Композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара

Изобретение относится к области технологических процессов. Описана композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара c температурой воздействия 100-400 °С, включающая наноразмерный катализатор с размером частиц 60-155 нм на основе смешанного оксида железа Fe3O4, причем композиция дополнительно содержит водород-донорный растворитель нефрас С4 -155/205 в соотношении: катализатор Fe3O4 : нефрас C4 – 155/205 = 1-40 мас.%: 99-60 мас.%. Технический результат – повышение эффективности облагораживания и конверсии тяжелых нефтей за счет совместного применения наноразмерного катализатора и водород-донорного растворителя при паротепловом воздействии. 3 ил., 2 пр.

 

Предполагаемое изобретение относится к области композиций, используемых в технологических процессах в условиях пласта и предназначено для интенсификации добычи преимущественно тяжелого углеводородного сырья, в частности – тяжелые нефти тепловыми методами с использованием водяного пара, наноразмерного катализатора и водород-донорного растворителя, также может найти применение в области переработки тяжелых нефтей и остаточных нефтяных фракций в условиях наземной переработки.

Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.

Смоло-асфальтеновые вещества (далее – САВ) – это высокомолекулярные соединения нефти, которые содержат гетероциклические соединения (органические соединения, содержащие циклы, в состав которых наряду с углеродом входят и атомы других элементов, такие как S, N и O) [Смольянинова, Н. М., и др. "Исследование смолисто-асфальтеновых веществ нижневартовских нефтей." Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов 300 (1977)].

Конверсия – это деструкция смоло-асфальтеновых веществ и превращение их в легкие компоненты [Arcelus-Arrillaga, P., «Применение воды в гидротермальных условиях для облагораживания тяжелых нефтей: обзор». Energy & Fuels 31,5 (2017): 4571-4587].

Водород-донорные растворители – это ряд растворителей, которые, кроме их способности снижения вязкости растворенного вещества, могут отдавать водород при их дегидрировании при высоких температурах [Шарыпов, В. И., и др. "Гидрогенизация бурого угля в присутствии высокодисперсных железосодержащих катализаторов" (1986)].

Облагораживание тяжелой нефти – это улучшение качества нефти и снижение ее вязкости [Arcelus-Arrillaga, P., «Применение воды в гидротермальных условиях для облагораживания тяжелых нефтей: обзор». Energy & Fuels 31, 5 (2017): 4571-4587].

Акватермолиз – это процесс высокотемпературной конверсии нефти при воздействии водяного пара [Хайн, Дж. Б. "Акватермолиз: краткий обзор работ по химической реакции между водой (паром) и тяжелыми нефтяными песками при паротепловом воздействии". Канада: 1986. Web.]

На дату подачи заявки в мире существует проблема, связанная с тем, что известные способы интенсификации добычи тяжелых нефтей достигли предела возможностей и перестают удовлетворять требованиям нефтедобычи, особенно добычи тяжелых нефтей и природных битумов. Указанные недостатки обусловлены тем, что на дату представления настоящей заявки существует актуальная проблема истощения запасов лёгкого углеводородного сырья (нефти) в силу того, что идёт интенсивный процесс её добычи, вследствие чего становится актуальной задача по освоению месторождений тяжелые нефтей.

Наиболее распространёнными способом интенсификации добычи тяжелых нефтей являются термические методы добычи, например, посредством использования паротеплового воздействия. Однако площадь охвата обрабатываемого продуктивного пласта указанным методом является достаточно малой вследствие того, что происходит значительная потеря тепла по мере движения фронта пара внутри продуктивного пласта. Как следствие, пар конденсируется в воду и теряет необходимые свойства для интенсификации добычи тяжелых нефтей.

При этом следует обратить внимание на то, что указанные технологии добычи тяжелых нефтей обеспечивают некоторое снижение вязкости лишь на этапе добычи нефти, которое является краткосрочным, обратимым и наблюдается только в период обработки перегретым паром и в достаточно широком для обеспечения повышения текучести нефти диапазоне температур от 50 до 300 °С.

