состав для интенсификации технологических процессов нефтедобычи, повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти

Формула изобретения

1. Состав для интенсификации технологических процессов нефтедобычи, повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти, включающий неионное поверхностно-активное вещество, натрий алкансульфонат, полиэлектролит-деэмульгатор, азотсодержащий блоксополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе этилендиамина, алкилфосфат и комплексен, отличающийся тем, что он дополнительно содержит триалкиламмониометансульфонат, натрий алкилбензолсульфонат и аммонийные соли низкомолекулярных карбоновых кислот C₂-C₅ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

неионное поверхностно-активное вещество	2-20
полиэлектролит-деэмульгатор	1-17
указанный блоксополимер	5-25
алкилфосфат	1-5
комплексен	0,5-2,0
триалкиламмониометансульфонат	0,5-5,0
натрий алкилбензолсульфонат	10-20
указанные аммонийные соли	1-5,0
натрий алкансульфонат	остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит алифатический спирт группы С₁-С ₃ 10-30 мас.% и этиленгликоль или пропиленгликоль 10-20 мас.%.

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 в широком диапазоне пластовых температур, обработки призабойной зоны пласта, для предотвращения образования на твердых поверхностях (стенках труб, насосах, скважинном оборудовании и т.п.) асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) и отложений минеральных солей, для снижения гидравлических сопротивлений при транспортировании высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий по трубам, очистки емкостей и трубопроводов от нефтеостатков, а также для внутрискважинной деэмульсации и промысловой подготовки нефти.

Известен состав для предотвращения образования АСПО [Патент СССР №1706204, кл. Е 21 В 37/00, опублик. 1994.11.15], 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	0-30
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.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, интенсификации технологических процессов нефтедобычи и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти [Патент РФ №2205198, опублик. 2003.05.27 - прототип], включающий неионное поверхностно-активное вещество, натрий алкансульфонат, полиэлектролит-деэмульгатор, азотсодержащий блоксополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе этилендиамина, алкилфосфат, комплексон и триэтаноламин при следующем соотношении компонентов (мас.%):

Моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе жирных
спиртов фракции C10-C13 или фракции С10-C20 ,
либо моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля, либо полиэтиленгликолевые эфиры
моноэтаноламидов жирных кислот фракции С10 -C16, либо оксиэтилированные алкилфенолы
на основе тримеров пропилена	2-20
Полиэлекторолит-деэмульгатор	1-7
Блоксополимер оксида этилена и оксида пропилена	5-25
Триэтаноламин	1-10
Оксиэтилированный алкилэфир фосфорной
кислоты или его калиевая соль	1-5
Комплексон	0,5-2
Алкилсульфонат натрия, содержащий 11-18 атомов
углерода	остальное

Недостатком этого состава является ограниченная кинетика смачивания его растворами высокоактивной нефти, породы и металла, особенно при совместном воздействии на эти объекты синтетических поверхностно-активных веществ и физических (электрических, магнитных, ультразвуковых) полей и изменением щелочности (рН) водной фазы.

Задачей изобретения является повышение эффективности комплексного действия состава в технологических операциях нефтедобычи с применением физических полей, а также расширение его функций (улучшение нефтевытесняющей способности в пластовых условиях, улучшения коллекторских свойств и увеличение охвата воздействием призабойной зоны пласта в кислотной и щелочной среде).

Задача решается тем, что состав для интенсификации технологических процессов нефтедобычи, повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти, включающий неионное поверхностно-активное вещество, натрий алкансульфонат, полиэлектролит-деэмульгатор, азотсодержащий блоксополимер оксида этилена и оксида пропилена, алкилфосфат, комплексен, согласно изобретению дополнительно содержит триалкиламмониометансульфонат, натрий алкилбензолсульфонат и аммонийные соли низкомолекулярных (C₂-C ₅) карбоновых кислот, при следующем соотношении компонентов (мас.%):

Неионное поверхностно-активное вещество	2-20
Полиэлекторолит-деэмульгатор	1-7
Указанный блоксополимер	5-25
Алкилфосфат	1-5
Комплексон	0,5-2,0
Триалкиламмониометансульфонат	0,5-5,0
Натрий алкилбензолсульфонат	10-20
Указанные аммонийные соли	1,0-5,0
Натрий алкансульфонат	остальное

Для снижения температуры застывания и улучшения товарной формы (снижения вязкости и уменьшения ценообразования) состав может содержать также алифатический спирт группы C ₁-С₃ 20-30 мас.% и этиленгликоль или пропиленгликоль 10-20 мас.%.

