EA009018B1 - Составы для повышения добычи нефти и способы ее обработки - Google Patents

Abstract

Данное изобретение касается составов, используемых для повышения добычи нефти, в частности тяжелой и парафиновой нефти, для очистки пути и призабойной зоны месторождения путем изменения реологии месторождения и обеспечения текучести агрегатов парафиновых смол на пути циркуляции скважины, путем применения химического вектора, подобного пролекарствам в медицине. В составе для повышения добычи нефти путем повышения текучести 90% объема составляет смесь трех фракций, полученных при дистилляции каменноугольной смолы: 20-30% фенолового масла (фракция дистилляции при 170-190°С), 20-30% абсорбционного масла (фракция дистилляции при 250-270°С), 20-30% полимеризованного масла (фракция дистилляции при 320-350°С), в качестве химического вектора, которая дополнена до 100% органическими реактивами, например растворителями, поверхностно-активными веществами, газогенерирующими веществами.

Description

Изобретение касается составов для повышения добычи нефти, в частности тяжелой и парафиновой нефти, для очистки трассы и находящегося около дороги месторождения путем изменения реологии месторождения, а также растворения агрегатов, образующихся из парафиновых смол, по пути циркуляции нефтяной вышки путем применения химического вектора, подобного пролекарствам в медицине.

Существуют вещества, призванные не засорять трубопроводы, которые относятся к трем категориям:

водные эмульсии моющих веществ, растворители от нефтепереработки, вещества, полученные путем дистилляции кокса.

Известен тот факт, что сырая нефть обладает широким составом (от легколетучих фракций, растворителей, бензина до парафинов и асфальтенов, известных под общим названием годевильного воска).

Работа на нефтяной вышке приводит к локальным изменениям давления и образованию участков с разными температурами, что приводит к образованию локальных отложений, а также окончательных закупорок, которые могут прекратить или затруднять циркуляцию жидкой фазы сырой нефти по циркуляционным трубопроводам (колонны и тюбинги).

Одновременно в месторождении вокруг скважины в прилегающей зоне с течением времени происходит загустевание нефти из-за преимущественной добычи жидкой фазы. Толщина такого пласта составляет от 10-15 см до 1-2 м, и он образован из отложений парафиновых образований, которые снижают приток жидкой фазы к насосу скважины.

Известны способы обработки нефти, которые приводят к снижению данных эффектов путем использования растворов химических растворителей или водных растворов моющих веществ, позволяющих повысить текучесть зоны, примыкающей к скважине, и облегчить течение жидкой фазы.

Недостаток химических растворов, в которых применяются органические растворители, состоит в том, что они имеют плотность 0,6-0,8 г/куб.см, через перфорации скважины они проникают в прилегающую зону месторождения, поднимаются к верхней части, то есть в неперфорированную зону скважины, так что они не действуют в активной зоне.

Водные растворы моющих веществ просачиваются в нижнюю часть месторождения с плотностью >1 г/куб.см (более высокой, чем плотность сырой нефти), однако, новые образующиеся поверхности раздела не покрыты пузырьками и парафины остаются столь же активными, то есть они пополняют парафиновые отложения после прохождения водного раствора моющих веществ.

С другой стороны, поступающая вода остается нейтральной и не является полезной фракцией в процессе добычи, в то время когда смоляное масло, предложенное в качестве химического вектора для получения раствора, может перерабатываться на нефтеперерабатывающих заводах и обогащать дистилляты ценными циклическими фракциями.

Следовательно, благодаря нарушению циклов конденсации смоляного масла, прямо в процессе нефтепереработки можно получить экологические бензины с высоким октановым числом при условии корректировки процента масла, с которым сырая нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод.

В основу настоящего изобретения положена задача получения нового состава для стимуляции добычи нефти, который содержит фракции, полученные при дистилляции смол, обогащенные растворителями, моющими веществами, кислотами, щелочами, солями аммония в качестве газогенерирующих веществ, обладающими высоким эффектом в стимуляции добычи нефти и в улучшении реологии течения.

С экологической точки зрения, настоящее изобретение обеспечивает отличный результат в том смысле, что оно позволяет обрабатывать и разлагать такие сильные загрязнители, как, например, нафталин, антрацен и другие креозолы, путем их закачки в месторождение нефти и превращения в полезные составы в результате реакции «на месте».

Любой технологический способ обработки таких загрязнителей на поверхности земли является намного более загрязняющим, чем их закачка в месторождение нефти, при которой не требуются дополнительные расходы материалов или энергии.

Выбранное масло состоит из комбинации фракций дистилляции коксового дегтя согласно изобретению и должно иметь плотность 1,15-1,17 г/куб.см для того, чтобы быть подходящим вектором для образованных химических растворов. Это означает, что можно выбрать фракции креозотового масла или пропитывающего масла, но этот выбор также относится и к полимеризованному маслу, чтобы их смесь соответствовала условиям химического вектора.

