EA004090B1 - Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002) - Google Patents

Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002) Download PDF

Info

Publication number
EA004090B1
EA004090B1 EA200201135A EA200201135A EA004090B1 EA 004090 B1 EA004090 B1 EA 004090B1 EA 200201135 A EA200201135 A EA 200201135A EA 200201135 A EA200201135 A EA 200201135A EA 004090 B1 EA004090 B1 EA 004090B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
acid
oil
emulsion
specified
crude oil
Prior art date
Application number
EA200201135A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200201135A1 (ru
Inventor
Рамеш Варадарадж
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA200201135A1 publication Critical patent/EA200201135A1/ru
Publication of EA004090B1 publication Critical patent/EA004090B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection

Abstract

Настоящее изобретение описывает способ уменьшения вязкости сырой нефти и остатков с использованием сочетания термической и кислотной обработки. Кроме того, изобретение описывает способ получения эмульсии типа «вода в масле» или стабилизированной твердыми продуктами эмульсии типа «вода в масле» с пониженной вязкостью. Эмульсия может быть использована в способе добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти, включая использование эмульсии в качестве вытесняющего раствора для вытеснения углеводородов в подземной формации и использование эмульсии в качестве эмульсионного буферного раствора для отвода потоков растворов в формации.

Description

Настоящее изобретение относится к способу уменьшения вязкости сырой нефти и остатков сырой нефти с помощью термической обработки сырой нефти или остатков сырой нефти, усовершенствованной с помощью минеральной кислоты. Продукт от объединения процессов кислотной и термической обработки дает нефть с значительно меньшей вязкостью, чем вязкость исходной нефти или нефтепродукта, полученного от термической обработки без добавления кислоты.
Таким образом, настоящий способ предусматривает усовершенствованный способ легкого крекинга и может быть использован в качестве усовершенствованного способа при транспортировке в трубопроводе или для уменьшения вязкости используемой эмульсии типа «вода в масле» при операциях добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти (БОВ).
Предпосылки изобретения
Технологии для уменьшения вязкости тяжелых сырых нефтей и остатков являются важными в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности, соответственно. В операциях рафинирования при переработке нефти, легкий крекинг и легкий гидрокрекинг (легкий крекинг с добавлением водорода) остатков являются хорошо известными в данной области и используются в коммерческом масштабе. В операциях нефтедобычи разбавление сырой нефти с помощью газового конденсата и технологии эмульгирования с использованием каустической соды и воды являются одними из наиболее часто применяемых в данной области при транспортировке по трубопроводам тяжелых нефтей, например, битума. Более того, уменьшение вязкости тяжелых сырых нефтей может играть роль в новой технологии нефтедобычи, относящейся к извлечению углеводородов из подземных формаций при использовании способов добычи с искусственным изменением физикохимических свойств нефти. В нефтяной промышленности продолжает существовать необходимость в технологиях и в усовершенствовании технологий, относящихся к уменьшению вязкости сырой нефти и остатков.
Истощение запасов, содержащих высококачественную сырую нефть, и сопутствующий этому рост стоимости высококачественной сырой нефти заставляет производителей и переработчиков нефти посмотреть на запасы тяжелой сырой нефти как на источник нефти. Неразработанные запасы тяжелой сырой нефти существуют в ряде стран, включая Венесуэлу, Чад, Россию, Соединенные Штаты, и тому подобное. Однако, что эти тяжелые сырые нефти из-за их высокой вязкости и плохих свойств текучести представляют собой большие проблемы для производителей, транспортеров и переработчиков нефти. Тяжелые сырые нефти часто сложно, если вообще возможно, добывать из подземных формаций эффективным и экономически выгодным способом. Кроме того, даже когда сырая тяжелая нефть извлекается, плохие характеристики текучести сырой нефти вызывают дополнительные осложнения при прокачке, транспортировке и переработке сырой нефти.
Разработаны способы облегчения добычи сырых тяжелых нефтей из подземных резервуаров. Например, недавно разработан новый способ, который способствует извлечению тяжелой сырой нефти из подземной формации, который использует стабилизированные твердыми продуктами эмульсии в качестве вытесняющего раствора или в качестве эмульсионного буферного раствора для облегчения добычи углеводородов из подземной формации. Эти способы, в общем виде, обсуждаются в патентах США №№ 5927404, 5910467, 5855243 и 6068054. Патент США № 5927404 описывает способ использования новой стабилизированной твердыми продуктами эмульсии в качестве вытесняющего раствора для вытеснения углеводородов при добыче с искусственным изменением физикохимических свойств нефти. Патент США № 5855243 заявляет подобный способ использования стабилизированной твердыми продуктами эмульсии, у которой вязкость понижается с помощью добавления газа в качестве вытесняющего раствора. Патент США № 5910467 заявляет новую стабилизированную твердыми продуктами эмульсию, описанную в патенте США № 5855243. Патент США № 6068054 описывает способ использования новой стабилизированной твердыми продуктами эмульсии в качестве буфера для отвода потока растворов в формации. В стабилизированной твердыми продуктами эмульсии, твердые частицы взаимодействуют с поверхностно-активными компонентами в воде и сырой нефти с повышением стабильности эмульсии. Способ является простым, поскольку эмульсия получается путем простого перемешивания нефти, как правило, сырой нефти из самого резервуара, с твердыми частицами микронных или субмикронных размеров и перемешивания вместе с водой или насыщенным раствором соли до тех пор, пока не образуется эмульсия. Способ является также дешевым, поскольку все эти материалы можно легко найти в месте нахождения резервуара.
Стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» имеет вязкость, которая больше чем у сырой нефти, которую необходимо извлечь, и в этом качестве, может служить как эффективный вытесняющий раствор для вытеснения сырой нефти, которую необходимо извлечь, как описано в патентах США №№ 5927404 и 5855243.
Стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» может также быть использована в качестве жидкого барьера для заполнения подземных зон с высокой прони3 цаемостью пород или в зонах поглощения. Когда вытесняющая жидкость нагнетается под давлением в резервуар, вводимая вытесняющая жидкость может направляться по каналу через эти зоны с образованием скважин, оставляя нефть в других зонах относительно нетронутой. Барьерная жидкость с высокой вязкостью, такой как стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле», может быть использован для заполнения этих зон поглощения с целью отвода энергии давления при перемещении нефти из соседних зон с низкой проницаемостью.
Однако, иногда стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» является слишком вязкой для того, чтобы ее нагнетать под давлением или слишком вязкой для того, чтобы ее другим образом эффективно использовать в качестве вытесняющего или эмульсионного буферного раствора. Поэтому существует необходимость в понижении вязкости эмульсии с целью получения оптимальных реологических свойств для используемого типа способа добычи, с искусственным изменением физико-химических свойств нефти и для конкретного типа и вязкости сырой нефти, которую необходимо извлечь.
Понижение вязкости тяжелых нефтей является также важным для операций нефтепереработки. Транспортеры и переработчики тяжелой сырой нефти разработали различные методики для понижения вязкости тяжелых сырых нефтей с целью улучшения их свойств при прокачке. Повсеместно используемые способы включают разбавление сырой нефти газовым конденсатом и ее эмульсификацию с помощью каустической соды и воды. Термическая обработка сырой нефти для понижения ее вязкости также хорошо известна в данной области. Термические методики для легкого крекинга и легкого гидрокрекинга осуществляются в коммерческих масштабах. Известный уровень техники в области термической обработки или усовершенствованного с помощью присадок легкого крекинга углеводородов предлагает способы улучшения качества, или понижения вязкости сырой нефти, продуктов перегонки сырой нефти или остатков путем нескольких различных способов. Например, несколько ссылок раскрывают использование присадок, например, использование свободно-радикальных инициаторов (патент США 4298455), тиольных соединений и ароматических доноров водорода (Европейский патент ЕР 175511), свободно-радикальных акцепторов (патент США 3707459) и растворителей - доноров водорода (патент США 4592830). Другие ссылки говорят об использовании конкретных катализаторов, таких как цеолитовые катализаторы с низкой кислотностью (патент США 4411770) и молибденовые катализаторы, сульфид аммония и вода (патент США 4659453). Другие ссылки сообщают о повышении качества остатков нефти и тяжелых нефтей (Миггау К. Сгау, Магсе1 Иеккег, 1994, рр.239243) и термическом разложении нафтеновых кислот (патент США 5820750).
Общая нить, которая проходит через различные способы, описанные ранее, представляет собой необходимость в получении оптимального понижения вязкости нефти.
Краткое описание изобретения
Этим аспектом, которому соответствует настоящее изобретение, является усовершенствование понижения вязкости. Предусматривается способ понижения вязкости нефти или эмульсии типа «вода в масле» с помощью способа термической обработки, усовершенствованной с помощью кислоты. Продукт способа термической обработки, усовершенствованной с помощью кислоты, имеет по существу более низкую вязкость, чем необработанная нефть или необработанная эмульсия типа «вода в масле», соответственно.
Воплощение настоящего изобретения относится к способу уменьшения вязкости сырой нефти и остатков, включающему стадии:
(a) приведения в контакт сырой нефти или остатков с эффективным количеством кислоты, состоящей по существу из кислоты, (b) нагревания указанной сырой нефти или остатков сырой нефти и указанной кислоты при температуре, и в течение времени, и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
Как используется здесь, остаток сырой нефти определяется как остаток сырой нефти, полученный от перегонки при атмосферном давлении или в вакууме.
Как используется здесь, способ включает в себя, содержит и состоит по существу из описанных здесь стадий.
Другое воплощение способа относится к способу термического легкого крекинга для понижения вязкости сырой нефти и остатков сырой нефти путем термической обработки нефти и остатков, где усовершенствование включает в себя приведение в контакт сырой нефти или остатков с эффективным количеством кислоты, состоящей по существу из кислоты, или состоящей из кислоты, и нагревание указанной сырой нефти или остатков и указанной кислоты при температуре и в течение времени, и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
Настоящее изобретение также относится к сырой нефти или к остаткам сырой нефти, имеющим пониженную вязкость, полученным путем (a) приведения в контакт сырой нефти или остатков с эффективным количеством кислоты, состоящей, по существу, из кислоты, (b) нагревания указанной сырой нефти или остатков и указанной кислоты при температуре, и в течение времени; и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
Другое воплощение настоящего изобретения относится к способу приготовления эмульсии типа «вода в масле» с пониженной вязкостью, включающему стадии:
(a) приведения в контакт нефти с кислотой, (b) нагревания указанной нефти и указанной кислоты при температуре, и в течение времени, и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной нефти, и (c) добавления воды и перемешивания до тех пор, пока не образуется указанная эмульсия типа «вода в масле».
Стабилизированная твердыми продуктами эмульсия, имеющая пониженную вязкость, может также быть приготовлена с использованием этого способа, путем добавления твердых частиц к нефти после стадии нагревания нефти, уже обработанной кислотой, (стадия Ь), но перед эмульсификацией, путем добавления воды и перемешивания (стадия с).