В качестве неионного поверхностноактивного вещества состав содержит оксиэтилированные алкилфенолы на основе тримеров пропилена (Неонол 9-12, Неонол 9-10, ТУ 38-1036-25-87), моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе жирных спиртов фракции С₁₀-С₁₃ (Синтанол ДТ-7, ТУ 6-14-1037-79) или фракции С₁₀-C ₂₀ (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 С ₁₀-С₁₆ (Синтамид 5, Синтамид 10, ТУ 6-02-640-80).

В качестве натрий алкансульфоната используется алкилсульфонат, содержащий 12-18 атомов углерода (ТУ 6-01-5763450-102-90) или волгонат, содержащий 11-17 атомов углерода (ОСТ 6-01-32-77).

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

В качестве комплексонов используется 2 окси-1,3 диаминпропантетраметилен-фосфоновая кислота (ДПФ-1, ТУ-09-4915-80) или ее натриевая соль (ДПФ-1Н, ТУ 6-09-20-36-80), 1-гидроксиэтилендифосфоновая кислота или ее соль (ОЭДФ, ОЭДФ-к) или нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ).

В качестве алкилфосфата используется оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты (Оксифос КД-6) или его калиевая соль (Оксифос А, Оксифос Б - ТУ 6-02-1177-79).

В качестве азотсодержащего блоксополимера оксида этилена и оксида пропилена на основе этилендиамина используется Дипроксамин-57, Дипроксамин-157 (ТУ 6-14-614-76), Проксамин HP-71, Tetronic serie (BASF) или Genapol PF (Hoechst, Германия)).

Триалкиламмониометансульфонат (Сульфобетаин) [(С _nН_2n+1)₃NCH ₂SO₂], где n=10-18, используется в качестве амфолитного поверхностно-активного вещества.

Аммонийные соли низкомолекулярных (C₂-C ₅) карбоновых кислот используются в виде деэмульгатора АК НМК.

В качестве натрий алкилбензолсульфоната используется Сульфонол (ТУ 6-14-30-69), Сульфонол 40% или Сульфонол СП (ТУ 07510508.135-98).

В качестве алифатических спиртов группы С₁-С₂ используется спирт этиловый технический (ГОСТ 17299-78), спирт пропиловый (ГОСТ 69-95-77) или спирт изопропиловый (ГОСТ 9805-84).

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 0,001-100%.

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 периферийного кольцевого потока.

3. Эффективность предотвращения образования АСПО.

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

5. Нефтевытесняющая способность и коэффициент нефтевытеснения при различных пластовых температурах.

6. Кинетика смачивающей способности.

7. Моющая способность в нейтральных, щелочных и кислых средах.

Примеры конкретного использования.

При смешении компонентов сначала смешивают амфолитное поверхностно-активное вещество 0,5-5%, натрий алкилбензолсульфонат 10-20% и аммонийные соли низкомолекулярных (C₂-C₅) карбоновых кислот 1-5%. Смесь выдерживают до полной гомогенизации. Получают, таким образом, комплексный модификатор, а затем смешивают его в количестве 11,5-30% с остальными компонентами. Соотношение компонентов указано в таблице 1.

В таблице 1 примеры 1 и 2 - известные, примеры 3-11 - согласно предложенному изобретению.

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 KB рассчитывался по формуле

KB=Vн2/Vн1,

где Vн2 - объем нефти, вытесненной испытуемым составом из керна, мл,

Vн1 - объем нефти, взятый для предварительного насыщения керна, мл.

Нефтевытесняющая способность состава НВС рассчитывалась по формуле

НВС=Vн2/Vпор,

где Vпор - предварительно определенный поровый объем керна, мл.