По мере продвижения добытой продукции, в устье добывающей скважины, температура добываемого сырья снижается до 50 °С или ниже, а далее при транспортировке по трубопроводам температура снижается до температуры окружающей среды, что приводит к весьма быстрому нарастанию вязкости добываемого сырья по причине её остывания – вязкость возрастает в десятки и сотни раз, т.е. от минимальной 10 сП при 250 °С в пласте, до 300 сП при 50 °С, например, в устье добывающей скважины и до, например, 3000 сП при 20 °С (при такой вязкости это густой сиропообразный флюид) при транспортировке по трубопроводам к месту хранения или переработки. При этом указанная вязкость является крайне высокой, поэтому нефть не является текучей и даже теоретически не может быть добыта из пласта. При этом целесообразно акцентировать внимание на том, что минимально допустимое значение вязкости высоковязкой нефти, при которой возможно извлекать ее без применения специальных составов и способов, пригодных к перекачке, находится в диапазоне до 200-300 сП [Спейт, Джеймс Дж. Химия и технология нефти. CRC press, 2014. c. 75-76].

Кроме того, термический процесс паротеплового воздействия на пласт способствует образованию свободных радикальных цепей, которые практически сразу подвергаются процессу сшивания (рекомбинации или полимеризации свободных радикалов), что, в конечном счёте, приводит к изменениям состава фаз нефти и является причиной повышения вязкости при последующем снижении температуры, что затрудняет дальнейший процесс как добычи, так и транспортировки и переработки добытого тяжелого углеводородного сырья.

Указанная проблема обратимого повышения вязкости тяжелых нефтей в результате извлечения ее на поверхность после термического воздействия на пласт может быть разрешена, по мнению заявителя, посредством совместного использования катализаторов и водород-донорных растворителей, при этом в случае использования катализаторов наноразмерного диапазона совместно с водород-донорным растворителем указанный процесс протекает наиболее интенсивно в силу как более высокой площади удельной поверхности указанных катализаторов, так и природных свойств указанных катализаторов. Указанный процесс основан на принципах каталитического акватермолиза, более детально описанном в изобретении авторов заявленного технического решения - патент RU 2655391, при этом данный процесс более детально изложен далее.

Кроме того, использование катализатора благоприятствует протеканию реакций с переносом водорода от водород-донорных растворителей, обладающих донорно-водородными свойствами, к свободным радикалам, тем самым обеспечивается их насыщение и предотвращается рекомбинация [Гулд, Кеннет А. и Ирвин А. Вихе., «Гулд, Кеннет А. и Ирвин А. Вихе. «Природные доноры водорода в нефтяных остатках». Energy & fuels 21.3 (2007): 1199-1204].

Способность алифато-ароматических соединений как донора водорода отдавать водород используется для стабилизации свободных радикалов. Акватермолиз в присутствии водород-донорных растворителей и катализатора гидрирования может обеспечивать большую степень снижения вязкости и содержание смоло-асфальтеновых веществ (САВ), вследствие насыщения свободных радикалов и предотвращения их рекомбинации. Последний факт подтверждается снижением константы скорости термического крекинга и конверсии тяжелого нефтяного сырья в присутствии алифато-ароматических доноров водорода.

Преимуществами наноразмерных катализаторов являются их весьма малые размеры, колеблющиеся в диапазоне примерно от 65 до 100 нм, которые (катализаторы) обеспечивает возможность их проникновения глубоко в объем продуктивного пласта в узкие поры и каналы пласта, что логически способствует интенсификации процессов деструкции высокомолекулярных компонентов тяжелых нефтей. Кроме того, указанные природные свойства катализаторов, наряду с их размерами, способствуют химическому процессу выделения водорода, который, в силу наличия в нём неспаренного электрона, участвует в процессе гидрирования радикальных цепей молекул тяжелых компонентов тяжелых нефтей, разрушенных в результате термического воздействия, что, в свою очередь, препятствует протеканию нежелательного процесса сшивки (т.е. заявленное техническое решение направлено на минимизацию сшивания (рекомбинации или полимеризации) свободных радикальных цепей, что, как следствие, минимизирует процесс полимеризации и, как следствие, ведет к снижению уплотнения входящих в состав нефти соединений).

