Состав для добычи и транспорта нефти

Авторы патента:

Толоконский Сергей Игоревич (RU)

Никитина Евгения Анатольевна (RU)

Васильевский Александр Владимирович (RU)

Чаруев Сергей Алексеевич (RU)

C09K8/524 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2753827:

Акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (АО "ВНИИнефть") (RU)

Изобретение относится к нефтедобыче и трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов и может быть использовано для предотвращения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в призабойной зоне нефтяных скважин и в нефтепроводах, для снижения вязкости при транспортировании высоковязких видов нефти и для разрушения водонефтяных эмульсий. Технический результат - увеличение эффективности предотвращения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений при одновременном снижении вязкости высоковязких нефтей и деэмульсации водонефтяных эмульсий. Состав для предотвращения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений содержит, мас.%: натрий алкилбензолсульфонат 15-25; неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13 оксиэтилированными группами 3-8; оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевую или этаноламиновую соль 1-4; углеводородный растворитель 6-12; алифатический спирт С1-С3 8-12; гидроксид натрия NaOH или калия KOH 5-15; натрий алкансульфонат остальное. 2 табл., 3 пр.

Известен состав для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и асфальтеносмолопарафиновых отложений, а также разрушения водонефтяных эмульсий, включающий блоксополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина с молекулярной массой 3000-6000, продукт взаимодействия оксиэтилированного и оксипропилированного глицерина с толуилендиизоцианатом и растворитель (патент РФ №2140961, С1. 10.11.99, C10G 33/04).

Известный состав является реагентом комплексного действия и достаточно эффективен, однако является селективным.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для добычи и транспорта нефти (RU патент N 1110152, 5 С09К 3/00, Е21В 37/00, опубл. 30.08.94, Бюл. N 16), содержащий натрия алкансульфонат, натрия алкилбензолсульфонат, неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13 оксиэтильными группами, оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевую, или этаноламиновую соль, углеводородный растворитель, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Состав эффективно предотвращает образование асфальтеносмолопарафиновых отложений, замедляет газоотделение без ухудшения проницаемости призабойных зон продуктивных пластов. Однако состав имеет высокую вязкость, поэтому при транспортировке активных высоковязких нефтей наблюдаются высокие гидравлические сопротивления. Кроме того, не является реагентом комплексного действия, не решает задачу разрушения водонефтяной эмульсии.

В основу настоящего изобретения положена задача увеличения эффективности предотвращения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) путем повышения стабильности состава при одновременном снижении вязкости высоковязких нефтей и разрушения водонефтяных эмульсий.

Поставленная задача достигается тем, что состав для предотвращения отложений АСПО, содержащий натрий алкансульфонат, натрий алкилбензолсульфонат, неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13 оксиэтильными группами, оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевую или этаноламиновую соль и углеводородный растворитель, дополнительно содержит алифатический спирт С1-С3 и гидроксид щелочного металла NaOH или КОН при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Натрий алкилбензолсульфонат	15-25
Неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13
оксиэтилированными группами	3-8
Оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты
или его калиевую или этаноламиновую соль	1-4
Углеводородный растворитель	6-12
Алифатический спирт С1-С3	8-12
Гидроксид щелочного металла NaOH или KOH	5-15
Натрий алкансульфонат	Остальное

Существенными признаками способа являются:

1. Натрий алкилбензолсульфонат

2. Неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13 оксиэтильными группами

3. Оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевая или этаноламиновая соль

4. Углеводородный растворитель

5. Алифатический спирт C₁-С₃

6. Гидроксид щелочного металла NaOH или КОН

7. Натрий алкансульфонат

8. Количественное соотношение компонентов

Признаки 1, 2, 3, 4 и 7 являются общими с прототипом, признаки 5, 6 и 8 являются существенными отличительными признаками.

Сущность изобретения.

В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества состав содержит моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе жирных спиртов фракции С₁₀-С₁₃ (Синтанол ДТ-7, ТУ 6-14-1037-79) или моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля (Смачиватель ДБ, МРТУ 6-02-530-80).