Краткое описание чертежей
Фиг. 1А и 1В представляют собой графики зависимости вязкости от скорости сдвига для необработанной и термически обработанной Т и К сырой нефти при 25°С. Ось Х представляет собой скорость сдвига (с-1), и ось Υ представляет собой вязкость (сП). Линия с ромбами представляет необработанную сырую нефть. Линия с квадратами представляет только термическую обработку. Линия с треугольниками представляет сочетание кислотной и термической обработки, описанное здесь.
Фиг. 2А и 2В изображают графики зависимости вязкости от температуры для необработанной и термически обработанной Т и К сырой нефти. Ось Х представляет собой температуру 1000/Т(1/К), и ось Υ представляет собой вязкость (сП.), выраженную как 1п(вязкость) @ 0,204 с-1. Линия с ромбами представляет необработанную сырую нефть. Линия с квадратами представляет только термическую обработку. Линия с треугольниками представляет собой сочетание кислотной, и термической обработки, описанное здесь.
Фиг. 3 изображает график зависимости вязкости от скорости сдвига вязкости для тяжелых остатков после перегонки в вакууме при 60°С. Ось Х представляет собой скорость сдвига (с-1), и ось Υ представляет собой вязкость (сП). Линия с ромбами представляет только тепловую обработку. Линия с квадратами представляет сочетание кислотной и термической обработки, описанное здесь.
Фиг. 4 изображает графики зависимости вязкости от температуры для тяжелых остатков после перегонки в вакууме. Ось Х представляет собой температуру 1000/Т(1/К), и ось Υ представляет собой вязкость (сП), выраженную как
1п(вязкость) @ 9,6 с-1. Линия с ромбами представляет только термическую обработку. Линия с квадратами представляет сочетание кислотной и термической обработки, описанное здесь.
Подробное описание изобретения
В соответствии с настоящим изобретением, предусматривается усовершенствованный способ уменьшения вязкости сырой нефти и остатков сырой нефти. Кислоту добавляют к сырой нефти или к остаткам, с последующей термической обработкой при температурах примерно от 250 примерно до 450°С, при давлении примерно от 30 примерно до 300 фунт/кв.дюйм, в течение примерно от 0,25 до 6 ч, в инертной внешней среде.
Как правило, количество добавленной кислоты должно составлять примерно от 10 примерно до 1000 м.д., предпочтительно, примерно от 20 до 100 м.д., по отношению к количеству сырой нефти или к остаткам сырой нефти.
Предпочтительно, используемая кислота на стадии приведения в контакт не должна содержать других компонентов, не присутствующих в кислоте изначально, или не присутствующих в кислоте в качестве примесей. Таким образом, предпочтительно, кислота будет по существу состоять из кислоты или состоять из кислоты.
В настоящем изобретении любой специалист в данной области может подбирать условия способа для сохранения или разрушения нафтеновых кислот, в дополнение к уменьшению вязкости сырой нефти. Например, для разрушения нафтеновых кислот используется продувочный газ, как показано в патенте США 5820750. Может использоваться любой инертный продувочный газ (газ, не взаимодействующий в ходе осуществления способа). Например, азот, аргон, и тому подобное. Интересно, что настоящее изобретение делает возможным добавление кислоты к сырой нефти, которая богата нафтеновыми кислотами, для достижения уменьшения вязкости. Такое добавление кислоты к кислотной сырой нефти интуитивно является неправильным, так как переработчики постоянно ищут способы, которые понижают количество кислоты в сырой нефти и остатках.
Типы кислот, которые могут использоваться в настоящем изобретении, включают в себя минеральные кислоты, такие как серная кислота, хлористо-водородная кислота и хлорная кислота. Органические кислоты, подобные уксусной, пара-толуолсульфоновой, алкилтолуолсульфоновой кислотам, моно-, ди- и триалкилфосфорным кислотам, органическим моноили дикарбоновым кислотам, муравьиной кислоте, С3-С16 органическим карбоновым кислотам, янтарной кислоте и низкомолекулярным нафтеновым кислотам нефти, являются также эффективными в настоящем изобретении. Смеси минеральных кислот, смеси органических кислот или сочетание минеральных и органических кислот могут использоваться для получения такого же эффекта. Предпочтительная миΊ неральная кислота представляет собой серную или хлористо-водородную кислоту. Предпочтительная органическая кислота представляет собой уксусную кислоту. Азотная кислота должна быть исключена, поскольку она может потенциально образовывать взрывчатую смесь.
Время реакции, температура и давление совместно определяют условия процесса. Специалист в данной области может выбрать условия процесса в предпочтительном диапазоне значений параметров с целью получения желаемого уровня понижения вязкости.
Хотя и не желая быть связанными, авторы предполагают, что термическая обработка, усовершенствованная с помощью кислоты, изменяет молекулярные свойства агрегации ассоциирующихся химических частиц.
Уменьшение вязкости эмульсии типа «вода в масле» с использованием термической обработки, усовершенствованной с помощью кислоты
Ранее описанный способ уменьшения вязкости нефти может быть использован для получения эмульсии типа «вода в масле» или стабилизированной твердыми продуктами эмульсии типа «вода в масле» с пониженной вязкостью. Вязкость нефти понижается с помощью описанного ранее способа, перед использованием нефти для приготовления эмульсии. Хотя любое уменьшение вязкости нефти может быть полезным, предпочтительно вязкость должна понижаться, по меньшей мере, примерно в 2-30 раз, по сравнению с вязкостью нефти перед обработкой, описанной здесь.
