состав для добычи и транспорта нефти

Формула изобретения

1. Состав для добычи и транспорта нефти, включающий неиогенное поверхностно-активное вещество, электролит, многоатомный спирт, углеводородный растворитель и воду, отличающийся тем, что в качестве электролита содержит бинарную смесь анионного полиэлектролита мол.м. 40000 5000000 с катионным полиэлектролитом мол.м. 600000 1000000, при их соотношении (3 5):1 по массе и дополнительно натрия алкилбензолсульфонат, натрия алкансульфонат и спирт этиловый или изопропиловый, при следующем соотношении компонентов, мас.

Неионное поверхностно-активное вещество 2 10

Бинарная смесь анионного полиэлектролита мол.м. 40000 5000000 с катионным полиэлектролитом мол.м. 600000 1000000 при их соотношении (3 - 5):1 по массе 1 7

Углеводородный растворитель 5 15

Спирт этиловый или изопропиловый 0,1 20

Многоатомный спирт 5 10

Вода 1 10

Натрия алкилбензолсульфонат 5 15

Натрия алкансульфонат Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве катионного полиэлектролита в бинарной смеси используют поли-N,N-диалкилN,N-диаллиламмонийхлорид (ВПК-402), сополимер N,N-диалкил, N,N-диаллимонийхлорид с акриловой кислотой (сополимер АТ-2), полиэтиленимин (ПЭИ), полимеры пиридиновой соли (ППС).

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве анионного полиэлектролита в бинарной смеси используется натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы со степенью этерификации от 0,4 до 1,2 (Na КМЦ), полиакрилат или полиметакрилат натрия (ПАК или ПМАК), полиакриламид (ПАА).

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи и трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, вторичной добычи нефти вытесняющей водой, обработки призабойной зоны пласта, а также для предотвращения образования на твердых поверхностях (стенках труб, насосах, скважинном оборудовании и т.п.) асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) и минеральных солей, для снижения гидравлических сопротивлений при транспортировании высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий по трубам, для внутрискважинной деэмульсации и промысловой подготовки нефти.

Известен состав для предотвращения образования асфальто-смоло-парафиновых отложений [1] содержащий натрий алкансульфонат, натрий алкилбензолсульфонат, неионогенное поверхностно-активное вещество, с 6-13 оксиэтильными группами, оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевую или этаноламиновую соль, углеводородный растворитель, а также алифатический спирт, этиленгликоль или пропиленгликоль, при следующем соотношении компонентов, мас.

Натрий алкилбензолсульфонат 10-30

Неионогенное поверхностно-активное вещество с 6-13 оксиэтильными группами 4-10

Оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевая или этаноламиновая соль 1-5

Углеводородный растворитель 7,5-15

Алифатический спирт 10-20

Этиленгликоль или пропиленгликоль 5-15

Натрий алкансульфонат Остальное

Недостатком этого состава является способность его водных растворов частично смешиваться с транспортируемой нефтью, что сокращает период эффективной защиты поверхностей от АСПО, уровень и длительность снижения гидравлических сопротивлений при движении нефти по трубам, и в то же время увеличивает остаточное содержание нефти в растворе.

Известен состав для предотвращения образования асфальто-смоло-парафиновых отложений и снижения гидравлических сопротивлений высоковязких нефтей при добыче и транспортировании их по трубам, включающий неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкилбензолсульфонат, натрий алкансульфонат и катионные полимеры четвертичных солей, N, N-диалкил, N,N-диаллиламмонийхлоридов или сополимеры этих мономеров с акриловой кислотой, при следующем соотношении компонентов, мас.

Неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп 5-10

Натрий алкилбензолсульфонат 20-24

Полимеры четвертичных солей N,N-диалкил, N,N-диаллиламмонийхлоридов или сополимеры этих мономеров с акриловой кислотой 1-10

Натрий алкансульфонат Остальное

Недостатком этого состава является его ограниченная эффективность при переходе из турбулентного режима течения (насос, скважина) в ламинарный (в призабойной зоне пласта), особенно при наличии в пластовой жидкости большого количества неорганических солей.

