EA000073B1

EA000073B1 - Способ повышения эффективности используемых при добыче нефти и газа химикатов

Info

Publication number: EA000073B1
Application number: EA199700103A
Authority: EA
Inventors: Ричард Джордж Чепмэн; Иан Ральф Коллинз; Стивен Поль Гудвин; Эндрю Ричард Люси; Невин Джон Стюарт
Original assignee: Бп Кемикэлз Лимитед
Priority date: 1995-01-19
Filing date: 1996-01-11
Publication date: 1998-06-25
Also published as: NZ298119A; NO973282D0; CN1179196A; HU221063B1; GEP20002336B; RO120090B1; NO973282L; FI973064A0; PL179771B1; BR9606922A; DK0800611T3; US5690174A; TR199700655T1; EP0800611A1; IN192172B; EP0800611B1; DE69600687D1; WO1996022451A1; ATE171511T1; HUP9802427A2

Description

Настоящее изобретение относится к химикатам для нефтяных месторождений, в частности к химикатам для нефтедобычи и их применению.

Применение химикатов некоторых типов при добыче нефти из нефтяных скважин и для повышения производительности при нефтедобыче из таких скважин хорошо известно. Один из таких способов описан в патенте США 3481870, в котором представлены методы и композиции для извлечения органических отложений, например, таких как парафин, воски, асфальтовые и битуминозные материалы с торцевой поверхности нефтеносного пласта, с экрана или из колонны труб, не доходящих до устья скважины, из скважинного насоса, обсадной трубы или подъемной трубы скважины. Используемые композиции включают гликолевые простые эфиры, такие как, например, изобутилтригликолевый эфир, оксиэтилированный бутилфенол, изопропанол и воду. Однако ни в одном описании не сказано, что в эксплуатационных скважинах возникают проблемы, связанные с неорганическими отложениями, такими как накипь, или что описанный способ позволяет ингибировать образование накипи.

Среди известных химикатов, применяемых на нефтяных месторождениях, есть ингибиторы отложений, которые используют в эксплуатационных скважинах с целью остановки образования отложений в формациях и/или в нисходящих эксплуатационных скважинах и поверхностных технологических линиях. Отложения не только вызывают уменьшение размеров пор в формациях (также известное как ухудшение коллекторских свойств) и, следовательно, снижение производительности при нефте- и/или газодобыче, но также закупорку трубопроводов и трубчатого оборудования во время надземной переработки. Для устранения этого эксплуатационные скважины подвергают так называемой обработке с закрытием скважины, в ходе проведения которой водную композицию, включающую ингибитор образования отложений, обычно под давлением нагнетают в эксплуатационную скважину, прокачивают в пласт и удерживают в нем. Эта композиция адсорбируется на поверхности формации и, таким образом, ингибирует образование отложений за счет медленного выщелачивания и миграции в добываемую воду, сохраняя открытым доступ к нефти в формации. Такую обработку с закрытием скважины следует проводить регулярно, например, по меньшей мере, один или несколько раз в год, если необходимо поддержать высокую производительность, что приводит к простою с полным прекращением добычи. Общее уменьшение объема добычи за год соответствует числу таких простоев во время операций прокачки под давлением/закрытия скважины, а также падению производительности из-за проблем накопления отложений.

Согласно настоящему изобретению были созданы средства и разработан способ повышения эффективности химикатов, используемых при добыче, в частности ингибиторов образования отложений, что позволяет тем самым сократить число необходимых периодов прокачки под давлением/закрытия скважины и повысить производительность. Более того, для достижения этой цели согласно изобретению создана композиция, которая обладает стабильностью при хранении и транспортировке.

Таким образом, предметом настоящего изобретения является способ повышения эффективности используемых при добыче химикатов, позволяющий сократить число операций прокачки под давлением и закрытия скважины, что является необходимым для повышения производительности нефтяной скважины, путем ингибирования образования отложений в этой скважине, что достигается нагнетанием под давлением в нефтеносную формацию смешивающейся с водой композиции, содержащей:

(а) смешивающееся с водой поверхностноактивное вещество, которое представляет собой алкилтригликолевый эфир, и (б) по меньшей мере, один смешивающийся с водой химикат, используемый для добычи нефти или добычи газа и представляющий собой ингибитор образования отложений, и удерживанием этой композиции в формации в течение периода закрытия скважины, что позволяет компонентам такой композиции адсорбироваться нефтеносной формацией и действовать в качестве ингибитора отложений, причем эти компоненты композиции вводят в формацию либо в виде предварительно приготовленного единого гомогенного состава, либо каждый по отдельности, одновременно или последовательно в любом порядке.

Приемлемая алкильная группа в алкилтригликолевом эфире может быть прямоцепочечной или разветвленной и содержит 3-6 углеродных атомов, предпочтительно 3-5 углеродных атомов. В более предпочтительном варианте алкильная группа в алкилтригликолевом эфире содержит 4 углеродных атома, а особенно предпочтительное соединение представляет собой н-бутилтригликолевый эфир (также известный как моно-н-бутиловый эфир триэтиленгликоля).

В том случае, когда компоненты, входящие в состав композиции, нагнетают в формацию в виде предварительно приготовленного состава, эта композиция представляет собой соответственно гомогенный водный раствор, содержащий оба компонента в определенных пропорциях, позволяющих сохранять эту гомогенность композиции.