Для приготовления эмульсии типа «вода в масле» с пониженной вязкостью, с использованием этого способа, воду или насыщенный солевой раствор добавляют к нефти, подвергнутой усовершенствованной термической обработке с помощью кислоты. Воду или насыщенный солевой раствор добавляют в малых аликвотах или при непрерывном перемешивании, предпочтительно при скорости примерно от 500 примерно до 12000 об/мин, в течение времени, достаточного для диспергирования воды в виде малых капель в сплошной масляной фазе, при этом образуется эмульсия. Количество воды в водной эмульсии может находиться в пределах от 40 до 80 мас.%, предпочтительно от 50 до 65 мас.%, и более предпочтительно, составлять 60 мас.%. Предпочтительно, для приготовления эмульсии используется вода из формации, однако и свежая вода также может использоваться, и концентрация ионов устанавливается по необходимости, чтобы способствовать стабилизации эмульсии при условиях ее формирования. Полученная в результате эмульсия будет иметь по существу более низкую вязкость, чем эмульсия, приготовленная с помощью необработанной нефти, или нефти, подвергнутой только термической обработке.
Стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» с пониженной вязкостью может также быть приготовлена с использованием способа термической обработки, усовершенствованного с помощью кислоты, описанного выше. Твердые частицы могут быть добавлены к нефти до или после добавления кислоты и стадии термической обработки, но должны быть добавлены перед добавлением воды и эмульгированием. Однако заметим, что, если твердые частицы присутствуют во время стадии термической обработки, твердые частицы могут, в принципе, привести к износу рабочего оборудования, и эта проблема должна быть принята во внимание при осуществлении настоящего воплощения. Соответственно, является предпочтительным добавление твердых частиц к нефти после стадий добавления кислоты и термической обработки.
Твердые частицы предпочтительно должны быть гидрофобными по природе. Гидрофобная окись кремния, продаваемая под торговой маркой АетокИ® В 972 (продукт от ОеОикка Согр.), как обнаружено, представляет собой эффективный материал из твердых частиц для ряда различных нефтей. Другие гидрофобные (или олеофильные) твердые продукты также могут использоваться, например, разделенные и смоченные маслом бентонитовые глины, каолинитовые глины, органофильные глины или твердые углеродистые асфальтены. Индивидуальный размер твердой частицы должен быть достаточно малым для того, чтобы обеспечить площадь поверхности, адекватную для покрытия внутренней фазы капли. Если эмульсия должна использоваться в порах подземной формации, средний размер частицы должен быть меньше, чем средний диаметр самого узкого места в порах подземной формации. Твердые частицы могут быть сферической формы или несферической формы. Если они сферической формы, твердые частицы предпочтительно имели средний размер примерно от пяти микрон или меньше в диаметре, более предпочтительно, примерно два микрона или меньше, еще более предпочтительно, примерно один микрон или меньше, и наиболее предпочтительно, 100 нанометров или меньше. Если твердые частицы являются несферическими по форме, они предпочтительно имеют средний размер, соответствующий общей площади поверхности примерно 200 квадратных микрон, более предпочтительно, примерно двадцать квадратных микрон или меньше, еще более предпочтительно, примерно десять квадратных микрон или меньше, и наиболее предпочтительно, один квадратный микрон или меньше. Твердые частицы должны также оставаться нерастворимыми как в нефтяной, так и водной фазе эмульсии, при условиях ее формирования. Предпочтительная доля твердой фазы при обработке составляет 0,05 до 0,25 мас.% по отношению к общей массе нефти.
Значение рН полученной в результате эмульсии типа «вода в масле» или стабилизиро9 ванной твердыми продуктами эмульсии типа «вода в масле» может быть установлено с помощью добавления рассчитанного количества слабого водного раствора основания к эмульсии в течение времени, достаточного для повышения рН до желаемого уровня. Если рН эмульсии является слишком низким, (меньше чем 4), может оказаться желательным регулирование рН эмульсии в пределах от 5 до 7. Регулирование рН является необязательным, поскольку в некоторых случаях является желательным вводить кислотную эмульсию и дать возможность формирования в резервуаре буферной эмульсии со щелочностью резервуара.
Гидроксид аммония представляет собой предпочтительное основание для установления рН. Более сильные основания, подобные гидроксиду натрия, гидроксиду калия и оксиду кальция, имеют отрицательное воздействие на стабильность эмульсии. Одно из возможных объяснений этого эффекта заключается в том, что сильные основания стремятся инвертировать эмульсию, то есть преобразовать эмульсию типа «вода в масле» в эмульсию типа «масло в воде». Такая инверсия является нежелательной для целей настоящего изобретения.
Эмульсия типа «вода в масле» или стабилизированная твердыми продуктами эмульсия типа «вода в масле» может использоваться в широком наборе применений для добычи с искусственным изменением физико-химических свойств нефти. Одним из типичных применений является использование такой эмульсии для вытеснения нефти из подземной формации, то есть при использовании эмульсии в качестве вытесняющего раствора. Эмульсию приготавливают, как описано выше, и затем нагнетают под давлением в подземную формацию, как правило, но не обязательно, через нагнетательную скважину. Эмульсия, которая нагнетается под давлением, используется для вытеснения нефти в формации по направлению к скважине, как правило, в эксплуатационную скважину, для извлечения.
Другое применение заключается в использовании эмульсии в качестве эмульсионного буферного раствора для отвода потока углеводородов в подземной формации. Опять же, эмульсию приготавливают и затем нагнетают под давлением в подземную формацию. Эмульсия используется для заполнения зон поглощения или служит в качестве горизонтального эмульсионного буфера для предотвращения конусообразования воды или газа. Как пояснялось ранее, явления зон поглощения и конусообразования должны понижать эффективность добычи при работе с искусственным изменением физико-химических свойств нефти.
Настоящее изобретение описывается в связи с его предпочтительными воплощениями.
Однако специалисты в данной области заметят, что множество модификаций, изменений и вариаций настоящего изобретения являются возможными без отклонения от истинных рамок настоящего изобретения. Соответственно, все такие модификации, изменения и вариации предполагаются включенными в настоящее изобретение, как определяет прилагаемая формула изобретения.