Вследствие указанного выше обеспечивается необратимое снижение вязкости тяжелых нефтей, что, как следствие, приводит не только к облегчению добычи тяжелых нефтей, но и, вследствие указанного, к облегчению дальнейшей транспортировки, а также облегчению процессов последующей переработки тяжелого углеводородного сырья в промышленных условиях.

В качестве комплексного состава для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья в заявленном техническом решении заявителем предложено при паротепловом воздействии совместное использование наноразмерного катализатора и водород-донорного растворителя. В качестве наноразмерного катализатора заявителем был выбран оксид металла переменной валентности (Fe₃O₄) с размером частиц, удовлетворяющих нанометровому диапазону в 60-155 нм, а в качестве водород-донорного растворителя был выбран многокомпонентный растворитель нефрас марки С4 155/205 (далее по тексту - нефрас С4).

Из исследованного заявителем уровня техники выявлен аналог - «Способ применения растворителей для добычи тяжелых нефтей» (Забродин П.Е. и др. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968, 224 с.). Сущностью известного технического решения в отношении состава является то, что в качестве агента для повышения нефтеотдачи используют растворитель - стабильный газовый бензин, а в качестве проталкивающей жидкости рекомендуется отбензиненный сухой газ Минибаевского газоперерабатывающего завода.

Недостатками известного технического решения являются:

- низкая растворяющая способность газового бензина по отношению к тяжелым нефтям;

- необходимость в специальном высоконапорном насосном оборудовании;

- большие энергозатраты на регенерацию растворителей;

- большие непроизводительные потери растворителя в прилегающих пластах.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № US4469177 «Способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов». Сущностью известного технического решения является cпособ, включающий закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.

Недостатком известного технического решения является то, растворитель, содержащий в своем составе фенол, не соответствует требованиям экологической безопасности по сравнению с заявленным техническим решением. Растворитель нефрас С4 является продуктом прямой дистилляции нефти, что соответствует требованиям экологической безопасности при закачке в продуктивный пласт.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту RU 2387818 «Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей». Сущностью известного технического решения является способ разработки залежей тяжелых нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.

Процесс дополнительно включает циклическое чередование совместной закачки пара и углеводородного растворителя.

Недостатками известного технического решения является низкая эффективность облагораживания и степень конверсии по сравнению с заявленным техническим решением, так как процесс проводят в отсутствии катализатора, а снижение вязкости в этом случае происходит преимущественно за счет разбавления нефти растворителем.

Наиболее близким к заявленному техническому решению, совпадающему с заявленным техническим решением наибольшим количеством признаков и назначением, выбранным заявителем в качестве прототипа, является изобретение авторов заявленного технического решения - патент RU 2655391 «Способ получения наноразмерного катализатора на основе смешанного оксида железа для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья и катализатор, полученный этим способом». Сущностью известного технического решения по отношению к составу является катализатор на основе смешанного оксида железа Fe₃O₄ для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, представляющий собой золь магнетита с химической формулой Fe₃O₄ с размерами частиц, находящимися в диапазоне от 50 до 165 нм и их объемной концентрацией на уровне не менее 90% от объема полученного целевого продукта.

Недостатком прототипа является низкая степень конверсии смоло-асфальтеновых веществ при его (катализатора) использовании из-за отсутствия источников донора водорода.

Так, при 200 °С в заявленном техническом решении САВ снижается на 8.01% (42.1-34.09%), в то время как у прототипа САВ снижается при 250 °С только на 3,52% (33,23 - 29,71%).

То же самое относится к изменениям вязкости: в заявленном техническом решении значения вязкости при 200 °С снижаются до 63,4%, в то время как у прототипа снижение вязкости достигается до 60%.

Таким образом в заявленном техническом решении даже при температуре ниже, чем у прототипа, на 50 °С, снижение вязкости достигается по сравнению с прототипом более чем на 3% и САВ соответственно до значения более чем на 4 %, что, по мнению заявителя, является весьма эффективным техническим результатом.