Таким образом, в соответствии с одним из вариантов выполнения настоящего изобретения предлагается гомогенная композиция, включающая растворенные в водной среде (а), по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество, представляющее собой нбутилтригликолевый эфир, в количестве 1-20 вес.% и (б), по меньшей мере, один химикат, используемый для добычи нефти или добычи газа, в количестве 1-25 вес.%.

Другой аспект настоящего изобретения относится к способу введения гомогенной композиции, включающей химикат, используемый при добыче нефти или добыче газа и представляющий собой ингибитор образования отложений, и поверхностно-активное вещество, в формацию, несущую нефть и/или газ, который предусматривает подачу этой гомогенной композиции в нижнюю часть эксплуатационной скважины и, следовательно, в формацию.

Изобретение предусматривает также применение гомогенной композиции согласно изобретению для повышения эффективности действия химиката, используемого при добыче нефти или добыче газа, представляющего собой ингибитор образования отложений, в формации, в частности за счет увеличения продолжительности удерживания этого химиката в формации.

Выражение гомогенная композиция в контексте данного описания означает, что композиция представляет собой однофазную систему, т.е. каждый из компонентов композиции в случае их раздельного, последовательного или одновременного введения в формацию является гомогенным и смешивающимся с водой, а также является гомогенным при введении в формацию в виде предварительно приготовленного единого состава.

Очевидно, что когда компоненты такой композиции вводят каждый по отдельности, одновременно или последовательно, то их вводят не в виде предварительно приготовленного состава, и, следовательно, понятие гомогенности композиции оказывается неприменимым. Однако в этом случае предпочтительно, чтобы каждый из используемых компонентов был сам по себе гомогенным, а также смешивающимся с водой. Приемлемое значение рН композиции составляет 0,1-6,0 и в целом этот показатель рассматривается как имеющий значение только в случае применения такого предварительно приготовленного состава. В предпочтительном варианте рН компонента (б) необходимо регулировать так, как это указано выше.

Таким образом, используемая композиция соответственно включает поверхностноактивное вещество, представляющее собой, по меньшей мере, один алкилтригликолевый эфир, и, по меньшей мере, один используемый для добычи химикат и остается прозрачный и стабильной в интервале температур от комнатной до, по крайней мере, приблизительно 45°С. Такое поверхностно-активное вещество соответственно содержится в композиции в количестве от 1 до 20 вес.%, предпочтительно от 5 до 15 вес.%, более предпочтительно от 5 до 1 2 вес.%.

При осуществлении настоящего изобретения предусмотрена возможность использования потоков побочных продуктов, образующихся в процессе получения простых гликолевых эфиров и включающих в высокой концентрации алкилтригликолевые эфиры, например, такие как н-бутилтригликолевый эфир. Один такой поток побочных продуктов включает приблизительно 75 вес.% н-бутилтригликолевого эфира, примерно 2,5 вес.% бутилдигликолевого эфира, около 19% бутилтетрагликолевого эфира и приблизительно 2% бутилпентагликолевого эфира. Относительное содержание компонентов (а) и (б) в композиции можно варьировать в широких пределах в зависимости от того, каким образом эти компоненты вводят в формацию, а именно, одновременно, последовательно или в виде предварительно приготовленного единого состава, что определяется необходимостью поддерживать гомогенность при рабочих температурах и солености пласта. Так, например, при относительно высоких концентрациях поверхностно-активного вещества, относительно высоких температурах или крайне низких температурах предварительно приготовленный состав может потерять свою гомогенность в таких условиях вследствие пониженной растворимости одного или нескольких компонентов композиции. В таких случаях небольшие количества солюбилизирующего агента, такого как, например, низший алифатический спирт, прежде всего метанол или этанол, можно либо добавлять в эту негомогенную предварительно приготовленную композицию, либо использовать для частичной замены поверхностно-активного вещества в композиции с целью сохранения гомогенности композиции.

Таким образом, гомогенные предварительно приготовленные композиции по настоящему изобретению помимо алкилтригликолевого эфира могут включать сорастворитель, такой как, например, низший алифатический спирт, прежде всего метанол или этанол.

В качестве водной среды в композиции можно использовать пресную, водопроводную, речную, морскую, добываемую или пластовую воду при общей солености, например, 0-250 г/л, такой как 5-50 г/л, а ее рН может составлять 0,59. В случае использования морской воды композиция обычно характеризуется значением рН, соответствующим высокой кислотности и находящимся в интервале от 0,1 до 1,5, что обусловлено присутствием сильнокислотного, используемого для добычи химиката, представляющего собой ингибитор образования отложений. В этих случаях может оказаться необходимым нейтрализовать кислотность композиции с использованием гидроксида щелочного металла, прежде всего гидроксида натрия, гидроксида калия или гидроксида лития, с целью довести значение рН композиции до предпочтительного интервала, составляющего от 0,1 до 6,0. Было установлено, например, что применение гидроксида лития в качестве нейтрализующего агента вместо других гидроксидов щелочных металлов делает допустимым относительно высокое содержание в композиции поверхностноактивного вещества, когда необходимо поддержать гомогенность этой композиции.