Известен также состав для добычи и транспорта нефти, включающий неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкилбензолсульфонат, натрий алкансульфонат, спирт алифатический, комплексон и анионный полиэлектролит молекулярной массы 40000-5000000 при следующем соотношении компонентов (мас.):

Неионное поверхностно-активное вещество 1-10

Натрий алкилбензолсульфонат 5-15

Натрий алкансульфонат 3-30

Алифатический спирт 0,1-20

Комплексон 0-1

Анионный полиэлектролит 1-10

Кислота Остальное

Недостатком этого состава является низкая эффективность действия в слабокислой, нейтральной и тем более в щелочной среде, что существенно сокращает область его применения в пластовых условиях для стабильного повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и при вторичной добыче нефти вытесняющей водой.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для добычи и транспорта нефти, включающий неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкилбензолсульфонат, натрий алкансульфонат, неионный полиэтиленоксид молекулярной массы 40000-50000000, воду, а также этиловый, пропиловый или изопропиловый спирт, при следующем соотношении компонентов, мас.

Неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп 5-10

Натрий алкилбензолсульфонат 10-30

Полиэтиленоксид молекулярной массы 40000-50000000 1-10

Спирт этиловый, пропиловый или изопропиловый 0,1-30

Вода 1-10

Натрий алкансульфонат Остальное

Этот состав обладает более широким спектром действия (предотвращение образования АСПО, снижение гидравлических сопротивлений вязких нефтей при их движении в поровом пространстве и по трубам, внутрискважинная деэмульсия нефти), но, также как и первый, характеризуется неравномерностью охвата воздействием призабойной зоны пласта. Имея более высокую моющую способность по отношению к нефти и низкую растворяющую способность по отношению к карбонатным составляющим продуктивных коллекторов, он быстрее и качественнее вымывает нефть из крупных поровых каналов, оставляя необработанными мелкие, и не расширяет их. Другим недостатком этого состава является деструкция макромолекул неионного полиэтиленоксида при высокой пластовой температуре особенно в присутствии ионов железа, а также при механическом воздействии и длительном хранении. При этом разрушенные молекулы полиэтиленоксида могут адсорбироваться на поверхностях контакта с нефтью и породой раньше, чем ПАВ и блокировать тем самым их действие. Кроме того, полиэтиленоксид в этом случае может стабилизировать нефтеводяные и водонефтяные эмульсии, порождая последующие технические и экологические проблемы.

Целью изобретения является повышение эффективности его комплексного действия, а также расширение функций состава (улучшение нефтевытесняющей способности в пластовых условиях и увеличение охвата воздействием призабойной зоны пласта). Поставленная цель достигается составом для добычи и транспорта нефти включающим неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкилбензолсульфонат, натрий алкансульфонат, спирт этиловый или изопропиловый, воду и целевую добавку, отличающийся тем, что в качестве целевой добавки он содержит бинарную смесь анионного и катионного полиэлектролитов и, дополнительно, этиленгликоль или пропиленгликоль при следующем соотношении компонентов (мас.):

Неионное поверхностно-активное вещество 2-10

Бинарная смесь анионного полиэлектролита молекулярной массы 40000-5000000 с катионным полиэлектролитом молекулярной массы 600000-1000000 (3-5: 1) 1-7

Углеводородный растворитель 5-15

Спирт этиловый, или изопропиловый 0,1-20

Вода 1-10

Натрий алкилбензолсульфонат 5-15

Натрий алкансульфонат Остальное

Состав может содержать также комплексон в количестве 0,5-1,0%

В качестве анионного полиэлектролита в бинарной смеси используется натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы со степенью этерификации от 0,4 до 1,2 (Na-КМЦ), полиакрилат или полиметакрилат натрия (ПАК или ПМАК), полиакриламид (ПАА).

В качестве катионного полиэлектролита в бинарной смеси состав содержит поли N, N-диалкил, N,N-диаллиламмонийхлорид (ВПК-402, ТУ 6-05-231-238-83), сополимер N, N-диалкил, N, N-диаллиламмонийхлорида с акриловой кислотой (сополимер АТ-2, СТП 01-22-81), полиэтиленимин (ПЭИ), или полимеры пиридиновой соли (ППС).

Бинарную смесь готовят смешением вышеуказанных компонентов до гомогенного состояния.

Смесь выдерживают при температуре 20 С в течение не менее 3 часов.

Об изменении структуры бинарной смеси анионных и катионных полиэлектролитов по сравнению с исходными компонентами свидетельствует их ИК-УФ-спектры.

В бинарной смеси увеличивается интенсивность полос поглощения групп С=О вблизи 1700 см и 1250-1280 см (колебания связей С-О), аддитивно уменьшено поглощение сульфоксидных (1050 см) групп. Прослеживаются характеристические полосы производных пиррола (3460 см).

В качестве неионного поверхностно-активного вещества состав содержит моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе жирных спиртов фракции С₁₀-С₁₃ (Синтанол ДТ-7, ТУ 6-14-1037-79) или фракции С₁₀-С₂₀ (Синтанол ДС-10, ТУ 6-14-577-77), моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля (Смачиватель ДБ, МРТУ 6-02-530-80), полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов жирных кислот фракции С₁₀-С₁₆ (Синтамид 5, Синтамид 10, ТУ 6-02-640-80), оксиэтилированные алкилэфиры на основе тримеров пропилена (Неонол 9-12, Неонол 9-10, ТУ 38-1036-25-87).

В качестве натрий алкилбензолсульфоната используется Сульнол с 10-18 атомами углерода (ТУ 6-01-1043-79 или ТУ 6-01-1001-73 или ТУ 38-9-35-69), натрий алкансульфоната-Сульфонат, содержащий 12-18 атомов углерода (ОСТ 6-01-35-79) или Волгонат, содержащий 11-17 атомов углерода (ОСТ 6-01-32-77).

В качестве углеводородного растворителя состав содержит керосин, уайт-спирит или бензин.

В качестве алифатических спиртов группы С₁-С₃ используется спирт этиловый технический (ГОСТ 17299-78), спирт пропиловый (ГОСТ 69-95-77) или спирт изопропиловый (ТУ 6-09-402-75). Возможно использование смеси этих спиртов с этиленгликолем.

В качестве комлексонов используется 2 окси-1,3 диаминпропантетраметиленфосфоновая кислота (ДПФ-1, ИУ-09-4915-80) или ее натриевая соль (ДПФ-1Н, ТУ 6-09-20-36-80), оксиэтилендифосфоновая кислота (ОЭДФ) или нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ).

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для добычи транспорта нефти отличается от известного введением новых компонентов. Таким образом заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна".

Анализ известных применяющихся в нефтяной промышленности составов для добычи и транспорта нефти показал, что совместное введение бинарной смеси анионного и катионного полиэлектролитов со спиртом, композицией анионных и неионных ПАВ и комплексоном для повышения эффективности действия и увеличения нефтеотдачи пласта не проводилось. Откуда следует, что заявляемый состав соответствует критерию "изобретательский уровень".

Варианты состава приведены в таблице 1, а их рабочие характеристики в таблице 2. При введении в нефть состав растворяют в пресной, морской или пластовой воде до содержания 0,05-100%

Эффективность состава определялась в лабораторных и промысловых условиях по следующим показателям:

1. Снижение гидравлических сопротивлений высоковязких нефтей при их движении по трубам (увеличение полезной производительности трубопровода).

2. Гидродинамическая устойчивость кольцевого потока.

3. Эффективность предотвращения образования АСПО.

4. Стабилизирующая способность (остаточное содержание нефти в растворе).

5. Нефтевытесняющая способность и коэффициент нефтевытеснения.

Примеры конкретного использования:

При использовании аналогов, прототипа и примера N 14 исходные компоненты, взятые в определенном массовом соотношении, вводят в состав в указанной последовательности и перемещают до образования однородной маловязкой массы.

При изготовлении предлагаемого состава сначала анионный полиэлектролит смешивают с катионным полиэлектролитом при массовом соотношении от 5:1 до 3: 1. После выдержки в течение 3 или более часов в эту бинарную массу добавляют остальные компоненты состава и перемешивают до образования однородной маловязкой массы. При использовании вязких полиэлектролитов возможно введение воды в количестве, не превышающем 1-10% от массы изготовляемого состава, непосредственно в бинарную смесь полиэлектролитов.

Пример 1 (N 5 по табл.1). Готовят 1 г бинарной смеси, смешивают 0,8 г Na-КМЦ с 0,2 г ВПК-402. Через 3 часа в нее при постоянном перемешивании вводят 1 г воды, 2 г неионного ПАВ (Синтанол ДТ-7), 0,1 г этилового спирта, 5 г этиленгликоля, 5 г уайт-спирита, 5 г натрий алкилбензолсульфоната (Сульфонол), 80,9 г Сульфоната. По достижении однородности смеси полученные 100 г композиции используют согласно принятой технологии.

Пример 2 (N 6 по табл.1). Готовят 4 г бинарной смеси, смешивая 3 г Na-КМЦ с 1 г ВПК-402 в присутствии 5 г воды. Через 3 часа в нее при постоянном перемешивании вводят 6 г неионного ПАВ (Синтанол ДТ-7), 10 г этилового спирта, 7,5 г этиленгликоля, 10 г уайт-спирита, 10 г натрий алкилбензолсульфоната (Сульфонол), 47,5 г Сульфоната. По достижении однородности смеси полученные 100 г композиции используют согласно принятой технологии.

Пример 3 (N 7 по табл.1). Готовят 7 г бинарной смеси, смешивая 5,83 г Na-КМЦ с 1,17 г ВПК-402. Через 5 часов в нее при постоянном перемешивании вводят 10 г воды, 10 г неионного ПАВ (Синтанол ДТ-7), 20 г этилового спирта, 10 г этиленгликоля, 15 г уайт-спирита, 15 г натрий алкилбензолсульфоната (Сульфонол), 13 г Волгоната. По достижении однородности смеси полученные 100 г композиции используют согласно принятой технологии.

Примеры 8-13 готовят аналогично. Соотношение компонентов указано в таблице 1.

Коэффициент нефтевытеснения и нефтевытесняющую способность определяли на модели пористой среды по экспресс-методике СибНИПИ. Составы при фиксированном давлении пропускали через термостатируемый насыпной керн, предварительно насыщенный водой и высоковязкой Узеньской нефтью с известной вязкостью и плотностью. Коэффициент нефтевытеснения КВ рассчитывался по формуле

КВ V_н2/V_н1,

где V_н2 объем нефти, вытесненной испытуемым составом из керна, мл;

V_н1 объем нефти, взятый для предварительного насыщения керна, мл.

Нефтевытесняющая способность состава НВС рассчитывалась по формуле

НВС V_н2/V_пор,

где V_пор предварительно определенный поровый объем керна, мл.

Гидравлические сопротивления при движении по трубам высоковязких нефтей определяли на трубчатом реометре разомкнутого типа с двумя оттарированными параллельными трубками. Испытуемый состав вводили в одну из трубок непосредственно в объем продавливаемой нефти. Расход нефти определяли при равном перепаде давления с помощью жидкостных расходомеров.

Гидродинамическую устойчивость периферийного кольцевого потока используемого состава определяли на том же приборе по длительности периодов релаксации и последействия, определяемых с момента прекращения введения в трубку реагента.

Эффективность защиты поверхностей от отложений АСПО определялась методом "холодного цилиндра" и рассчитывалась по формуле:

Э (m₀ m_i) 100%/m₀,

где m₀ масса АСПО, отложившаяся на стенках "холодного цилиндра" из контрольной пробы (без введения в нефть состава);

m_i масса АСПО, отложившаяся на стенках "холодного цилиндра" в присутствии испытуемого состава.

Стабилизирующая способность состава характеризовалась остаточным содержанием нефти в его водном 0,1%-ном растворе после введения в 1 л этого раствора 100 г нефти, дозированного механического диспергирования и семисуточного отстоя.

Содержание нефти в растворе определялось методом инфракрасной спектроскопии после удаления с поверхности раствора всплывшей нефти.

Как видно из приведенных в таблице 2 данных, дополнительное введение в состав бинарной смеси анионного и катионного полиэлектролитов молекулярной массы 40000-10000000 и этиленгликоля обеспечивает в отличие от прототипа улучшение коллекторских свойств и увеличение охвата воздействием призабойной зоны пласта, а также повышает эффективность защиты поверхностей от АСПО, дает более значительное и длительное по сравнению с прототипом снижение гидравлических сопротивлений при движении высоковязкой нефти по трубам и предотвращает образование двухфазной водовоздушной системы при снижении пластового давления. Низкая стабилизирующая способность состава позволяет использовать его многократно, что способствует предотвращению загрязнения окружающей среды при проведении технологических операций интенсификации работ добывающих и нагнетательных скважин и трубопроводов.