Задачей и техническим результатом заявленного технического решения является устранение недостатков прототипа, а именно - повышение эффективности облагораживания и конверсии тяжелых нефтей за счет совместного применения наноразмерного катализатора и водород-донорного растворителя при паротепловом воздействии.

При этом следует обратить внимание на то, что основными показателями повышения эффективности облагораживания и конверсии нефти является снижение содержания смоло-асфальтеновых веществ (САВ) в нефти и её вязкости.

Сущностью заявленного технического решения является композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара, включающая наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида железа Fe₃O₄, характеризующаяся тем, что дополнительно содержит водород-донорный растворитель нефрас С4 -155/205 в соотношении:

катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 1-40% : 99-60%.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 - Фиг. 3.

На Фиг.1 представлена Таблица 1 с результатами облагораживания тяжелых нефтей Ашальчинского месторождения Республики Татарстан при различных температурах и различных содержаниях катализатора в композиции с растворителем нефрас С4 155/205.

На Фиг.2 представлен график динамики изменения вязкости облагораживаемой нефти в зависимости от изменения концентрации катализатора в композиции с растворителем нефрас C4 – 155/205, где:

- линия с черными квадратами показывает результаты эксперимента при 100 °С;

- линия с красными кружками показывает результаты эксперимента при 200 °С;

- линия с синими треугольниками показывает результаты эксперимента при 300 °С;

- линия с зелеными треугольниками показывает результаты эксперимента при 400 °С.

На Фиг.3 представлена Таблица 2 с результатами снижения значений САВ и значений вязкости в процентах по сравнению с изначальными значениями при 100 °С.

Поставленные задачи и заявленный технический результат достигаются созданием композиции, включающей наноразмерный катализатор (Fe₃O₄) и водород-донорный растворитель нефрас C4 – 155/205 в различных соотношениях.

Заявленное техническое решение в эксперименте осуществляется по следующим этапам:

Этап 1. Получение композиции, состоящей из наноразмерного катализатора (Fe₃O₄) и водород-донорного растворителя, представляющего (растворитель) смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов (нефрас C4 – 155/205) (см. более подробно – Пример 1).

Этап 2. Использование полученной на Этапе 1 композиции по назначению - для повышения эффективности облагораживания и степени конверсии тяжелых нефтей и природных битумов при паротепловом воздействии (см. более подробно – Пример 2).

Ниже заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения с предоставлением примеров конкретной реализации.

Пример 1.

Приготовление композиции для подземного облагораживания тяжелой нефти при закачке пара.

Композицию готовили с различным соотношением наноразмерного катализатора Fe₃O₄ и нефраса C4 – 155/205 с целью подбора оптимального соотношения для обеспечения максимальной степени облагораживания и конверсии нефти, а результаты исследований указаны на Фиг.1 соответственно.

Заявленный состав готовят по следующей технологии.

Берут наноразмерный катализатор на основе смешанного оксида железа Fe₃O₄ в виде порошка и смешивают его с нефрасом C4 – 155/205 для получения суспензии.

При этом содержание катализатора в заявленном композиции изменяют в интервале концентраций от 1 до 40% масс. Для подтверждения эффективности использования заявленного интервала концентраций катализатора в заявленной композиции приведены примеры использования заявленной композиции с пограничными значениями концентрации катализатора в диапазоне от 1 до 40%, а также с несколькими промежуточными значениями – 10, 20, 30% (см. Таблицу 1 на Фиг. 1):

Опыты 1.1, 2.1, 3.1, 4.1: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 1% : 99%

Опыты 1.2, 2.2, 3.2, 4.2: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 10% : 90%

Опыты 1.3, 2.3, 3.3, 4.3: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 20% : 80%

Опыты 1.4, 2.4, 3.4, 4.4: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 30% : 70%

Опыты 1.5, 2.5, 3.5, 4.5: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 40% : 60%

При этом, компоненты заявленной композиции (катализатор Fe₃O₄ и нефрас C4 – 155/205) подвергают интенсивному перемешиванию при комнатной температуре, например, в диапазоне 20-25 °С, в условиях непрерывного кавитационного воздействия при ультразвуковой обработке с помощью ультразвуковой процессора производства фирмы Hielscher (г. Тельтов, Германия) в течение до 30 мин в зависимости от объёма комплексного состава и мощности ультразвукового воздействия.