Из натрий алкилбензолсульфонатов используются сульфонол с 10-18 атомами углерода (ТУ-01-1043-79 или ТУ 6-01-1001-73 или ТУ 38-9-35-69).

Из натрийалкансульфонатов - Волгонат, содержащий 11-17 атомов углерода (ОСТ 6-01-32-77).

Также использовали оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевую или этаноламиновую соль в виде Оксифоса КД-6 (ТУ 6-02-640-73), эстефата (ТУ 6-02-1148-78) или оксифоса Б (ТУ 6-02-812-73).

В качестве углеводородного растворителя состав содержит бензин (ГОСТ 2084-77) или Уайт-спирит (ГОСТ 2134-78).

В качестве алифатических спиртов группы C₁-С₃ используется спирт этиловый технический (ГОСТ 17299-78) или спирт метиловый (ГОСТ 69-95-77).

В качестве гидроксида щелочного металла используется NaOH (ГОСТ 2263-79) или КОН (ГОСТ 24363-80).

Исходные компоненты, взятые в определенном массовом соотношении, перемешивают до образования однородной маловязкой массы.

Пример 1. Готовят смесь 54 г натрия алкансульфоната (Волгонат), 12 г этилового спирта, 5 г гидроксида натрия и 7 г Уайт-спирита. По достижении однородности смеси по объему при постоянном механическом перемешивании вводят 2 г синтанола ДТ-7, 17 г натрия алкилбензолсульфоната, 3 г оксифоса КД-6. Полученные 100 г композиции растворяют в воде и используют согласно предлагаемой технологии.

Пример 2. Готовят смесь 51 г натрий алкансульфоната (Волгонат), 8 г этилового спирта, 7 г гидроксида натрия, 9 г Уайт-спирита и перемешивают. По достижении однородности смеси по объему при постоянном механическом перемешивании вводят 2 г Синтаиола ДТ-7, 20 г натрий алкилбензолсульфоната и 3 г оксифоса КД-6. Полученные 100 г композиции растворяют в воде и используют согласно предлагаемой технологии.

Пример 3. Готовят смесь 48 г натрий алкансульфоната (Волгонат), 10 г этилового спирта, 10 г гидроксида натрия, 8 г Уайт-спирита и перемешивают. По достижении однородности смеси по объему при постоянном механическом перемешивании вводят 2 г Синтанола ДТ-7, 19 г натрий алкилбензолсульфоната и 3 г оксифоса КД-6. Полученные 100 г композиции растворяют в воде и используют согласно предлагаемой технологии.

Варианты состава приведены в табл.1, а их рабочие характеристики, определенные в процессе испытаний, - в табл. 2. При введении в нефть состав растворяют в пресной, морской или пластовой воде до концентрации 0,05-100,0%. Эффективность состава определялась в лабораторных условиях по следующим показателям: снижение вязкости высоковязких нефтей; эффективность предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений; эффективность разделения водонефтяной эмульсии.

Вязкость высоковязких нефтей определялась на ротационном вискозиметре Brookfield LVDV-II.

Эффективность предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений определялась количеством АСПО, откладывающихся из нефти на поверхность металлического цилиндра с температурой ниже температуры кристаллизации парафина. Эффективность (Э) определялась по формуле:

где Р₀ - масса отложения из контрольной пробы (без добавок состава); Р - масса отложения из пробы нефти с добавкой состава.

Эффективность разделения водонефтяной эмульсии определялась визуально по количеству выделившейся воды в течение заданного времени. Обводненность исходной нефти определялась по методу Дина-Старка по ГОСТ 2477-65. Степень обезвоживания нефтяной эмульсии определялась на основе данных объема выделившейся воды по времени и исходного содержания воды, по формуле:

где: γ - степень обезвоживания, %;

V - объем выделившейся воды, мл;

V₀ - исходная обводненность, мл.

В качестве нефтяной эмульсии использовалась нефть, обладающая асфальто-смолистым типом стабилизаторов и, которая достаточно трудно поддается разрушению при температуре 20°С с помощью традиционно используемых нефтяной промышленностью импортных и отечественных деэмульгаторов.