Claims (34)

1. Способ уменьшения вязкости сырой нефти и остатков, включающий стадии (a) приведения в контакт сырой нефти или остатков сырой нефти с эффективным количеством кислоты, (b) нагревания указанной сырой нефти или остатка сырой нефти и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатка.
(2) нагревания указанной нефти и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной нефти; и (3) добавления воды и перемешивания для образования указанной эмульсии типа «вода в масле»;
(b) нагнетания под давлением указанной эмульсии в указанную подземную формацию и (c) извлечения углеводородов из указанной подземной формации с использованием указанной эмульсии.
2. Способ уменьшения вязкости сырой нефти и остатков в способе термического легкого крекинга путем термической обработки нефти и остатков, отличающийся тем, что приводят в контакт сырую нефть или остатки с эффективным количеством кислоты и нагревают указанную сырую нефть или остатки и указанную кислоту при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
3. Сырая нефть или остатки сырой нефти, имеющие уменьшенную вязкость, приготовленные путем (a) приведения в контакт сырой нефти или остатков с эффективным количеством кислоты, (b) нагревания указанной сырой нефти или остатков и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной сырой нефти или остатков.
4. Способ по п.1, где указанную кислоту выбирают из группы, состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их смесей.
5. Способ по п.1, где указанная кислота представляет собой минеральную кислоту.
6. Способ по п.4, где указанную кислоту выбирают из группы, состоящей из серной кислоты, хлористо-водородной кислоты, хлорной кислоты, уксусной кислоты, паратолуолсульфоновой кислоты, алкилтолуолсульфоновых кислот, моно-, ди- и триалкилфосфорных кислот, органических моно- и дикарбоновых кислот, С3-С16 органических карбоновых кислот, янтарной кислоты и их смесей.
7. Способ по п.5, где указанная кислота представляет собой серную кислоту.
8. Способ по п.6, где указанная кислота представляет собой уксусную кислоту.
9. Способ по п.1, где указанную стадию (Ь) осуществляют при температурах примерно от 250 до примерно 450°С.
10. Способ по п.1, где указанную стадию (Ь) осуществляют при давлениях примерно от 30 до примерно 300 фунт/кв.дюйм.
11. Способ по п.1, где указанную стадию (Ь) осуществляют в течение времени примерно от 0,15 до примерно 6 ч.
12. Способ по п.1, где указанная стадия (Ь) способа дополнительно включает продувку инертным газом.
13. Способ по п.1, где количество указанной используемой кислоты составляет примерно от 10 до примерно 1000 м.д. по отношению к количеству сырой нефти или остатков сырой нефти.
14. Способ по п.1, где указанный способ осуществляют в инертной внешней среде.
15. Способ приготовления эмульсии типа «вода в масле», включающий в себя стадии (a) приведения в контакт нефти с кислотой;
(b) нагревания указанной нефти и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной нефти; и (c) добавления воды и перемешивания до тех пор, пока не образуется указанная эмульсия типа «вода в масле».
16. Способ по п.15, где указанная кислота содержит по меньшей мере одну минеральную кислоту, органическую кислоту, смеси по меньшей мере из двух минеральных кислот, смеси по меньшей мере из двух органических кислот или смеси по меньшей мере одной минеральной кислоты и по меньшей мере одной органической кислоты.
17. Способ по п.15, где указанную кислоту добавляют к указанной нефти при обработке в пропорции примерно от 10 до 1000 частей на миллион.
18. Способ по п.15, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют при температуре примерно от 250 до примерно 450°С.
19. Способ по п.15, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют при давлении от примерно 30 до примерно 300 фунт/кв. дюйм.
20. Способ по п.15, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют в течение времени от примерно 0,15 до примерно 6 ч.
21. Способ по п.15, где указанный способ дополнительно включает добавление твердых частиц к указанной нефти перед указанной стадией добавления воды и перемешивания для образования указанной эмульсии.
22. Способ по п.21, где указанные твердые частицы добавляют при обработке в пропорции примерно от 0,05 до примерно 0,25 мас.% по отношению к массе указанной нефти.
23. Способ извлечения углеводородов из подземной формации, который включает стадии (а) приготовления эмульсии типа «вода в масле» путем (1) приведения в контакт нефти с кислотой;
24. Способ по п.23, где указанная кислота содержит по меньшей мере одну минеральную кислоту, органическую кислоту, смеси по меньшей мере из двух минеральных кислот, смеси по меньшей мере из двух органических кислот или смеси по меньшей мере из одной минеральной кислоты и по меньшей мере одной органической кислоты.
25. Способ по п.23, где указанную кислоту добавляют к указанной нефти при обработке в пропорции примерно от 10 до 1000 частей на миллион.
26. Способ по п.23, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют при температуре от примерно 250 до примерно 450°С.
27. Способ по п.23, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют при давлении от примерно 30 до примерно 300 фунт/кв.дюйм.
28. Способ по п.23, где указанную стадию нагревания указанной нефти осуществляют в течение времени от примерно 0,15 до примерно 6 ч.
29. Способ по п.23, где указанный способ дополнительно включает добавление твердых частиц к указанной нефти перед указанной стадией добавления воды и перемешивания для образования указанной эмульсии.
30. Способ по п.29, где указанные твердые частицы добавляют при обработке в пропорции примерно от 0,05 до 0,25 мас.% по отношению к массе указанной нефти.
31. Способ по п.23, где указанную эмульсию типа «вода в масле» используют в качестве вытесняющего раствора для вытеснения углеводородов в указанной подземной формации.
32. Способ по п.23, где указанную эмульсию типа «вода в масле» используют в качестве эмульсионного буферного раствора для отвода потока углеводородов в указанной подземной формации.
33. Эмульсия типа «вода в масле», изготавливаемая с помощью способа, включающего
34. Эмульсия по п.33, дополнительно включающая в себя твердые частицы, добавляемые к указанной нефти перед указанной стадией добавления воды и перемешивания для образования указанной эмульсии.
(a) приведение в контакт указанной нефти с кислотой;
(b) нагревание указанной нефти и указанной кислоты при температуре, в течение времени и при давлении, которые достаточны для уменьшения вязкости указанной нефти; и
EA200201135A 2000-04-25 2001-04-05 Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002) EA004090B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US19956500P 2000-04-25 2000-04-25
PCT/US2001/011152 WO2001081502A2 (en) 2000-04-25 2001-04-05 Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ecb-0002)