Гидравлические сопротивления при движении по трубам высоковязких нефтей определяли на трубчатом реометре разомкнутого типа с двумя оперированными 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 испытуемого 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-mi)·100%/m0,

где m0 - масса АСПО, отложившаяся на стенках "холодного цилиндра" из контрольной пробы (без введения в нефть состава), mi - 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 триалкиламмониометансульфоната, алкилбензолсульфоната и аммонийной соли низкомолекулярных (C₂ -C₅) карбоновых кислот, обеспечивает в отличие от прототипа повышение эффективности комплексного действия состава в технологических операциях нефтедобычи, а также расширение его функций (улучшение нефтевытесняющей способности в пластовых условиях, улучшение коллекторских свойств и увеличение охвата воздействием призабойной зоны пласта в кислотной и щелочной среде), дает более значительное и длительное по сравнению с прототипом снижение гидравлических сопротивлений при движении высоковязкой нефти по трубам. Низкая стабилизирующая способность состава позволяет использовать его многократно, что способствует предотвращению загрязнения окружающей среды при проведении технологических операций интенсификации работ добывающих и нагнетательных скважин, трубопроводов и резервуаров.

Таблица 1
Составы реагентов
№№ пп	Наименование компонента	Содержание компонентов, мас.%
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
		Известные
		[1]	[2]
1	Неионное ПАВ:
	Синтанол ДТ7	7	-	-	-	-	-	2	10	-	-	-
	НеонолАФ9-12	-	10	9	6	2	10	-	-	6	6	5
2	Полиэлектролит:
	АТ2	-	-	-	-	1	7	-	-	-	-	-
	ВПК402	-	1,5	3,5	1,5	-	-	7	1	1,5	1,5	1
3	Na-алкансульфонат:	35	65	50,5	48,5	42,5	42	42	55	23,5	20,5	24,5
4	Алкилфосфат:
	Оксифос Б	3	3	3,5	1	3,5	5	-	-	3,5	3,5	-
	Оксифос КД6	-	-	-	-	-	-	3,5	3,5	-	-	3
5	Блоксополимер оксида этилена и пропилена:
	Дипроксамин 157	-	15	8	25	15	15	25	5	15	10	5
6	Триэтаноламин	-	5	-	-	-	-	-	-	-	-	-
7	Комплексон	-	0,5	0,5	2	0,5	1	0,5	0,5	2	0,5	1
8	Уайтспирит	10	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
9	Амфолитное ПАВ:
	Сульфобетаин	-	-	2	5	0,5	2	2	2	0,5	5	0,5
10	Аммонийные соли карбоновых кислот:
	деэмульгатор АК НМК	-	-	3	1	5	3	3	3	3	3	5
11	Na-алкилбензолсульфонат	20	-	20	10	30	15	15	20	15	10	30
12	Спирт изопропиловый	15	-	-	-	-	-	-	-	10	30	15
13	Этиленгликоль	10	-	-	-	-	-	-	-	20	10	10

Таблица 2
Технологические свойства водных растворов реагентов
Свойства состава	№№ состава по таблице 1
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Снижение гидравлических сопротивлений, %	34,6	40,1	50,3	49,8	49,6	51,3	49,9	50,1	52,6	52,6	53,8
Гидродинамическая устойчивость периферийного кольцевого потока, мин	20	130	>300	>300	>300	>300	>300	>300	>300	>300	>300
Эффективность защиты поверхности от АСПО, %
нефть узеньская	89	88	91,8	92,5	92	92,6	92,6	93,6	91,9	89,3	92,3
нефть модельная	45	53	57,6	57,6	57,8	59	58,8	59	59	59,1	58,9
Стабилизирующая способность, мг/л	38	17,2	11,1	11,6	11,8	12,9	13	13,5	11,5	11,6	11
Моющая способность:
АСПО на металле, щелочная среда, баллы ГОСНИТИ	8	8,5	9,5	9	9	9	9	9,5	10	10	10
АСПО на металле, кислая среда, баллы ГОСНИТИ	6	6,5	9	8,5	9	9	9	9	9,5	9,5	9,5
АСПО в пористой среде, вес.%	93	98	99	99	99	99	99	99	99	99	99
Эффективность ингибирования отложений минеральных солей, %:
сульфат кальция и сульфат бария	-	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100
карбонат кальция	-	98	100	100	100	100	100	100	100	100	100
Коэффициент нефтевытеснения:
нефть осташкинская	-	0,81	0,86	-	0,86	0,83	0,85	-	0,84	0,88	0,88
нефть узеньская	0,33	0,52	0,74	0,78	-	0,76	0,76	0,79	0,8	0,8	0,81
Нефтевытесняющая способность:
при температуре 20°С	0,32	0,35	0,37	0,39	0,4	0,39	0,38	0,39	0,39	0,39	0,4
при температуре 90°С	0,17	0,3	0,39	0,42	0,43	0,43	0,4	0,42	0,43	0,43	0,43