Состав практически не проникает в нефть, а оказывает комплексное воздействие на границах раздела: нефть-вода, нефть-смоченный периметр трубы, вода-порода, вода-металл, вода-воздух, вода-микрокристаллы парафинов и солей. Эффективность предотвращения образования АСПО при использовании состава практически не зависит от степени минерализации водной фазы. Примеры, приведенные в табл. 2, получены с использованием минерализованной попутной воды (общая минерализация 209 г/л). Менее концентрированные водные растворы и аналоги данного состава не обладают избытком свободной поверхностной энергии, гомогенны, и поэтому практически бесконечно стабильны в любых условиях хранения и эксплуатации. Параметр стабильности композиции имеет смысл только по отношению к товарной форме (100%) состава. Эти данные о стабильности состава приведены в табл. 2.

Как видно из приведенных в табл. 2 данных, дополнительное введение в состав алифатического спирта C₁-С₃, гидроксида натрия при указанном соотношении обеспечивает повышение эффективности защиты поверхностей от АСПО, особенно для высоковязких активных нефтей, более значительное по сравнению с прототипом снижение вязкости и происходит существенное разрушение водонефтяной эмульсии.

Состав для предотвращения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий натрий алкансульфонат, натрий алкилбензолсульфонат, неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13 оксиэтилированными группами, оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевую или этаноламиновую соль и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит алифатический спирт С1-С3 и гидроксид натрия или калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Натрий алкилбензолсульфонат	15-25
Неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13
оксиэтилированными группами	3-8
Оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты
или его калиевую или этаноламиновую соль	1-4
Углеводородный растворитель	6-12
Алифатический спирт С1-С3	8-12
Гидроксид щелочного металла NaOH или KOH	5-15
Натрий алкансульфонат	Остальное

Изобретение относится к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для бурения оценочных, поисковых и разведочных скважин с отбором керна, с сохранением его естественной флюидонасыщенности. Технический результат - снижение влияния бурового раствора на водо- и нефтенасыщенность керна продуктивных пород при сохранении стабильности бурового раствора при высокой плотности до 1,83 г/см3, поддержание оптимальных фильтрационных параметров бурового раствора в условиях повышенной температуры и давления, повышение уровня безопасности при приготовлении и применении раствора.

Способ разработки нефтяных месторождений // 2753318

Изобретение относится к горнодобывающей отрасли и может быть использовано при освоении природных и техногенных нефтяных месторождений полезных ископаемых с трудно извлекаемыми углеводородами. Технический результат - повышение технологической и эксплуатационной эффективности процесса добычи углеводородов путем инициирования гидроразрыва активационными компонентами и образованием кавитационных гидродинамических эффектов для повышения проницаемости пласта.

Сухая смесь для приготовления жидкости глушения // 2753299

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления жидкости глушения, используемой при капитальном ремонте газовых, газоконденсатных скважин, в том числе при низких климатических температурах до минус 45°С. Технический результат: получение неслеживающейся, некомкующейся, обладающей высокой стабильностью при хранении смеси и жидкости глушения, приготовленной из указанной смеси, с улучшенными противофильтрационными свойствами и с минимальным воздействием на проницаемость призабойной зоны пласта; обеспечение возможности регулирования плотности жидкости глушения; сокращение времени и упрощение технологии приготовления жидкости глушения с одновременном обеспечением высокой технологичности жидкости глушения из недефицитных реагентов; сокращение сроков освоения скважин; возможность использования жидкости глушения при низких климатических температурах до минус 45°С; расширение ассортимента реагентов; снижение транспортных расходов.

Шихта для изготовления магнезиально-кварцевого проппанта // 2753285

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к материалам для изготовления керамических проппантов средней и пониженной плотности, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Шихта для изготовления магнезиально-кварцевого проппанта содержит в своем составе 15-35 мас.% MgO и представляет собой смесь измельченных до фракции менее 100 мкм магнийсиликатного компонента и природного кремнеземистого песка.

Смазочная добавка для буровых растворов // 2752867

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к смазочным добавкам для обработки буровых растворов, в том числе утяжеленных. Технический результат - повышение смазочной способности смазочной добавки для буровых растворов.