Химикат, используемый при добыче нефти или добыче газа, включает ингибитор образования отложений. Этот ингибитор образования отложений эффективно останавливает образование кальциевых и/или бариевых отложений не в стехиометрических количествах, а скорее в пороговых количествах. Он может представлять собой водорастворимое органическое соединение, в молекуле которого содержится, по меньшей мере, 2 группы карбоновой и/или фосфоновой кислоты и/или сульфоновой кислоты, например, от 2 до 30 таких групп. В предпочтительном варианте ингибитор образования отложений представляет собой олигомер либо полимер или же может быть мономером с, по меньшей мере, одной гидроксильной группой и/или атомом азота аминогруппы, прежде всего в гидроксикарбоновой кислоте, гидрокси- либо аминосульфоновой кислоте или сульфоновой кислоте. Такой ингибитор используют главным образом для ингибирования кальциевых и/или бариевых отложений. Примерами таких соединений, которые используют в качестве ингибиторов, являются алифатические фосфоновые кислоты с 2-50 углеродными атомами, такие как гидроксиэтилдифосфоновая кислота, и аминоалкилфосфоновые кислоты и их производные, например, полиаминометиленфосфонаты с 2-10 N-атомами, в частности такие, каждый из которых содержит, по меньшей мере, по одному остатку метиленфосфоновой кислоты. Примерами этих последних являются этилендиаминтетра(метиленфосфонат), диэтилентриаминпента(метиленфосфонат) и триамин- и тетраминполиметиленфосфонаты с 2-4 метиленовыми группами между каждым N-атомом, причем, по меньшей мере, 2 из этого числа метиленовых групп в каждом фосфонате являются различными (например, такими, которые представлены более подробно в опубликованной европейской заявке ЕА-479462, которая включена в настоящее описание в качестве ссылки). Другими ингибиторами образования отложений являются поликарбоновые кислоты, такие как молочная и винная кислоты, и полимерные анионоактивные соединения, такие как поливинилсульфоновая кислота и поли(мет)акриловые кислоты, необязательно включающие, по меньшей мере, некоторые фосфонильные или фосфинильные группы подобно фосфинилполиакрилатам. Такие ингибиторы образования отложений, по меньшей мере, частично находятся в форме их солей щелочных металлов, например натриевых солей.

Количество используемого при добыче химиката, включающего ингибитор образования отложений, составляет от 1 до 25 вес.% в пересчете на композицию в целом, предпочтительно от 5 до 15 вес.%, более предпочтительно от 6 до 1 0 вес.%. В этих пределах используемое количество зависит от природы применяемого химиката и цели его применения и соответствует гомогенности композиции.

В отношении композиций по настоящему изобретению, прежде всего тех, которые представляют собой предварительно приготовленные гомогенные составы, важным является то, что они должны оставаться прозрачными и стабильными в интервале температур от комнатной до, по меньшей мере, приблизительно 45°С. Однако в пределах интервалов концентраций компонентов, указанных выше, можно разработать композиции, которые остаются стабильными в значительно более широком интервале температур, при которых применяют эти композиции, например, от комнатной температуры до температуры в эксплуатационной скважине (например, от 90 до примерно 150°С, в частности приблизительно 110°С). При осуществлении настоящего изобретения, когда компоненты композиции нагнетают под давлением в эксплуатационную скважину либо в виде предварительно приготовленного состава, либо одновременно или последовательно, используемые при добыче химикаты, входящие в состав композиции, адсорбируются формациями и удерживаются ими в течение относительно длительных периодов. Применение относительно небольших молекул, таких как молекулы С₃-С₆-алкилтригликолевого эфира, в качестве поверхностно-активного вещества позволяет избежать использования больших молекул поверхностно-активного вещества (содержащих алкильные группы >С₆), сводя тем самым к минимальному любой риск образования агрегатов поверхностно-активного вещества, что, в свою очередь, может привести к образованию высоковязких эмульсий, вызывающих закупорку скважин.

Следовательно, такая композиция может включать, кроме того, другие компоненты, такие как (I) другие используемые для добычи химикаты или (II) сорастворители, благодаря которым, если это требуется, композиция остается стабильной при относительно высоких температурах или когда поверхностно-активное вещество используют в концентрациях, находящихся в верхнем квартиле вышеприведенного интервала. Однако такие композиции практически не должны содержать не смешивающихся с водой компонентов. Примеры других используемых при добыче химикатов включают соединения, которые могут представлять собой ингибиторы (I) коррозии, (II) образования газового гидрата, осаждений (III) восков или (IV) асфальтенов, либо могут представлять собой акцептор сероводорода и диспергатор восков.

Таким образом:

(I) ингибиторы коррозии представляют собой соединения для ингибирования коррозии стали, прежде всего в анаэробных условиях; в качестве таковых предпочтительно использовать пленкообразователи, способные осаждаться в виде пленки на металлическую поверхность, например, стальную поверхность, такую как стенка трубопровода; такие соединения могут представлять собой некватернизованные гидрокарбильные N-гетероциклические соединения с длинными алифатическими цепями, у которых алифатические гидрокарбильные группы могут быть такими, как указанные выше гидрофобные группы, причем предпочтительны моно- или диэтиленовые ненасыщенные алифатические группы, например, с 8-24 углеродными атомами, такие как олеил; N-гетероциклическая группа может включать 1-3 кольцевых атома азота с 5-7 кольцевыми атомами в каждом кольце, причем предпочтительны имидазольные и имидазолиновые кольца; кольцо может также включать аминоалкиловый, например 2-аминоэтиловый, или гидроксиалкиловый, например 2гидроксиэтиловый, заместитель; может быть использован олеилимидазолин;

(II) ингибитор образования газового гидрата может представлять собой твердое полярное соединение, в качестве которого можно использовать полиоксиалкиленовое соединение, алканоламид, тирозин или фенилаланин;

(III) ингибитор осаждения асфальтенов может представлять собой амфотерную жирную кислоту или соль алкилсукцината, тогда как ингибитор осаждения восков может представлять собой полимер, такой как олефиновый полимер, например полиэтилен, или сополимерный сложный эфир, например этиленвинилацетатный сополимер, а диспергатор для восков может представлять собой полиамид; в качестве акцептора сероводорода может быть использован окислитель, такой как неорганическая перекись, например перекись натрия, диоксид хлора или альдегид, например, с 1-10 углеродными атомами, такой как формальдегид, глутаровый альдегид или (мет)акролеин.

Предварительно приготовленные гомогенные композиции по настоящему изобретению в случае их использования можно соответствующим образом получать добавлением поверхностно-активного вещества (компонент а) в водный раствор химиката (компонент б), используемого для добычи нефти или добычи газа и представляющего собой ингибитор образования отложений, с последующим осторожным перемешиванием. Если готовый продукт вначале оказывается мутным, то в этом случае обычно необходимо либо незначительное регулирование относительного содержания компонентов, либо использование сорастворителя другой природы, соответственно в других количествах или при другой температуре. Вязкость этого продукта соответственно такова, что при температуре продуктивного пласта, например, при 100°С, он легко закачивается в нисходящую скважину. Предварительно приготовленные композиции по настоящему изобретению можно получать с использованием концентратов компонентов (а) и (б), которые можно транспортировать как таковые к месту применения, где их в соответствующих количествах, необходимых для достижения требуемой гомогенности, смешивают в водной среде, в которой растворен химикат. Предварительно приготовленную композицию можно нагнетать под соответствующим давлением в нефтеносную зону, например в формацию, по эксплуатационной скважине, в частности в нижнюю часть сердцевины, а затем нагнетать отдельную жидкость для продавливания предварительно приготовленной композиции внутрь нефтеносной зоны. Эту жидкость можно применять как затопляющую массу, в качестве которой можно использовать морскую воду или дизельное топливо. Далее композицию оставляют (закрывают) в нефтеносной зоне, а нефтедобычу временно прекращают. При проведении этого процесса под давлением нагнетания закаченная композиция просачивается через нефтеносную зону. В период закрытия закаченная композиция контактирует с находящимися в продуктивном пласте текучими средами и образует in situ двухфазную или трехфазную систему, которая может находиться в форме эмульсии и которая проявляет целевое поверхностное и фазовое поведение. Это явление носит название эффекта выжимания, который позволяет поддержать извлечение нефти из таких зон. С использованием композиций по настоящему изобретению часто может быть достигнута необходимая продолжительность контактирования в 5-50 ч, например 20-30 ч. По завершении этого периода добыча нефти может быть возобновлена. В случае, когда используемым для добычи химикатом является ингибитор образования отложений, производительность при добыче нефти первоначально может быть высокой, поскольку в добываемой воде обычно содержатся растворимые кальциевые соединения. С течением времени, например по прошествии 2-4 месяцев, производительность обычно снижается, а также значительно снижается содержание растворимых солей, что может привести к возникновению проблем, связанных с образованием отложений в формации, после чего добычу можно прекратить и закачать в скважину свежую порцию композиции. Аналогичные методы можно осуществлять для ингибирования отложений асфальтенов, ингибирования отложений или диспергирования восков и связывания сероводорода, хотя для ингибирования коррозии и образования газового гидрата композицию обычно нагнетают по нисходящей скважине непрерывно.

Дополнительной особенностью композиций по настоящему изобретению является то, что когда многофазную смесь, включающую, например, ингибитор образования отложений, нефть и алкилтригликолевый эфир, по завершении вышеописанного процесса прокачки под давлением поднимают на поверхность, во время последующего ее охлаждения большая часть гликолевого эфира входит скорее в водную фазу, а не в нефтяную фазу этой смеси. Таким образом, этот гликолевый эфир не приводит к возникновению каких-либо проблем как при осуществлении последующих стадий добычи, так и при проведении операций переработки, например, таких, которые способствуют возникновению замутнения топлива из-за наличия воды, солюбилизированной в этом гликолевом эфире. Более того, если выделенную водную фазу сбрасывать в море, в теплом слое морской воды возможно относительно быстрое биоразложение растворенного гликолевого эфира, что сводит к минимуму загрязнение окружающей среды. Кроме того, применение композиций по настоящему изобретению позволяет повысить эффективность химиката для месторождений нефти или газа, например, вдвое в случае ингибиторов образования отложений, благодаря чему возможно уменьшение ежегодного расхода этого химиката в сравнении с тем, который обычно требуется для этих целей, а также соответственно сокращение простоя на время обработки таким химикатом и закрытия скважины, что приводит к повышению производительности.

Такой способ можно равным образом эффективно осуществлять последовательным нагнетанием в эксплуатационную скважину компонентов композиции.

Сущность настоящего изобретения проиллюстрирована на следующих примерах.

Пример 1.

1.1 Основная композиция, способная по внешнему виду оставаться прозрачной и светлой в интервале температур от комнатной до 95°С и использованная в последующих экспериментах, имела следующий состав:

Dequest® 2060S (ингибитор образования отложений, фирма Monsanto) 10 вес.ч.

Морская вода 75 вес.ч.

Поверхностно-активное вещество 15 вес. ч.

Значение рН этой композиции не регулировали.

1.2 Испытание на стабильность проводили с использованием введенных в состав вышеприведенной основной композиции (1.1) 15 частей технического поверхностно-активного вещества на основе смеси гликолевых эфиров (в соответствии с изобретением) следующего приблизительного состава:

н-Бутилтригликолевый эфир 75 вес.% н-Бутилдигликолевый эфир 2,5 вес.% н-Бутилтетрагликолевый эфир 19,0 вес.% н-Бутилпентагликолевый эфир 2,0 вес.%

Эта композиция представляла собой гомогенный желтый раствор. При нагревании образца этой гомогенной композиции от комнатной температуры (когда она представляла собой единую фазу) с перемешиванием при 95,5°С наблюдали фазовый переход с началом появления замутненности композиции. При еще более высокой температуре и стоянии без перемешивания над более объемной нижней желтой фазой образовывалась отдельная бесцветная фаза (верхняя фаза предположительно состояла главным образом из н-бутилтригликолевого эфира).

Пример 2.

Цель данного примера заключалась в определении, образует ли каждая из вышеприведенных композиций при смешении с сырой нефтью из магистрального нефтепровода с месторождения Forties [Forties Main-Oil Line Fluids (FMOLF)] среднюю фазу в трехфазной смеси [в соответствии с мнением Nelson R.C. и Pope G.A., высказанном в работе на основе достоверных результатов, озаглавленной Phase Relationships in Chemical Flooding, публикация № SPE 6773 Society of Petroleum Bngineers of the USA, и опубликованной American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum Engineers, Inc. (1977)] при температуре 95°С, что указывает на способность таких испытываемых композиций захватывать нефть (которая иначе могла бы быть захваченной формациями).

В процессе нагревания гомогенного желтого раствора композиции, описанной в приведенном выше разделе (1.2) (10 г композиции содержат 1,5 г технической поверхностноактивной смеси), с перемешиванием в присутствии 2 г добавленной FMOLF при 95°С наблюдали трехфазную систему. Эти три фазы представляли собой верхнюю черную жидкость (предположительно главным образом сырую нефть), среднюю оранжево-красную фазу (предположительно главным образом техническую поверхностно-активную смесь) и нижнюю желтую фазу (предположительно главным образом водный раствор продукта Dequest ). Согласно наблюдениям эта трехфазная система сохранялась в течение семи дней и, как предполагали, она могла бы существовать неопределенно долго. Более того, как показали наблюдения, при перемешивании средняя фаза легко разрушалась с образованием капелек или нитей, которые вытягивались вниз, проникая внутрь нижней фазы. При стоянии средняя фаза и нижняя фаза в равной степени смачивали стенку испытательного стеклянного сосуда. Эти наблюдения соответствовали данным о низком межфазном натяжении, которое существует между водной и маслянистой фазами, как описано у Nelson и Pope в вышеприведенной публикации.

Пример 3.

Для проведения следующих экспериментов согласно общей методике применяли гомогенную композицию, состав которой был в целом аналогичен приведенному выше в примере

1. Однако в данном случае вначале 10 частей продукта Dequest® 2060S смешивали с 75 частями морской воды, а затем с использованием либо твердого гидроксида натрия (примеры 3.13.3), либо твердого моногидрата гидроксида лития (примеры 4.1-4.3) регулировали значение рН, доводя его до 2. Как и в вышеприведенном примере 1 , количество поверхностно-активного вещества, использованного в каждом случае, составляло 1 5 вес. ч.

Благодаря регулированию рН эта композиция оставалась гомогенной (т.е. по внешнему виду прозрачной и светлой) в интервале температур от комнатной до 110°С. Цель этих примеров состояла в определении, образует ли тройная смесь, приготовленная с использованием вышеприведенной композиции, при смешении с сырой нефтью сорта North Alwyn из Северного моря, Великобритания (плотность, определенная по методу Американского нефтяного института, №№ 37,2-42,1), как указано в работе The Geological Society, Лондон, опубликованной в United Kingdom Oil and Gas Fields 25 Years Commemorative Volume, Memoir N9 14, под редакцией I.L. Abbotts (1991), при 110° С среднюю фазу, как это описано в приведенном выше примере 2.

3.1 Эксперимент проводили с использованием гомогенной композиции, содержавшей 1 5 вес. ч. технической поверхностно-активной смеси, которую применяли в приведенном выше примере 1 .2. При нагревании и одновременном перемешивании образца этой композиции от комнатной температуры (когда он представлял собой единую фазу) фазовый переход наблюдали в пределах 48-49°С, когда в композиции появлялась замутненность.

3.2 Последующий эксперимент проводили с использованием той же самой композиции, что и в примере 3.1, за исключением того, что 7 вес. ч. технической поверхностно-активной смеси, которую применяли в составе композиции из этого примера, заменяли 7 вес. ч. метанола.

При нагревании образца этой композиции, содержавшей метанол, в стеклянной трубке высокого давления Бучи от комнатной температуры (когда он представлял собой единую фазу) до 90°С никакого фазового перехода не наблюдали.

Этот эксперимент показывает, что при использовании композиций, включающих поверхностно-активное вещество в относительно высокой концентрации, негомогенность композиции можно устранить, заменяя часть поверхностно-активного вещества метанолом, и, следовательно, можно восстановить гомогенность такой композиции и существенно повысить ее стабильность.

3.3 Во время нагревания и перемешивания образца композиции в соответствии с примером

3.2 (25 г композиции содержат 2,0 г технической поверхностно-активной смеси, указанной в примере 1.2, и 1,75 г метанола) в присутствии 2 г добавленной сырой нефти North Alwyn в стеклянной трубке высокого давления Бучи при 110°С наблюдали трехфазную систему. Эти фазы и их поведение были аналогичны фазам в композиции из вышеприведенного примера 2.

Пример 4.

4.1 Композицию, содержавшую 15 вес. ч. технической поверхностно-активной смеси из вышеприведенного примера 1.2, но в остальных отношениях характеризующуюся основным составом, указанным в вышеприведенном примере 3, постепенно нагревали и перемешивали в стеклянной трубке высокого давления Бучи, начиная от комнатной температуры, когда эта композиция включала всего одну фазу. Фазовый переход наблюдали в пределах 67-68°С, когда в композиции начинала появляться замутненность.

4.2 Эксперимент, описанный в вышеприведенном разделе 4.1 , повторяли, за исключением того, что 6 вес. ч. технической поверхностноактивной смеси в составе этой композиции заменяли 6 вес. ч. метанола.

При постепенном нагревании и перемешивании этой измененной композиции, содержавшей метанол, в стеклянной трубке высокого давления Бучи, начиная от комнатной температуры (когда композиция представляла собой единую фазу), до 109°С с последующим повышением температуры по истечении одного часа до 115°С, не наблюдали никакого фазового перехода. Этот эксперимент также показывает, что при применении композиций, содержащих поверхностно-активное вещество в относительно повышенной концентрации, негомогенность композиции можно устранить, заменяя часть поверхностно-активного вещества метанолом, и, следовательно, гомогенность такой композиции можно восстановить и существенно повысить ее стабильность.

4.3 Во время нагревания и перемешивания смеси композиции в соответствии с примером

3.2 (30,0 г композиции содержат 2,7 г поверхностно-активного вещества, использованного в примере 1.2, и 1,8 г метанола) с 4 г добавленной в нее сырой нефти сорта North Alwyn в стеклянной трубке высокого давления Бучи при 110°С наблюдали трехфазную систему. Эти фазы и их поведение были аналогичны результатам, полученным в описанном выше примере 2.

Пример 5.

По эффективности ингибирования образования отложений гомогенную композицию, описанную в приведенном выше примере 3.2, сопоставляли с контрольной композицией (не соответствующей изобретению), включавшей только продукт Dequest 2060S (10 вес. ч.) и морскую воду (90 вес. ч.) для имитации процесса обработки прокачкой под давлением.

Из песчаникового керна, извлеченного из скважины в группе Brent в Северном море, высверливали вертикальные керны длиной по 15 см. Из каждого 15-сантиметрового керна экстракцией растворителями, используя последовательно толуол, а затем метанол/хлороформ, удаляли нефть, после чего их устанавливали в вертикальной колонке, снабженной на входе и выходе кранами. Через керн при комнатной температуре пропускали дегазированную морскую воду при рН 5,5 до насыщения. Затем внутрь керна пропускали 5 объемов пор дегазированной сырой нефти Brent (профильтрованной для удаления материала с частицами крупнее 1 0 мкм) с расходом 150 мл/ч до тех пор, пока из выходного крана не переставала поступать собираемая вода. Далее керн выдерживали в течение 24 ч при 110°С, имитируя температуру в продуктивном пласте, после чего нагнетали с расходом 150 мл/ч дегазированную морскую воду при рН 5,5 до тех пор, пока из выходного крана не переставала поступать собираемая нефть. В результате керн содержал остаточную нефть насыщения и остаточный рассол насыщения и имитировал, таким образом, нефтеносную формацию нисходящей скважины.

Керн охлаждали до 40°С без доступа газа, а затем с расходом 30 мл/ч нагнетали 8-10 объемов пор ингибиторной среды (которая описана ниже) до насыщения. После этого краны перекрывали, керн повторно нагревали до 110°С и выдерживали при этой температуре в течение 17

ч. Далее через керн с расходом 30 мл/ч пропускали дегазированную морскую воду при рН 5,5 и периодически отбирали пробы выходящего потока и анализировали на содержание в них ингибитора до тех пор, пока концентрация ингибитора не опускалась ниже 5 ч./млн. Затем керн охлаждали и заливали метанолом с последующими сушкой и оценкой методом сканирующей электронной микроскопии влияния любого эффекта обработки на морфологию глины или пор; при этом такого эффекта не было обнаружено.

С применением вышеописанного метода проводили две серии экспериментов: одну с использованием композиции, описанной в приведенном выше примере 3.2, а другую с использованием контрольной композиции, которая включала только соответствующий ингибитор в той же самой весовой процентной концентрации и при рН 2 и морскую воду.

Соотношение между количеством ингибитора в выходящем потоке и объемом морской воды, пропущенной через керн (выражено в виде числа объемов пор раствора), является мерой количества ингибитора, поглощенного формацией первоначально, и скорости его выделения,

т. е. мерой скорости выделения ингибитора из формации в процессе добычи (т.е. сопротивления выщелачиванию), и, следовательно, мерой эффективности ингибирования образования отложений по времени. Полученные результаты представлены в табл. 1.

Таблица 1

Пример 5	Контрольный пример (сравнительное испытание)
Число объемов пор	Концентрация ингибитора (ч./млн)	Число объемов пор	Концентрация ингибитора (ч./млн)
0,08	33122	0,06	22040
0,45	11962	0,69	3982
0,95	4445,8	0,94	3054
1,95	4231,2	2,19	258,4
9,81	1054,4	9,56	84,8
102,51	148,17	107,69	45,6
189	80,1	188,94	31,5
255,5	67,5	292,38	18,7
393,67	35,3	401,75	12
454,67	25,7	489,25	8,7
551,2	17,5	591,75	5,2
611,09	15	629,63	4,9
705,68	10,6
830,06	7
920	4,1

Пример 6.

Эксперимент данного примера проводили с использованием слоя песка, моделирующего пласт, вместо керна, который применяли в примере 5. Проводили две серии испытаний: (I) прямое повторение примера 5 с использованием гомогенного раствора и (II) - повторение примера 5, но с осуществлением при этом последовательного добавления, в ходе которого вначале в слой песка вводили поверхностно-активное вещество, а затем порцию ингибитора образования отложений.

Композицию для вышеупомянутой серии (I) готовили из следующих компонентов:

Используемый ингибитор Dequest® 2060S	10 вес.ч.
Количество используемой морской воды	75 вес.ч.
Используемое техническое поверхностноактивное вещество	Смесь 8 вес. ч. того же продукта, который использовали в примере 5, с 7 вес.ч. метанола с остаточной нефтью
Остаточная нефть	Сырая нефть с месторождения Forties (сухая и не содержащая от присадок)
РН	2,0
Температура	110°С

После этого процесс повторяли в виде контрольного (базовые данные) эксперимента, в котором используемая гомогенная композиция включала 90 вес.ч. морской воды и 10 вес.ч. продукта Dequest ® 2060S в отсутствии поверхностно-активного вещества.

Испытания (II) проводили с использованием слоя песка, моделирующего пласт, в металлической трубе длиной 1,524 м (5 футов), заполненной песком Clashach. Этот слой песка промывали остаточной нефтью (с использованием жидкого продукта из магистрального нефтепровода с месторождения Forties) и заливали морской водой с применением того же самого метода, с созданием той же самой температуры (110°С) и при тех же самых расходах потоков, которые указаны в приведенном выше примере

5. Во время проведения этих экспериментов данные перед промывкой струей получали последовательным добавлением сначала 8%-ного (по весу) раствора технического поверхностноактивного вещества, описанного выше, растворенном в морской воде (рН регулировали по мере необходимости), закрытием при 110°С в течение 1 2 ч с последующим добавлением порции ингибитора образования отложений, аналогичного тому, который использовали для получения базовых данных в отсутствии поверхностно-активного вещества. Получение таких базовых данных повторяли на слое песка, моделирующего пласт, с использованием 1 0%-ного (по весу) раствора продукта Dequest® 2060S в морской воде, рН которого доводили до 2,0, но без поверхностно-активного вещества с целью получения более точных сравнительных результатов для слоя песка. Полученные результаты приведены в табл. 2.

Пример 7.

Эксперимент данного примера проводили на керне из материала Tarbert с использованием метода, описанного в приведенном выше примере 5, и гомогенной смеси поверхностноактивного вещества и ингибитора образования отложений Dequest 2086 в составе композиции, приведенной ниже.

Ингибитор применяли в концентрации 4 вес.% и смесь готовили в дистиллированной воде. Таким образом, использовали композицию следующего полного состава:

Dequest® 2086 в дистиллированной воде концентрацией 15,7 вес.% с рН, доведенным до 2,0	85 ч.
Дистиллированная вода	7 ч.
Техническая поверхностно- активная композиция, указанная в приведенном выше примере 1.2	8 ч.

Базовые данные получали с использованием продукта Dequest 2086 в морской воде (в концентрации при введении 15,7 вес.%, что соответствовало 5%-ному (по весу) содержанию активного вещества), рН которой предварительно доводили до 5,45. Данные, представленные в табл.3, относятся к гомогенной композиции, когда ее применяют согласно примеру 5, приведенному выше. Полученные результаты приведены в табл.3.

Таблица 3

Контрольный пример (базовые данные)	Гомогенная композиция
Число объемов пор	Концентрация ингибитора (ч./млн)	Число объемов пор	Концентрация ингибитора (ч./млн)
1,67	369,47	1,73	2256
4,18	65,12	3,97	3611
10,57	27,7	9,7	737
16,95	19,58	17,31	403
29,72	12,97	29,1	275
47,28	10,85	45,96	206
101,15	7,7	101,25	76
158,61	6,48	152	30

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Claims

1 . Способ повышения эффективности используемых при добыче нефти и газа химикатов, позволяющий сократить число операций прокачки под давлением и закрытия скважины, необходимых для повышения производительности нефтяной скважины, путем ингибирования образования неорганических отложений в этой скважине нагнетанием под давлением в нефтеносную формацию смешивающейся с водой композиции, включающей: (а) смешивающееся с водой поверхностно-активное вещество, которое представляет собой алкилтригликолевый эфир, и (б), по меньшей мере, один смешивающийся с водой химикат, используемый при добыче нефти или добыче газа и представляющий собой ингибитор образования неорганических отложений, и удерживанием этой композиции в формации в течение периода закрытия скважины, что позволяет компонентам такой композиции адсорбироваться нефтеносной формацией и действовать в качестве ингибитора неорганических отложений, причем эти компоненты композиции вводят в формацию либо в виде предварительно приготовленного гомогенного состава, либо каждый по отдельности, одновременно или последовательно в любом порядке.

2. Способ по п.1, где, по меньшей мере, один алкилтригликолевый эфир вводят в количестве 1-20 вес.%.

3. Способ по п. 1 или 2, где алкильная группа алкилтригликолевого эфира является линейной или разветвленной и содержит 3-6 атомов углерода.

4. Способ по любому из предыдущих пунктов, где алкильная группа в алкилтригликолевом эфире содержит 3-5 атомов углерода.

5. Способ по любому из предыдущих пунктов, где алкилтригликолевый эфир пред17 ставляет собой моно-н-бутиловый эфир триэтиленгликоля.

6. Способ по любому из предыдущих пунктов, где поверхностно-активное вещество представляет собой поток побочных продуктов, образующихся в процессе получения простых гликолевых эфиров, с высоким содержанием моно-н-бутилового эфира триэтиленгликоля.

7. Способ по п.6, где поток побочных продуктов включает приблизительно 75 вес.% моно-н-бутилового эфира триэтиленгликоля, приблизительно 2,5 вес.% бутилдигликолевого эфира, приблизительно 19% бутилтетрагликолевого эфира и приблизительно 2% бутилпентагликолевого эфира.

8. Способ по любому из предыдущих пунктов, где содержание используемого при добыче нефти и газа химиката составляет 1 -25 вес.% в пересчете на общее количество композиции.

9. Способ по любому из предыдущих пунктов, где композицию нагнетают в формацию в виде предварительно приготовленного гомогенного состава, причем такая композиция представляет собой водный раствор, содержащий оба компонента в особых пропорциях, обеспечивающих сохранение гомогенности композиции.

10. Способ по любому из предыдущих пунктов, где композиция представляет собой гомогенную композицию, включающую растворенные в водной среде (а), по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество, представляющее собой моно-н-бутиловый эфир триэтиленгликоля в количестве 1 -20 вес.% и (б), по меньшей мере, один используемый при добыче нефти или добыче газа химикат, представляющий собой ингибитор образования неорганических отложений, в количестве 1-25 вес.%.

11. Способ по п.5, предусматривающий введение используемого при добыче нефти или добыче газа химиката, представляющего собой ингибитор образования неорганических отложений, и поверхностно-активного вещества в формацию, содержащую нефть и/или газ, путем подачи предварительно приготовленной композиции, включающей этот используемый при добыче химикат и поверхностно-активное вещество, в нижнюю часть эксплуатационной скважины, а затем в формацию.

1 2. Способ по любому из предыдущих пунктов, где композиция представляет собой предварительно приготовленный состав, включающий алкилтригликолевый эфир и, по меньшей мере, один используемый для добычи химикат, представляющий собой ингибитор образования неорганических отложений, причем этот состав остается прозрачным и стабильным в интервале температур от комнатной до, по меньшей мере, примерно 45°С.

13. Способ по любому из предыдущих пунктов, где композиция дополнительно содержит другие компоненты, включая (I) другие используемые при добыче химикаты или (II) сорастворители, которые обеспечивают стабильность композиции при относительно повышенных температурах или при применении поверхностно-активного вещества в количестве 15-20 вес.%, причем композиция практически не содержит не смешивающихся с водой компонентов.

14. Способ по п.13, где сорастворитель представляет собой низший алифатический спирт, выбранный из метанола и этанола.

15. Способ по любому из пп. 1-8, где каждый из компонентов композиции при последовательном нагнетании в формацию находится в гомогенном состоянии независимо от способа его применения, в чистом виде или в виде его водного раствора.

1 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, где источником водной среды в композиции является пресная, водопроводная, речная, морская, добываемая или пластовая вода при общей солености 0-250 г/л и при рН 0,5-9.

1 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, где в качестве водной среды используют морскую воду, а композиция имеет рН в интервале 0,1-6,0.

1 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, где используемый при добыче нефти или добыче газа химикат представляет собой ингибитор образования неорганических отложений, который эффективно предотвращает образование кальциевых и/или бариевых отложений.

19. Способ по п.17 или 18, где ингибитор образования неорганических отложений представляет собой водорастворимое органическое соединение, молекулы которого включают, по меньшей мере, 2 остатка карбоновой и/или фосфоновой кислоты и/или сульфоновой кислоты.

20. Способ по п.17 или 18, где ингибитор образования неорганических отложений представляет собой мономер, олигомер или полимер, содержащий, по меньшей мере, одну гидроксильную группу и/или атом азота аминогруппы.

21. Способ по п.19, где ингибитор образования неорганических отложений представляет собой алифатическую фосфоновую кислоту с 250 атомами углерода или аминоалкилфосфоновую(ые) кислоту(ы), каждая из которых содержит, по меньшей мере, один метиленфосфоновый кислотный остаток.

22. Способ по п.21, где ингибитор образования неорганических отложений выбирают из группы, включающей этилендиаминтетра(метиленфосфонат), диэтилентриаминпента(метиленфосфонат) и триамин- и тетраминполиметиленфосфонаты с 2-4 метиленовыми группами между каждым N-атомами азота,

23. Способ по п.19, где ингибитор образования неорганических отложений представляет собой поликарбоновую кислоту, выбранную из молочной кислоты, винной кислоты и поли (мет)акриловой кислоты.

24. Способ по любому из предыдущих пунктов, где в качестве другого используемого при добыче химиката в составе композиции применяют ингибитор (I) коррозии, (II) образования газового гидрата, (III) осаждения восков или (IV) осаждения асфальтенов или акцептор сероводорода, или диспергатор восков.