Основной состав химического вектора образован тремя фракциями, получаемыми при дистилляции коксового дегтя, которые определены СТАС 3261/87 и характеризуются точкой кипения, удельным весом и основным химическим составом. Известны следующие смеси, получаемые путем промышленной дистилляции:

фракция 1 состоит из технически так называемого «фенолового масла» с интервалом дистилляции от 170 до 190°С и плотностью 1,15-1,20 г/куб.см, которое содержит, в основном, креозолы, нафталин и антрацен с присоединенными к нему различными химическими радикалами;

фракция 2 состоит из технически так называемого «абсорбционного масла» (по СТАС 3362) с ин

- 1 009018 тервалом дистилляции от 250 до 270°С и плотностью 1,19-1,122 г/куб.см, которое содержит фенантрены, флуорены, карбозоли и флуорантены;

фракция 3 состоит из технически так называемого «полимеризованного масла» с интервалом дистилляции от 320 до 350°С и плотностью 1,20-1,23 г/куб.см, в химический состав которого входят аценафтены, пирены и хризены.

Этот состав, содержащий смесь 30% фракции 1, фенолового масла, 30% фракции 2, абсорбционного масла, и 30% фракции 3, полимеризованного масла, является фактически основным раствором, названным «химическим вектором», который дополняется 10% веществ, которые не получаются путем дистилляции, так называемой «нагрузкой вектора».

Основной химический состав, называемый в данном контексте «химический вектор», содержит множество веществ, являющихся сильными загрязнителями, и состоит из дистиллятов смолы с общим наименованием «каменноугольное масло».

Каменноугольное масло имеет очень широкий химический состав, который зависит от качества обрабатываемого угля и от технологии коксохимического завода-производителя. На основании химического анализа нескольких партий каменноугольного масла, не принимая во внимание соединения, содержание которых ниже 2%, можно выделить следующие наиболее важные соединения.

Газовый анализ

Каждая фракция играет важную роль в физико-химическом поведении химического вектора по отношению к сырой нефти и содержащимся в ней парафиновым образованиям.

Феноловое масло играет важную роль в пропитке парафиновых образований, будучи хорошим растворителем с более высокой плотностью, чем плотность воды.

Абсорбционное масло образует инертные поверхности, не совместимые (с химической точки зрения) с парафиновыми образованиями, которые не вызывают пастирования, как это происходит в случае растворителей. Растворители сохраняют в нефти активные поверхности между парафиновыми образованиями (отложениями), которые соединяют их, увеличивая тем самым парафиновое отложение.

Газогенерирующие вещества типа солей аммония (сульфатов и карбонатов) разлагаются ниже 70°С, образуя газы, которые радикально изменяют реологию течения сырой нефти.

Моющие вещества и поверхностно-активные вещества (составляющие 2% объема или 20% общей химической нагрузки) стабилизируют новый реологический путь и улучшают просачиваемость парафиновых образований, отделяя их также от неорганических фаз.

В конечном итоге, плотность применяемого для обработки состава, образованного из химического вектора (смеси трех типов масла в соотношении 1:1:1) с химической нагрузкой, образованной добавлением 10 об.% растворителей, моющих веществ и газогенерирующих веществ, должна составлять 1,101,12 г/куб.см.

Предложенный в настоящем изобретении способ обработки состоит в том, что состав закачивают под давлением до 70-80 бар (предельное давление, выдерживаемое трубопроводами (колоннами/тюбингами)) в блокированные трубы добычи или в нефтяное месторождение, отдача которого значительно снизилась, и, если не достигается соответствующая деблокировка, поддерживают давление в течение 4-8 ч, и повторяют обработку, если не происходит значительного снижения давления, которое означает, что циркуляция деблокирована. Предложенные состав и способ имеют следующие преимущества:

применяется раствор, который может быть полезным материалом в процессе нефтепереработки;

обеспечивается высокая эффективность благодаря характеру химического вектора, образованного при приготовлении состава;

раствор доступен, а его применение играет также роль в защите окружающей среды, так как масло не применяется на поверхности земли, что могло бы иметь сильные загрязняющие последствия;

уменьшается количество интервенций в скважинах благодаря более длительному времени действия раствора;

не требуется специальное оборудование для осуществления обработки;

отсутствуют отрицательные вторичные эффекты (коррозия металлов или эмульгация ценных компонентов сырой нефти);

- 2 009018 из масляного раствора, используемого для закачки на нефтеперерабатывающих заводах, получают бензины с высоким октановым числом и полукокс.

Далее приводятся пример получения состава, а также осуществление способа обработки согласно изобретению.

Пример

Состав для обработки, выполняемой на оборудовании для технологической закачки в пласт, а также используемом для деблокировки сети колонн, содержит, в об.%:

30% фенолового масла из фракции 1,

30% абсорбционного масла,

30% полимеризованного масла,

2% карбоната аммония,

5% нонилфенолэтоксилата с 5-9 этоксильными группами,

3% фенола.

В скважине с низким притоком нефти из-за блокировки перфораций или труб экстракционной колонны парафиновыми отложениями осуществляют деблокировку путем использования вышеуказанного раствора в количестве 5 куб.м раствора/линейный метр трубопровода с перфорациями или в случае блокировки трубопровода при максимальном давлении 70-90 бар, которое ограничено материалом, из которого он выполнен, до деблокировки пути. Если после 5-8 ч не отмечается значительного улучшения течения, раствор отводится для очистки в приемный чан и обработка повторяется до эффективной деблокировки скважины.

Применяя лабораторный анализ, можно выбрать другой вид смоляного масла, полученного при дистилляции, при условии, что его удельная плотность выше 1,08, с одновременной нагрузкой образовавшегося вектора реактивами (растворителями, моющими средствами и др.) в зависимости от намеченной цели и особенностей месторождения.

Claims (9)

1. Состав для обработки сырой нефти, отличающийся тем, что содержит 20-30 об.% от общего объема состава фенолового масла, являющегося фракцией дистилляции при температуре от 170 до 190°С, 20-30 об.% от общего объема состава абсорбционного масла, являющегося фракцией дистилляции при температуре от 250 до 270°С, 20-30 об.% от общего объема состава полимеризованного масла, являющегося фракцией дистилляции при температуре от 320 до 350°С, остальную часть до 100% составляет смесь химических присадок, содержащая поверхностно-активное вещество, или газогенерирующее вещество, или кислотное вещество, или растворитель, или их комбинацию, причем состав имеет плотность 1,101,12 г/куб.см.

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что объемное соотношение фенолового масла, абсорбционного масла и полимеризованного масла составляет 1:1:1.

3. Состав по п.1 или 2, отличающийся тем, что феноловое масло содержит крезолы, нафталины и антрацены с присоединенными к ним различными химическими радикалами и имеет плотность 1,151,20 г/куб.см, абсорбционное масло содержит фенантрены, флуорены, карбозолы и флуорантены и имеет плотность 1,19-1,22 г/куб.см, и полимеризованное масло содержит пирены, аценафтены и хризены и имеет плотность 1,20-1,23 г/куб.см.

4. Состав по п.1, отличающийся тем, что смесь химических присадок содержит 25 мас.% поверхностно-активного вещества, предпочтительно этоксилированный нонилфенол с 5-9 этоксигруппами, 10 мас.% газогенерирующего вещества, предпочтительно состоящего из солей аммония, выбранных из сульфатов или карбонатов аммония, которые разлагаются при температуре ниже 70°С с выделением газов, и 15 мас.% кислотного вещества, предпочтительно фенола, остальное до 100% - растворитель.

5. Состав по п.1 или 4, отличающийся тем, что содержит 30 об.% фенолового масла, 30 об.% абсорбционного масла, 30 об.% полимеризованного масла и 10 об.% смеси химических присадок от общего объема состава, причем указанная смесь содержит 10 мас.% карбоната аммония, 25 мас.% этоксилированного нонилфенола с 5-9 этоксигруппами, 15 мас.% фенола, остальное до 100% смеси - растворитель.

6. Способ обработки сырой нефти с использованием состава по п.1, отличающийся тем, что состав по п.1 закачивают под давлением предпочтительно 70-90 бар через нефтедобывающий трубопровод или эксплуатационную колонну, через скважину, которая проникает в и открывает производительное нефтяное месторождение, с последующим прекращением добываемого флюида через трубопровод на 4-8 ч, после чего снова запускают скважину в эксплуатацию.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что в нефтедобывающий трубопровод или эксплуатационную колонну закачивают такое количество состава по п.1, которое обеспечит распределение предпочтительно 5 куб.м раствора на линейный метр трубы с перфорациями.

8. Способ обработки сырой нефти с применением состава по п.1, отличающийся тем, что закачивают состав по п.1 через трубопровод для перекачки добываемой из скважины нефти, и в случае блокировки ее течения осуществляют закачку с максимальным давлением, ограниченным давлением, которое мо

- 3 009018 жет выдержать материал трубопровода, и сохраняют этот уровень давления в течение 4-8 ч.

9. Способ обработки сырой нефти по п.6 или 8, отличающийся тем, что, если после 4-8 ч не восстанавливаются нормальные параметры циркуляции нефти, закачанный состав отводят из нефтедобывающего трубопровода или трубопровода перекачки, а затем закачивают состав по п.1 снова.