Композиции парафинового супрессанта и способы // 2752630

Группа изобретений относится к композициям парафинового супрессанта и способам их получения и применения. Технический результат - уменьшенное осаждение, гелеобразование и/или кристаллизация ингибитора парафина из углеводородных сред, подвергаемых воздействию температур от 4°С до –60°С.

Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов // 2752461

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для интенсификации добычи нефти и освоения скважин путем кислотной обработки высокотемпературных коллекторов. Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов содержит, % мас: ингибитор коррозии ИНВОЛ-2 0,1-0,5, амфолитное поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВУПАВ» 0,5-1,5 и гликолевую кислоту остальное до 100.

Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов // 2752415

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности растворения терригенного коллектора, в том числе с повышенным содержанием глин и в широком диапазоне пластовых температур, предотвращение образования вторичных осадков в условиях повышенных пластовых температур за счет снижения межфазного натяжения на границе с углеводородами с одновременным замедлением процесса гидролиза и снижением коррозионной активности.

Ингибитор роста гидратов метана на основе сульфированного хитозана // 2751893

Изобретение относится к химии полимерных соединений, ингибирующих рост гидратов метана, и может найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения роста газовых гидратов. Технический результат – получение эффективного биоразлагаемого и безопасного нефтепромыслового ингибитора роста газовых гидратов, расширение линейки нефтепромысловых реагентов указанного назначения с одновременным снижением экономических затрат и минимизацией нагрузки на окружающую среду.

Неразделенная широкая фракция легких углеводородов для повышения нефтеотдачи // 2751762

Изобретение относится к системам и способам для повышения и/или улучшения нефтеотдачи с использованием неразделенной широкой фракции легких углеводородов. Способ повышения или улучшения нефтеотдачи, включающий нагнетание широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) для повышения нефтеотдачи через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт для обеспечения подвижности и вытеснения углеводородов, причем ШФЛУ для повышения нефтеотдачи содержит нефракционированную смесь углеводородов, представляющую собой побочный продукт конденсированных и деметанизированных углеводородных потоков, которая может смешиваться с углеводородами в углеводородосодержащем пласте, причем нефракционированная смесь углеводородов содержит этан, пропан и бутан в количестве по меньшей мере 75% от объема, и при этом нефракционированная смесь углеводородов содержит фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды» в количестве менее 30% от объема, причем нефракционированная смесь углеводородов конденсируется из потока углеводородов при температуре 0 градусов Фаренгейта или ниже; нагнетание текучей среды для контроля подвижности вытесняющего агента через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт, чтобы блокировать перемещение ШФЛУ для повышения нефтеотдачи из нагнетательной скважины в добывающую скважину; и добычу углеводородов через добывающую скважину.

Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов // 2753910

Изобретение относится к области бурения скважин. Технический результат - повышение продуктивности и качества строительства скважин в сложных горно-геологических условиях за счет комплексного эффекта от состава бурового раствора и соответствующей технологии применения. Способ бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях включает приготовление бурового раствора на водной основе, содержащего, кг/м3: каустическую и/или кальцинированную соду 0,3-1,3; хлорид натрия 100,0-250,0; пеногаситель 0,1-0,5; бишофит 80,0-100,0; крахмальный реагент 8,0-10,0 или высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу 3,0-8,0; ксантановый биополимер 1,0-3,0; смазочную добавку 0,5-2,0; бурение из-под кондуктора с использованием указанного бурового раствора, замена части указанного бурового раствора за 10-30 м до кровли продуктивного пласта на порцию в объеме 60-80 м3 второго приготовленного бурового раствора на водной основе, содержащего, кг/м3: каустическую и/или кальцинированную соду 0,3-1,3; хлорид натрия 220,0-250,0; пеногаситель 0,1-0,5; бишофит 100,0-120,0; крахмальный реагент 12,0-14,0 или высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу 3,0-8,0; ксантановый биополимер 2,0-4,0; кольматант карбонат кальция 30,0-65,0; смазочную добавку 3,0-6,0, вскрытие продуктивного пласта с использованием второго бурового раствора. 6 табл., 1 пр.