаты и другие соединения серы водных растворов, таких как морская вода, в анаэробное окружение резидентных микроорганизмов и микроорганизмов, которые способны вырабатывать сероводород, содержащихся во введенных водных растворах. Сероводород - токсичный, вызывающий коррозию, легковоспламеняющийся газ, который несет вред как для отрасли добычи, так и переработки нефти и газа. Воздействие этого газа, даже при низких концентрациях, может вызывать серьезные поражения или смерть. Сероводород (H2S) в запасах природного газа и нефти часто сопровождается небольшими количествами меркаптанов (RSH), сульфидов (R2S), полисульфидов и карбонилсульфида (COS). Ежегодно увеличиваются существенные затраты и усилия для уменьшения содержания H2S в потоках газа и нефти для того, чтобы сделать их пригодными для коммерческого использования. Сероводород обладает отвратительным запахом и потоки газа и сырой нефти, содержащие некоторые количества H2S считаются «сернистыми». В дополнение к природному газу и нефти также существуют водные флюиды, которые необходимо обрабатывать для снижения содержания или удаления H2S, такие как потоки сточных вод. Виды обработок для снижения содержания или удаления H2S из углеводородных или водных потоков называют обработками «сероочистки», потому что запах обработанных продуктов улучшается благодаря отсутствию сероводорода.

В некоторых случаях для предотвращения образования сульфидов в воде использовалось введение нитратов, поскольку активируются специфические нитратредуцирующие бактерии (НРБ), которые используют летучие жирные кислоты (ЛЖК) и диоксид углерода из растворенного в пласте известняка для образования азота и/или аммиака. Таким образом, НРБ могут конкурировать с утилизирующими серу прокариотами и быстрее использовать ЛЖК, приводя к снижению образования сульфидов и серосодержащих соединений утилизирующими серу прокариотами.

Однако указанная нитратная обработка может создавать сложности, если обработка проводится с задержкой или останавливается, из-за того, что может возобновляться образование сероводорода в прежней концентрации или образование сероводорода может даже увеличиваться из-за присутствия увеличенного количества биомассы. Кроме того, в некоторых случаях применения нитратов для снижения сероводорода увеличивало коррозию из-за неполного восстановления использованного нитрата. Увеличенное количество НРБ также может приводить к проблемам с приемистостью скважин, когда микробная популяция блокирует путь закачки воды в пласт. Поэтому существует необходимость в эффективном и экономически выгодном способе предотвращения образования сероводорода и уменьшения роста или уничтожения микроорганизмов, отвечающих за образование сероводорода в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Один аспект изобретения представляет собой способ уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. Способ включает введение эффективного количества соли дифенилиодония в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

Другой аспект представляет собой способ уменьшения концентрации сероводорода в содержащей углеводороды системе, включающей в себя систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, включающий введение эффективного количества соли дифенилиодония в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, в котором соль дифенилиодония ингибирует образование сероводорода утилизирующими серу прокариотами.

Еще один аспект представляет собой композицию для уменьшения или предотвращения роста утилизирующих серу прокариот в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. Композиция содержит эффективное количество соли дифенилиодония и растворитель.

Дополнительный аспект изобретения представляет собой композицию для снижения концентрации сероводорода в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. Композиция содержит эффективное количество соли дифенилиодония и растворитель.

Другие объекты и признаки будут частично очевидны, а частично указаны в дальнейшем в настоящем документе.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фиг. 1 представлен комбинированный столбчатый/линейный график, показывающий уменьшение уровней содержания активных микроорганизмов и сероводорода во флюидах, оставленных необработанными или обработанных хлоридом дифенилиодония (DPIC) или нитратом дифенилиодония (DPIN) в концентрации 1 ppm (миллионных долей) в течение 7 суток, 27 суток и 70 суток.

На Фиг. 2 представлен столбчатый график уменьшения в процентах содержания активных микроорганизмов для хлорида дифенилиодония (DPIC) при 0,1 ppm, 1 ppm, 10 ppm и 100 ppm на 11 сутки, 84 сутки и 305 сутки.