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200201135A1 EA200201135A1 (ru) 2003-04-24
EA004090B1 true EA004090B1 (ru) 2003-12-25

Family

ID=22738081

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200201135A EA004090B1 (ru) 2000-04-25 2001-04-05 Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002)

Country Status (14)

Country Link
US (2) US6800193B2 (ru)
CN (1) CN1426506A (ru)
AR (1) AR028916A1 (ru)
AU (1) AU2001251360A1 (ru)
BR (1) BR0110282A (ru)
CA (1) CA2405692C (ru)
DE (1) DE10196133T1 (ru)
EA (1) EA004090B1 (ru)
EG (1) EG22907A (ru)
GB (1) GB2381795A (ru)
MX (1) MXPA02010423A (ru)
NO (1) NO20025087L (ru)
OA (1) OA12249A (ru)
WO (1) WO2001081502A2 (ru)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6800193B2 (en) * 2000-04-25 2004-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ECB-0002)
US7186673B2 (en) * 2000-04-25 2007-03-06 Exxonmobil Upstream Research Company Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same
US6988550B2 (en) * 2001-12-17 2006-01-24 Exxonmobil Upstream Research Company Solids-stabilized oil-in-water emulsion and a method for preparing same
US20050279673A1 (en) * 2003-05-16 2005-12-22 Eppig Christopher P Delayed coking process for producing free-flowing coke using an overbased metal detergent additive
US7658838B2 (en) * 2003-05-16 2010-02-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Delayed coking process for producing free-flowing coke using polymeric additives
CN1791661A (zh) 2003-05-16 2006-06-21 埃克森美孚研究工程公司 生产自由流动球状焦的延迟焦化方法
US7645375B2 (en) * 2003-05-16 2010-01-12 Exxonmobil Research And Engineering Company Delayed coking process for producing free-flowing coke using low molecular weight aromatic additives
US20100098602A1 (en) 2003-12-19 2010-04-22 Opinder Kishan Bhan Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
US7745369B2 (en) 2003-12-19 2010-06-29 Shell Oil Company Method and catalyst for producing a crude product with minimal hydrogen uptake
US7807046B2 (en) * 2003-12-19 2010-10-05 Shell Oil Company Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
US7117722B2 (en) * 2003-12-23 2006-10-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Method for determining viscosity of water-in-oil emulsions
CA2566761C (en) * 2004-05-14 2011-06-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Fouling inhibition of thermal treatment of heavy oils
US7794586B2 (en) * 2004-05-14 2010-09-14 Exxonmobil Research And Engineering Company Viscoelastic upgrading of heavy oil by altering its elastic modulus
CN1954047B (zh) * 2004-05-14 2010-10-27 埃克森美孚研究工程公司 生产更易于从炼焦鼓除去的焦炭的渣油原料配料
AU2005245881A1 (en) * 2004-05-14 2005-12-01 Exxonmobil Research And Engineering Company Production and removal of free-flowing coke from delayed coker drum
CA2564048A1 (en) * 2004-05-14 2005-12-01 Exxonmobil Research And Engineering Company Delayed coking process for the production of substantially free-flowing coke from a deeper cut of vacuum resid
US7678264B2 (en) 2005-04-11 2010-03-16 Shell Oil Company Systems, methods, and catalysts for producing a crude product
WO2007078379A2 (en) 2005-12-22 2007-07-12 Exxonmobil Upstream Research Company Method of oil recovery using a foamy oil-external emulsion
WO2008024147A1 (en) 2006-08-23 2008-02-28 Exxonmobil Upstream Research Company Composition and method for using waxy oil-external emulsions to modify reservoir permeability profiles
US7871510B2 (en) * 2007-08-28 2011-01-18 Exxonmobil Research & Engineering Co. Production of an enhanced resid coker feed using ultrafiltration
US7794587B2 (en) * 2008-01-22 2010-09-14 Exxonmobil Research And Engineering Company Method to alter coke morphology using metal salts of aromatic sulfonic acids and/or polysulfonic acids
GB201010532D0 (en) * 2010-06-22 2010-08-04 Ntnu Technology Transfer As Synthetic oil
BR112014015253A2 (pt) 2011-12-21 2017-08-22 Shell Internationale Res Maaschappij B V Método para inibir a formação de espuma em uma mistura, composição, e, mistura inibida com espuma
BR112014015260A2 (pt) * 2011-12-21 2017-08-22 Shell Internationale Res Maatchappij B V Método e composição para reduzir a viscosidade de um petróleo bruto, e, mistura de viscosidade reduzida
GB2510530A (en) 2011-12-21 2014-08-06 Shell Int Research Method and composition for inhibiting wax in a hydrocarbon mixture
AU2012355432B2 (en) 2011-12-21 2015-09-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and composition for inhibiting asphaltene deposition in a hydrocarbon mixture
US20140166538A1 (en) * 2012-12-17 2014-06-19 Conocophillips Company Bitumen based indirect steam boiler