Необходимость использования ультразвукового диспергатора в заявленном техническом решении продиктована тем, что в случае отсутствия кавитационного воздействия указанные суспензии (наноразмерного катализатора с нефрасом C4 – 155/205) подвергаются обычной агрегации с размерами агрегатов в диапазоне от 150 до 450 и более нм, что не приемлемо для реализации заявленного технического решения, т.к. без ультразвукового воздействия исключается возможность целенаправленного синтеза исключительно высокодисперсной фазы частиц катализатора в оптимальном диапазоне размеров частиц (от 60 и до 155 нм).

В результате указанных действий получают состав заявленной композиции:

катализатор Fe₃O₄ + нефрас C4 – 155/205, где содержание катализатора изменяют в интервале от 1 до 40%:

В отношении приведенного в Примере 1 состава следует пояснить, следующее:

- концентрация катализатора в интервале от 1 до 40% является оптимальной, поскольку заявителем экспериментально установлено, что концентрации катализатора менее 1 % недостаточно для деструкции САВ и снижения её вязкости, концентрации от 1% и более достаточно для деструкции САВ и снижения вязкости, а более 40% катализатора вводить нецелесообразно, так как комплексный состав будет обладать густой консистенцией, которая затруднит процесс закачки состава в пласт при промышленном использовании;

- температура 200-400 °С является оптимальной, так как заявителем экспериментально установлено, что ниже 100 °С процесс конверсии не протекает, а выше 400 °С процесс сложно реализуем технически в условиях пласта.

Пример 2. Использование композиции по Примеру 1 для подземного облагораживания тяжелой нефти при закачке пара.

Эффективность при использовании по назначению заявленного технического решения была апробирована на образцах нефти Ашальчинского месторождения Республики Татарстан, взятой из установки подготовки нефти (далее УПН), в условиях, имитирующих производственный процесс нефтедобычи тяжелых нефтей (100 – 400 °С), с применением паротепловой обработки продуктивного пласта, содержащего флюид в виде водо-нефтяной эмульсии (далее по тексту – облагораживаемой нефти).

Для экспериментов использовали реактор высокого давления производства фирмы Parr Instrument (г. Молин, Иллинойс, США).

Заявленный состав композиции для подземного облагораживания тяжелой нефти при закачке пара используют следующим образом.

В реактор высокого давления Parr Instrument загружают исследуемую нефть при комнатной температуре, например, 20-25 °С.

Затем вводят заявленный состав композиции, полученной по Примеру 1, а именно - наноразмерный катализатор Fe₃O₄ в виде суспензии в растворителе нефрас C4 – 155/205, в общей концентрации композиции 2,0% от массы взятой на облагораживание нефти.

Соотношение компонентов заявленного состава композиции при этом меняют в соответствии с Примером 1 с целью подбора их (компонентов) оптимального соотношения для обеспечения максимальной конверсии нефти (см. Фиг.1):

Опыты 1.1, 2.1, 3.1, 4.1: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 1% : 99%

Опыты 1.2, 2.2, 3.2, 4.2: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 10% : 90%

Опыты 1.3, 2.3, 3.3, 4.3: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 20% : 80%

Опыты 1.4, 2.4, 3.4, 4.4: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 30% : 70%

Опыты 1.5, 2.5, 3.5, 4.5: катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 40% : 60%

Затем в полученную систему нефть + катализатор + растворитель добавляют воду, нагревают до заданной температуры в интервале от 100 до 400 °С (например, 100, 200, 300, 400 °С), при этом вода переходит в паровую фазу.

Следует пояснить, что при росте заданной температуры от 100 до 400 °С в ходе процесса образования пара в реакторе повышается давление от 0,3 до 25,0 МПа, что необходимо для моделирования условия процесса паротеплового воздействия в пласте.

Продолжительность процесса в реакторе составляет 24 часа.

Затем отключают реактор, охлаждают его при комнатной температуре, стравливают давление.

Полученную водо-нефтяную эмульсию центрифугируют с целью отделения соотношения нефти от воды.

Полученную облагороженную нефть отправляют на определение:

- содержания смолисто-асфальтеновых веществ (САВ);

- вязкости.

Указанные параметры (содержание САВ и вязкость) характеризуют достижение заявленного технического результата – повышение эффективности облагораживания и степени конверсии нефти.

При этом заявитель поясняет, что чем ниже значения САВ и вязкости, тем выше эффективность облагораживания и степень конверсии нефти.

Результаты приведены в Таблице 1 на Фиг.1, графике на Фиг.2 и Таблице 2 на Фиг.3.

Из данных, приведенных на Фиг.1 – Фиг.3, видно, что облагораживание при 100 °С не приводит к существенным изменениям физико-химических свойств нефти, а именно – снижению доли тяжелых фракций (содержанию смолисто-асфальтеновых веществ) и вязкости, поэтому % снижения САВ и вязкости при 200, 300 и 400 °С приведены в сравнении с результатами, полученными при 100 °С.

При этом заявитель поясняет, что расчет снижения САВ и вязкости в %, приведенный в Таблице 2 на Фиг.3, проводили по следующей методике:

- при расчете процента снижения САВ вычитают от изначальных значений процентного содержания САВ при 100 °С полученные значения процентного содержания САВ при температурах 200, 300 и 400 °С, соответственно;

- при расчете снижения вязкости вычитают от изначальных значений вязкости при 100 °С полученные значения вязкости при температурах 200, 300 и 400 °С соответственно, затем эту разность переводят в проценты.

Анализ данных, представленных на Фиг.1 – Фиг.3, показывает, что:

• при концентрации катализатора 1% САВ и вязкость снижаются:

- при 200 °С САВ на 1.8% (42.1-40.3), вязкость на 28.07% ((2850-2050)х(100/2850));

- при 300 °С САВ на 5.0% (42.1-37.3), вязкость на 52.56% ((2850-1352)х(100/2850));

- при 400 °С САВ на 28% (42.1-14.1), вязкость на 99.47% ((2850-15)х(100/2850)).

• при концентрации катализатора 10% САВ и вязкость снижаются:

- при 200 °С САВ на 3.26% (42.1-38.84), вязкость на 48.84% ((2850-1458)х(100/2850));

- при 300 °С САВ на 6.3% (42.1-35,8), вязкость на 61.96% ((2850-1084)х(100/2850));

- при 400 °С САВ на 28.52% (42.1-13.58), вязкость на 99.54% ((2850-13)х(100/2850)).

• при концентрации катализатора 20% САВ и вязкость снижаются:

- при 200 °С САВ на 5.4% (42.1-36.7), вязкость на 57.61% ((2850-1208)х(100/2850));

- при 300 °С САВ на 10.2% (42.1-31.9), вязкость на 65.79% ((2850-975)х(100/2850));

- при 400 °С САВ на 30.2% (42.1-11.9), вязкость на 99.61% ((2850-11)х(100/2850)).

• при концентрации катализатора 30% САВ и вязкость снижаются:

- при 200 °С САВ на 8.01% (42.1-34.09), вязкость на 63.4% ((2850-1043)х(100/2850));

- при 300 °С САВ на 13.11% (42.1-28.99), вязкость на 68.39% ((2850-901)х(100/2850));

- при 400 °С САВ на 32.4% (42.1-9.7), вязкость на 99.68% ((2850-9)х(100/2850)).

• при концентрации катализатора 40% САВ и вязкость снижаются:

- при 200 °С САВ на 12.23% (42.1-29.87), вязкость на 64.66% ((2850-1007)х(100/2850));

- при 300 °С САВ на 15.6% (42.1-26.5), вязкость на 70.39% ((2850-844)х(100/2850));

- при 400 °С САВ на 33.5% (42.1-8.6), вязкость на 99.78% ((2850-6)х(100/2850)).

Таким образом, из результатов анализа данных, приведенных в Таблице 1 на Фиг.1, графике на Фиг.2 и Таблице 2 на Фиг.3, можно сделать логическое умозаключение, о том, что совместное применение растворителя и катализатора при концентрации катализатора Fe₃O₄ в композиции в интервале от 1 до 40% способствует снижению содержания смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) и вязкости нефти при 200, 300 и 400 °С, что, в свою очередь, приводит к повышению эффективности облагораживания и конверсии тяжелых нефтей.

Таким образом, из изложенного выше можно сделать общий логический вывод, что заявителем достигнуты поставленные задачи и заявленный технический результат, а именно - достигнуто повышение эффективности облагораживания и конверсии тяжелых нефтей за счет заявленного состава композиции, состоящей из наноразмерного катализатора Fe₃O₄ в интервале концентраций от 1 до 40%, и водород-донорного растворителя нефрас C4 – 155/205, а именно - снижено содержание высокомолекулярных соединений - смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) при 200, 300 и 400 °С и вязкость.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью признаков, приведенных в независимом пункте формулы, обеспечивающих достижение заявленных результатов.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как заявителем получена, по мнению заявителя, принципиально новая композиция с неизвестными до даты представления заявки концентрациями составляющих компонентов, что обеспечивает значительное превосходство заявленного технического решения над возможностями известных композиций на дату представления заявленного технического решения.

Заявленное техническое решение с использованием известных технических средств и технологий можно реализовать в промышленном масштабе нефтепромысловой отрасли при добыче тяжелых нефтей, когда процесс облагораживания происходит во внутрипластовом пространстве посредством использования катализатора и растворителя, получаемых из недорогих общедоступных сырьевых материалов с использованием стандартных технических устройств и оборудования. Кроме того, применение заявленного технического решения приводят к существенному снижению расходов при транспортировке добытого сырья с применением катализатора и растворителя нефти по трубопроводам. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Забродин П.Е. и др. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968-224 с.

2. Патент США № US4469177. C09K8/592, E21B43/24, E21B43/243, (IPC1-7): E21B43/24, E21B43/27, Приоритет от 29.11.1982. Опубл. 04.09.1984. Описание изобретения.

3. Патент RU 2 387 818 C1, E21B 43/24, Опубл. 27.04.2010. Описание изобретения.

4. Патент RU 2 655 391 C1, B01J 23/745, Опубл. 28.05.2018. Описание изобретения.

5. Hyne, J B. Aquathermolysis: a synopsis of work on the chemical reaction between water (steam) and heavy oil sands during simulated steam stimulation. Canada: N. p., 1986. Web.

6. Смольянинова, Н. М., Л. Д. Кригер, and Л. А. Игумнова. "Исследование смолисто-асфальтеновых веществ нижневартовских нефтей." Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов 300 (1977).

7. Шарыпов, В. И., et al. "Гидрогенизация бурого угля в присутствии высокодисперсных железосодержащих катализаторов." (2011).

8. Arcelus-Arrillaga, P., et al. "Application of water in hydrothermal conditions for upgrading heavy oils: a review." Energy & Fuels 31.5 (2017): 4571-4587.

9. Gould, Kenneth A., and Irwin A. Wiehe. "Natural hydrogen donors in petroleum resids." Energy & fuels 21.3 (2007): 1199-1204.

10. Speight, James G. The chemistry and technology of petroleum. CRC press, 2014. p. 75‐76.

Композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара c температурой воздействия 100-400°С, включающая наноразмерный катализатор с размером частиц 60-155 нм на основе смешанного оксида железа Fe₃O₄, отличающаяся тем, что дополнительно содержит водород-донорный растворитель нефрас С4 -155/205 в соотношении:

катализатор Fe₃O₄ : нефрас C4 – 155/205 = 1-40 мас.% : 99-60 мас.%.