На Фиг. 3 представлен столбчатый график уменьшения концентраций сероводорода для хлорида дифенилиодония (DPIC) при 0,1 ppm, 1 ppm, 10 ppm и 100 ppm в течение 84 суток и 305 суток.

На Фиг. 4 представлен столбчатый график уменьшения в процентах содержания активных микроорганизмов для хлорида дифенилиодония (DPIC) при 1 ppm и 10 ppm и нитрата дифенилиодония (DPIN) при 0,1 ppm, 1 ppm и 10 ppm на 1 сутки, 7 сутки и 14 сутки.

На Фиг. 5 представлен столбчатый график эффективности хлорида дифенилиодония (DPIC) при 10 ppm и 100 ppm и нитрата дифенилиодония (DPIN) при 10 ppm и 100 ppm для 20%, 50% и 80% концентраций технологической воды.

На Фиг. 6 представлен столбчатый график эффективности трех различных биоцидов, обычно используемых в системах нефте- и газодобычи, через 4 часа и 24 часа без и с применением нитрата дифенилиодония (DPIN) в концентрации 10 ppm. Сульфат тетракис(гидроксиметил)фосфония (THPS) добавляли в концентрации 400 ppm; глутаральдегид добавляли в концентрации 250 ppm; гипохлорит добавляли в концентрации 100 ppm.

Соответствующие условные обозначения указывают соответствующие части на всех графических материалах.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение направлено на способы снижения концентраций сульфидов и предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, путем введения солей дифенилиодония. Добываемые на нефтяных месторождениях флюиды или морская вода, каждый из которых содержит высокие уровни микроорганизмов, можно обрабатывать солями дифенилиодония, которые могут значительно уменьшать количество микроорганизмов и их активность в данных флюидах. Такая обработка также может значительно снижать количество образуемого сероводорода. Таким образом, эти соли дифенилиодония можно эффективно использовать в качестве ингибиторов сульфидообразования и биоцидов во флюидах нефтяных месторождений.

Один аспект изобретения представляет собой способ уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей в себя систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, включающий введение эффективного количества соли дифенилиодония в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, используя закачиваемый флюид. Другой аспект изобретения представляет собой способ снижения концентрации сульфидов в содержащей углеводороды системе, включающей в себя систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, включающий введение эффективного количества соли дифенилиодония в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, используя закачиваемый флюид, в котором соль дифенилиодония ингибирует образование сульфидов утилизирующими серу прокариотами.

Для описанных в настоящем документе способов содержащая углеводороды система может включать систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

Для описанных в настоящем документе способов система закачки воды, система выделения углеводородов или система добычи углеводородов может представлять собой содержащий углеводороды подземный пласт, скважину, трубопровод, емкость для разделения флюидов, емкость для хранения полученной флотацией продукции, разгрузочную емкость, систему очистки или хранения. Дополнительно система выделения углеводородов или добычи углеводородов может представлять собой содержащий углеводороды подземный пласт.

В описанных в настоящем документе способах соль дифенилиодония можно дополнительно вводить с биоцидом, вводить с нитратом кальция/перхлоратным агентом, вводить с консервирующим агентом, использовать в сочетании со способом удаления сульфатов, вводить с ингибитором солевых отложений, вводить с поглотителем H2S или использовать с их комбинацией.

Соль дифенилиодония можно вводить с биоцидом одновременно или от около одного часа до около 24 часов после обработки биоцидом. Концентрация биоцида зависит от природы биоцида и условий в системе, и он обычно вводится в концентрации от около 5 до около 200 ppm в виде непрерывной обработки и от около 10 ppm до около 10000 ppm, от около 25 ppm до около 5000 ppm, от около 25 ppm до около 2500 ppm или от около 25 до около 1000 ppm в виде периодической обработки.

Биоциды могут включать сульфат тетракис(гидроксиметил)фосфония (THPS), глутаральдегид, гипохлорит, 2,2-дибром-3-нитрилопропионамид, 2-бром-2-нитропропан-1,3-диол, четвертичный амин, пероксикислоту, 2-пропеналь, 3,5-диметил-1,3,5-тиадиазинан-2-тион, хлорид трибутилтетрадецилфосфония, кокодиамин, изотиазолинон, 4,4-диметилоксазолидин, 1-(3-хлораллил)-3,5,7-триаза-1-азония адамантан, трис(гидроксиметил)нитрометан, перхлоратную соль, нитратную соль, нитритную соль или их комбинацию.

Поглотитель H2S может представлять собой моноэтаноламин, диэтаноламин, N-метилдиэтаноламин, хлорит натрия, нитрит натрия, триазин, формальдегид, пероксид водорода, 2-пропеналь, глиоксаль или их комбинацию.

Закачиваемый флюид может содержать морскую воду, добываемую воду, свежую воду, солоноватую воду, буровой раствор, раствор для завершения скважины и их комбинацию.

Микроорганизмы могут включать утилизирующие серу прокариоты. Утилизирующие серу прокариоты могут вырабатывать сероводород посредством восстановления сульфата, тиосульфата, сульфита, бисульфита, серы, других соединений неорганической серы и сероорганических соединений или их комбинации.

Для описанных в данном документе способов соль дифенилиодония может непрерывно закачиваться с закачиваемым флюидом в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

Дополнительно соль дифенилиодония периодически закачивается с закачиваемым флюидом в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов. Когда соль дифенилиодония закачивается в систему выделения углеводородов или добычи углеводородов периодически, то закачка соли дифенилиодония происходит периодически каждые один-три часа, каждые один-три дня или каждую одну-три недели.

Утилизирующие серу прокариоты могут включать род или вид бактерий и архебактерий, способных восстанавливать соединения серы с образованием сульфидов.

Предпочтительно утилизирующие серу прокариоты могут включать сульфатредуцирующие бактерии. Сульфатредуцирующие бактерии могут включать Petrotoga sp., Desulfovibrio sp., Oceanotoga sp., Desulfocurvus sp., Desulfomicrobium sp., Desulfonauticus sp., Lawsonia sp., Kosmotoga sp.или их комбинацию.

Еще один аспект изобретения представляет собой композицию для уменьшения или предотвращения роста утилизирующих серу прокариот в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, причем указанная композиция содержит: эффективное количество соли дифенилиодония и растворитель.

Еще один аспект изобретения представляет собой композицию для снижения концентрации сероводорода в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, причем указанная композиция содержит: эффективное количество соли дифенилиодония и растворитель.

Для описанных в данном документе способов и композиций соль дифенилиодония может быть хлоридом дифенилиодония, нитратом дифенилиодония, бромидом дифенилиодония, йодидом дифенилиодония, гексафторфосфатом дифенилиодония, перхлоратом дифенилиодония, гексафторарсенатом дифенилиодония или их комбинацией. Предпочтительно соль дифенилиодония может быть хлоридом дифенилиодония, нитратом дифенилиодония или их комбинацией. Предпочтительнее соль дифенилиодония может содержать хлорид дифенилиодония, или, в альтернативном варианте, соль дифенилиодония может содержать нитрат дифенилиодония. Соли дифенилиодония коммерчески доступны, например, в компании Sigma-Aldrich, г. Сент-Луис, штат Миссури, США, и Alfa Aesar, г. Уорд Хилл, штат Массачусетс, США.

Эффективное количество соли дифенилиодония составляет от около 1 до около 500 ppm, от около 1 до около 400 ppm, от около 1 до около 300 ppm или от около 1 до около 200 ppm из расчета общего количества закачиваемого флюида, закачиваемого в пласт или систему добычи, в зависимости от количества присутствующих бактерий или архебактерий. Предпочтительно эффективное количество соли дифенилиодония составляет от около 1 до около 100 ppm из расчета общего количества закачиваемого флюида, закачиваемого в пласт или систему добычи. Предпочтительнее эффективное количество соли дифенилиодония составляет от около 1 до около 50 ppm из расчета общего количества закачиваемого флюида, закачиваемого в пласт или систему добычи. Наиболее предпочтительно эффективное количество соли дифенилиодония составляет от около 1 до около 10 ppm из расчета общего воды, закачиваемой в пласт или систему добычи.

Для композиций по данному изобретению растворитель может содержать воду, этанол, метанол, изопропанол, тяжелую ароматическую фракцию, монобутиловый эфир этиленгликоля (EGMBE), 2-этанолгексанол, толуол, гексан, уксусную кислоту, аскорбиновую кислоту, муравьиную кислоту, щавелевую кислоту или их комбинацию.

После подробного описания изобретения будет очевидно, что возможны модификации и вариации без отступления от границ объема изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения.

ПРИМЕРЫ

Следующие неограничивающие примеры представлены для дополнительной иллюстрации настоящего изобретения.

Пример 1. Исследования эффективности дифенилиодония Для исследования эффективности хлорида дифенилиодония (DPIC) и нитрата дифенилиодония (DPIN) применяли набор для определения сероводорода (HACH, Model HS-C) и набор для анализа AccuCount (доступный в компании Nalco Champion) в аликвотах закачиваемой воды по 100 мл, собранной путем смешения синтетической морской воды, добываемой воды из прибрежного предприятия по добыче нефти и газа штата Калифорния, США, а также лактата и тиосульфата. Результаты исследования этих двух соединений на 7, 27 и 70 сутки при концентрации 1 ppm показаны на Фиг. 1. Результаты исследования DPIC на 11 сутки, 84 сутки и 305 сутки при концентрациях 0,1 ppm, 1 ppm, 10 ppm и 100 ppm показаны на Фиг. 2. Результаты исследования DPIC на 84 сутки и 305 сутки при концентрациях 0,1 ppm, 1 ppm и 10 ppm показаны на Фиг. 2. Результаты исследования DPIC и DPIN на 1 сутки, 7 сутки и 14 сутки при концентрациях 0,1 ppm, 1 ppm и 10 ppm в синтетической морской воде показаны на Фиг. 4. Результаты исследования DPIC и DPIN через 4 часа, 1 сутки и 30 суток при концентрациях 10 ppm и 100 ppm в 80% добываемой воде, 50% добываемой воде и 20% добываемой воде показаны на Фиг. 5. Уровни содержания сероводорода и уменьшение в процентах активных микроорганизмов показывают, что как DPIC, так и DPIN являются эффективными для уменьшения в образцах концентрации сероводорода и уровня активных микроорганизмов.

На Фиг. 6 показано уменьшение в процентах содержания активных микроорганизмов с применением сульфата тетракис(гидроксиметил)фосфония (THPS) (400 ppm), глутаральдегида (250 ppm) и гипохлорита (100 ppm). При периодической обработке введение DPIN и других биоцидов оказывало аналогичное действие.

В таблице 1 показано относительное распространение каждого вида, идентифицированного секвенированием ДНК нового поколения, либо из необработанных, либо обработанных 1 ppm DPIC образцов, через 305 дней. В необработанном образце через 305 дней инкубации доминировали редуцирующие серу прокариоты, с более чем 97% от всей популяции демонстрирующими редуцирующий серу метаболизм. В отличие от этого, в аналогичном образце, обработанном DPIC, через 305 суток не обнаружено выявляемых секвенированием ДНК редуцирующих серу прокариот, что демонстрирует, что обработка DPIC предотвращает рост этих микроорганизмов.

При представлении элементов настоящего изобретения или его предпочтительных вариантов реализации, единственное число и слово «указанный» предназначены для обозначения имеющихся одного или более таких элементов. Термины «содержащий», «включающий» и «имеющий» предназначены для охватывания и обозначения того, что могут существовать дополнительные элементы, отличающиеся от перечисленных элементов.

Исходя из вышесказанного, будет видно, что реализуются несколько объектов данного изобретения и достигаются другие полезные результаты.

Так как для вышеприведенных композиций и способов можно выполнить различные изменения без отступления от границ объема изобретения, предполагается, что все объекты, заключенные в вышеприведенном описании и показанные в сопровождающих графических материалах, должны интерпретироваться как иллюстративные и не имеющие ограничивающего характера.

1. Способ уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, включающий введение эффективного количества соли дифенилиодония в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

2. Способ уменьшения концентрации сероводорода в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, включающий введение эффективного количества соли дифенилиодония в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов, в котором соль дифенилиодония ингибирует образование сероводорода утилизирующими серу прокариотами.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что соль дифенилиодония вводят закачкой закачиваемого флюида в систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что система выделения углеводородов или система добычи углеводородов представляет собой содержащий углеводороды подземный пласт, скважину, трубопровод, емкость для разделения флюидов, емкость для хранения полученной флотацией продукции, разгрузочную емкость, систему очистки или хранения.

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что система выделения углеводородов или система добычи углеводородов представляет собой содержащий углеводороды подземный пласт.

6. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий введение биоцида, введение нитрата кальция/перхлоратного агента, удаляющего сульфаты, введение консервирующего агента или их комбинацию.

7. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что закачиваемый флюид содержит морскую воду, добываемую воду, свежую воду, солоноватую воду, буровой раствор, раствор для завершения скважины или их комбинацию.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что микроорганизмы включают утилизирующие серу прокариоты.

9. Способ по п. 2 или 8, отличающийся тем, что утилизирующие серу прокариоты образуют сульфиды посредством восстановления сульфата, тиосульфата, серы, бисульфита, сероорганических соединений или их комбинации.

10. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что соль дифенилиодония представляет собой хлорид дифенилиодония, нитрат дифенилиодония, бромид дифенилиодония, йодид дифенилиодония, гексафторфосфат дифенилиодония, перхлорат дифенилиодония, гексафторарсенат дифенилиодония или их комбинацию.

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что соль дифенилиодония представляет собой хлорид дифенилиодония, нитрат дифенилиодония или их комбинацию.

12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что соль дифенилиодония содержит хлорид дифенилиодония.

13. Способ по п. 10, отличающийся тем, что соль дифенилиодония содержит нитрат дифенилиодония.

14. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что эффективное количество соли дифенилиодония составляет от около 1 до около 500 ppm из расчета общего количества закачиваемого флюида, закачиваемого в пласт или систему добычи.

15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что эффективное количество соли дифенилиодония составляет от около 1 до около 100 ppm из расчета общего количества закачиваемого флюида, закачиваемого в пласт или систему добычи.

16. Способ по п. 14, отличающийся тем, что эффективное количество соли дифенилиодония составляет от около 1 до около 50 ppm из расчета общего количества закачиваемого флюида, закачиваемого в пласт или систему добычи.

17. Способ по п. 14, отличающийся тем, что эффективное количество соли дифенилиодония составляет от около 1 до около 10 ppm из расчета общего количества воды, закачиваемой в пласт или систему добычи.

18. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что соль дифенилиодония непрерывно закачивают с закачиваемым флюидом в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

19. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что соль дифенилиодония периодически закачивают с закачиваемым флюидом в систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что соль дифенилиодония периодически закачивают каждые один-три часа, один-три дня, одну-три недели.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, снижение материальных затрат и нагрузки на насосное оборудование за счет возможности регулирования режимов работы добывающих скважин.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может применяться при разработке обводненной нефтяной залежи. Техническим результатом является снижение уровня обводненности и увеличение добычи нефти за счет предупреждения процессов диспергирования и эмульгирования нефтяной фазы.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. Его можно использовать для автоматизированного выбора оптимального участка применения технологии циклического заводнения, а также для автоматизированного подбора оптимального периода цикла закачки воды.

Настоящее изобретение относится к анионно-катионно-неионогенному поверхностно-активному веществу для добычи нефти. Анионно-катионно-неионогенное поверхностно-активное вещество – АКНПАВ - для добычи нефти представляет собой одно или более соединений, представленных приведенной формулой с указанным видом и сочетанием радикалов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором с целью повышения нефтеотдачи пластов заводнением.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором включает бурение пилотной скважины, определение по данным геофизических исследований в продуктивном коллекторе преобладающего направления трещиноватости залежи, бурение из пилотной скважины одинаковых разнонаправленных парных горизонтальных стволов, которые направлены в противоположные стороны от скважины.

Группа изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии водогазового воздействия при разработке нефтяных месторождений. Способ включает получение диспергированной водогазовой смеси, подвод ее через выходной трубопровод к нагнетательной скважине и закачку по колонне насосно-компрессорных труб к забою скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой. Способ разработки нефтяной залежи включает строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Технический результат – повышение эффективности разработки за счет учета направления действительной миграции продукции в пласте, а также упрощения разработки и ее и удешевления.

Изобретение описывает ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей содержит сополимер алкилакрилатов С16-С20 с акрилатом додециламина и толуол, характеризующийся тем, что дополнительно содержит окисленную нефтеполимерную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.

Настоящее изобретение относится к способу суспензионнофазного гидрокрекинга тяжелого углеводородного сырья в реакторе суспензионнофазного гидрокрекинга. Способ включает введение первой добавки в сырье ниже по потоку от питательного насоса для ввода сырья и выше по потоку от теплообменника предварительного нагрева с образованием сырья с мелкими частицами, причем добавка содержит мелкие частицы, с распределением по размеру менее 500 мкм, отдельное введение второй добавки в сырье с мелкими частицами ниже по потоку от питательного насоса для ввода сырья и выше по потоку от реактора суспензионнофазного гидрокрекинга, причем вторая добавка содержит крупные частицы со средним размером частиц в интервале от 400 мкм до 2000 мкм, и выведение продуктов реакции из реактора суспензионнофазного гидрокрекинга.

В настоящем изобретении предложены устройство и способы обработки нефтеперерабатывающей установки или оборудования нефтеперерабатывающей установки во время эксплуатации указанной нефтеперерабатывающей установки, где, в частности, способ включает поддержание в течение периода обработки нефтеперерабатывающей установки в режиме эксплуатации, обычном для самой установки, включающем подачу в нефтеперерабатывающую установку свежего сырья; при поддержании нефтеперерабатывающей установки в режиме эксплуатации выполняют одно или оба действий, выбранных из а) и b); a) введение в нефтеперерабатывающую установку, в течение периода обработки, обрабатывающей жидкости на углеводородной основе; b) изменение установленной скорости подачи, используемой в начале обработки нефтеперерабатывающей установки или оборудования нефтеперерабатывающей установки, при этом установленную скорость подачи изменяют в диапазоне от максимальной рабочей скорости для нефтеперерабатывающей установки, включающей проектную скорость для нефтеперерабатывающей установки, до минимальной рабочей скорости, которую устанавливают на уровне, соответствующем рабочему состоянию нефтеперерабатывающей установки при минимальной производительности; в котором указанная обрабатывающая жидкость на углеводородной основе выбрана из группы, состоящей из продуктов перегонки сырой нефти, полученных на нефтеперерабатывающей установке и/или в любом случае присутствующих в нефтеперерабатывающей установке при конечной обработке продуктов, смешивании компонентов конечных продуктов, промежуточных продуктов или сырья в нефтеперерабатывающей установке; при этом указанное введение обрабатывающей жидкости на углеводородной основе и/или указанное изменение скорости подачи при обработке создает дополнительный источник или источники для перегонки относительно количества, полученного при установленной скорости; и перегонку указанного дополнительного источника или источников для перегонки с целью обработки установки.

Изобретение относится к способу преобразования углерода в оксид углерода. Данный способ включает приведение углерода в контакт с паром в присутствии материала со структурой типа карнегиита, имеющего формулу (Na2O)xNa2[Al2Si2O8], где 0<х≤1.

Изобретение относится к способу выбора растворителя или смеси растворителей, применимых для уменьшения образования отложений, очистки от существующих отложений и/или снижения скорости формирования отложений.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения температуры застывания парафинистых нефтей при их транспортировке и хранении.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к полимерам, используемым в качестве добавки для ингибирования образования отложений парафина. .

Настоящее изобретение относится к текучей среде носителя для гидроразрыва подземного пласта. Описана текучая среда для гидроразрыва, содержащая по меньшей мере одну текучую среду носителя для гидроразрыва, содержащую по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода, имеющее температуру кипения при давлении 1 атм (101325 Па) от 0°C до 65°C, а также расклинивающие наполнители.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-02-04 2018-11-28T23:30:29
Наверх