Family Cites Families (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1761328A (en) * 1928-07-31 1930-06-03 Richfield Oil Company Process of purifying lubricating-oil distillates
US2396646A (en) * 1940-03-11 1946-03-19 Russell G Dressler Art of preparation of valuable substances from tall oil
US2358004A (en) * 1940-03-11 1944-09-12 Russell G Dressler Treatment of tall oil
US2568738A (en) * 1947-04-15 1951-09-25 Visco Products Co Process for resolving emulsions
US2952634A (en) * 1955-09-14 1960-09-13 Scholten Chemische Fab Heat-resistant drilling fluid
US2996450A (en) 1957-04-23 1961-08-15 Atlas Powder Co Water-in-oil emulsion drilling fluid
US3095368A (en) * 1957-07-31 1963-06-25 Exxon Research Engineering Co Process for removing metallic contaminants from oils
US3169113A (en) * 1961-07-17 1965-02-09 Nalco Chemical Co Emulsifier compositions and uses thereof
US3804760A (en) 1969-12-02 1974-04-16 Shell Oil Co Well completion and workover fluid
US3707459A (en) 1970-04-17 1972-12-26 Exxon Research Engineering Co Cracking hydrocarbon residua
US3796266A (en) 1972-12-13 1974-03-12 Texaco Inc Surfactant oil recovery process
US4012329A (en) 1973-08-27 1977-03-15 Marathon Oil Company Water-in-oil microemulsion drilling fluids
US4085799A (en) 1976-11-18 1978-04-25 Texaco Inc. Oil recovery process by in situ emulsification
US4096914A (en) 1976-12-06 1978-06-27 Shell Oil Company Acidizing asphaltenic oil reservoirs with acids containing salicylic acid
US4216828A (en) 1978-06-19 1980-08-12 Magna Corporation Method of recovering petroleum from a subterranean reservoir incorporating an acylated polyether polyol
US4384997A (en) 1978-09-29 1983-05-24 Reed Lignin, Inc. Lignosulfonated derivatives for use in enhanced oil recovery
US4219082A (en) 1979-03-23 1980-08-26 Texaco Inc. Lignosulfonate-formaldehyde condensation products as additives in oil recovery processes involving chemical recovery agents
US4298455A (en) 1979-12-31 1981-11-03 Texaco Inc. Viscosity reduction process
US4411770A (en) 1982-04-16 1983-10-25 Mobil Oil Corporation Hydrovisbreaking process
AU580617B2 (en) 1984-09-10 1989-01-19 Mobil Oil Corporation Process for visbreaking resids in the presence of hydrogen- donor materials and organic sulfur compounds
US4592830A (en) 1985-03-22 1986-06-03 Phillips Petroleum Company Hydrovisbreaking process for hydrocarbon containing feed streams
US4659453A (en) 1986-02-05 1987-04-21 Phillips Petroleum Company Hydrovisbreaking of oils
US4795478A (en) * 1986-06-17 1989-01-03 Intevep, S.A. Viscous hydrocarbon-in-water emulsions
US4790382A (en) 1986-12-29 1988-12-13 Texaco Inc. Alkylated oxidized lignins as surfactants
US5095986A (en) 1990-12-24 1992-03-17 Texaco, Inc. Enhanced oil recovery using oil soluble sulfonates from lignin and benzyl alcohol
US5294353A (en) 1991-06-27 1994-03-15 Halliburton Company Methods of preparing and using stable oil external-aqueous internal emulsions
US5350014A (en) 1992-02-26 1994-09-27 Alberta Oil Sands Technology And Research Authority Control of flow and production of water and oil or bitumen from porous underground formations
US5603863A (en) 1993-03-01 1997-02-18 Tioxide Specialties Limited Water-in-oil emulsions
US5820750A (en) 1995-02-17 1998-10-13 Exxon Research And Engineering Company Thermal decomposition of naphthenic acids
US6022471A (en) 1996-10-15 2000-02-08 Exxon Research And Engineering Company Mesoporous FCC catalyst formulated with gibbsite and rare earth oxide
BR9700727A (pt) * 1997-01-21 1998-08-11 Petroleo Brasileiro Sa Processo termo-químico para desparafinação de dutos em condição de fluxo de petróleo
US5855243A (en) 1997-05-23 1999-01-05 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion
US5927404A (en) 1997-05-23 1999-07-27 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion
US6387840B1 (en) * 1998-05-01 2002-05-14 Intevep, S.A. Oil soluble coking additive
US6410488B1 (en) 1999-03-11 2002-06-25 Petro-Canada Drilling fluid
US6800193B2 (en) * 2000-04-25 2004-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ECB-0002)
AU2001249902A1 (en) 2000-04-25 2001-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Solids-stabilized water-in-oil emulsion and method for using same
US6734144B2 (en) * 2000-04-25 2004-05-11 Exxonmobil Upstream Research Company Solids-stabilized water-in-oil emulsion and method for using same
US20020011022A1 (en) * 2000-06-21 2002-01-31 Osami Nishida Low cost, low pollution and low viscosity fuel oil using heavy oil
US6544411B2 (en) * 2001-03-09 2003-04-08 Exxonmobile Research And Engineering Co. Viscosity reduction of oils by sonic treatment

Also Published As

Publication number Publication date
CA2405692C (en) 2008-12-30
OA12249A (en) 2006-05-10
EA200201135A1 (ru) 2003-04-24
AR028916A1 (es) 2003-05-28
NO20025087D0 (no) 2002-10-23
GB2381795A (en) 2003-05-14
NO20025087L (no) 2002-12-27
MXPA02010423A (es) 2003-04-25
AU2001251360A1 (en) 2001-11-07
EG22907A (en) 2003-10-30
US7419939B2 (en) 2008-09-02
US6800193B2 (en) 2004-10-05
BR0110282A (pt) 2003-02-11
WO2001081502A2 (en) 2001-11-01
US20040222128A1 (en) 2004-11-11
DE10196133T1 (de) 2003-05-22
WO2001081502A3 (en) 2002-03-28
CA2405692A1 (en) 2001-11-01
GB0223091D0 (en) 2002-11-13
US20020033265A1 (en) 2002-03-21
CN1426506A (zh) 2003-06-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA004090B1 (ru) Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002)
US8101086B2 (en) Oil/water separation of full well stream by flocculation-demulsification process
US5008026A (en) Well treatment compositions and method
RU2548266C2 (ru) Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения
US8778850B2 (en) Biodegradable non-reactive oil-well stimulation fluid and method of use
US4706749A (en) Method for improved oil recovery
US7871963B2 (en) Tunable surfactants for oil recovery applications
US8093304B2 (en) Demulsification of water-in-oil emulsion
US3729053A (en) Method for increasing permeability of oil-bearing formations
US9828815B2 (en) Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor
EP0141585B1 (en) Demulsifying process
US5104556A (en) Oil well treatment composition
NO333839B1 (no) Brønnbehandlingsmikroemulsjon omfattende en kombinasjon av løsemiddel-surfaktantblanding og et bærefluid; og fremgangsmåte for behnadling av olje- eller gassbrønn med samme
Angle Chemical demulsification of stable crude oil and bitumen emulsions in petroleum recovery—a review
NL9101025A (nl) Werkwijze voor het verbeteren van formatiepermeabiliteit met behulp van chloordioxide.
CA1248902A (en) Method for desalting crude oil
US4299690A (en) Demulsifying petroleum emulsions with aryl sulfonates-oxyalkylated phenolformaldehyde resins and alkali metal halides
NO342806B1 (no) Alkalimetallwolframatmaterialer og deres anvendelse.
WO2013053036A1 (en) Use of oil-in-water emulsion for enhanced oil recovery
US20140202928A1 (en) Method for destabilizing bitumen-water and oil-water emulsions using lime
US4187185A (en) Oil recovery process using oxyalkylated additives
US20230051978A1 (en) Microemulsion composition to increase injectivity of water produced in reservoirs
CA1122793A (en) Oxyalkylated sulfonate in aqueous alkaline solution for oil recovery
US10253245B1 (en) Method for preventing formation of water-oil emulsions using additives
Sehlake Experimental Assessment of Heavy Crude Oil Production using Emulsion Flooding

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU