RU2711435C2 - Композиции и способы для решения проблем с парафинами и асфальтенами в скважинах - Google Patents
Композиции и способы для решения проблем с парафинами и асфальтенами в скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2711435C2 RU2711435C2 RU2017103453A RU2017103453A RU2711435C2 RU 2711435 C2 RU2711435 C2 RU 2711435C2 RU 2017103453 A RU2017103453 A RU 2017103453A RU 2017103453 A RU2017103453 A RU 2017103453A RU 2711435 C2 RU2711435 C2 RU 2711435C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- carbon atoms
- ether
- paraffins
- specified
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 95
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 8
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 15
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 45
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 description 42
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 21
- BPIUIOXAFBGMNB-UHFFFAOYSA-N 1-hexoxyhexane Chemical compound CCCCCCOCCCCCC BPIUIOXAFBGMNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 16
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 12
- 235000019809 paraffin wax Nutrition 0.000 description 11
- 235000019271 petrolatum Nutrition 0.000 description 11
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 6
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 3
- KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 1-Octanol Chemical compound CCCCCCCCO KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XMVBHZBLHNOQON-UHFFFAOYSA-N 2-butyl-1-octanol Chemical compound CCCCCCC(CO)CCCC XMVBHZBLHNOQON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- -1 for example Substances 0.000 description 2
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N limonene Chemical compound CC(=C)C1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDJRBEYXGGNYIS-UHFFFAOYSA-N nonanedioic acid Chemical compound OC(=O)CCCCCCCC(O)=O BDJRBEYXGGNYIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N octanoic acid Chemical compound CCCCCCCC(O)=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WLJVNTCWHIRURA-UHFFFAOYSA-N pimelic acid Chemical compound OC(=O)CCCCCC(O)=O WLJVNTCWHIRURA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YLQLIQIAXYRMDL-UHFFFAOYSA-N propylheptyl alcohol Chemical compound CCCCCC(CO)CCC YLQLIQIAXYRMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- KQTIIICEAUMSDG-UHFFFAOYSA-N tricarballylic acid Chemical compound OC(=O)CC(C(O)=O)CC(O)=O KQTIIICEAUMSDG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NMRPBPVERJPACX-UHFFFAOYSA-N (3S)-octan-3-ol Natural products CCCCCC(O)CC NMRPBPVERJPACX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001124 (E)-prop-1-ene-1,2,3-tricarboxylic acid Substances 0.000 description 1
- NKJOXAZJBOMXID-UHFFFAOYSA-N 1,1'-Oxybisoctane Chemical compound CCCCCCCCOCCCCCCCC NKJOXAZJBOMXID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LTSWUFKUZPPYEG-UHFFFAOYSA-N 1-decoxydecane Chemical compound CCCCCCCCCCOCCCCCCCCCC LTSWUFKUZPPYEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UJEGHEMJVNQWOJ-UHFFFAOYSA-N 1-heptoxyheptane Chemical compound CCCCCCCOCCCCCCC UJEGHEMJVNQWOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNHXCAOHDPRJML-UHFFFAOYSA-N 1-hexoxyheptane Chemical compound CCCCCCCOCCCCCC PNHXCAOHDPRJML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KUTWKGLRMXBROO-UHFFFAOYSA-N 1-hexoxyoctane Chemical compound CCCCCCCCOCCCCCC KUTWKGLRMXBROO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 1-methylsulfonylpiperidin-4-one Chemical compound CS(=O)(=O)N1CCC(=O)CC1 RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DKZRLCHWDNEKRH-UHFFFAOYSA-N 1-nonoxynonane Chemical compound CCCCCCCCCOCCCCCCCCC DKZRLCHWDNEKRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUJLWPFSUCHPQL-UHFFFAOYSA-N 11-methyldodecan-1-ol Chemical compound CC(C)CCCCCCCCCCO XUJLWPFSUCHPQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WOFPPJOZXUTRAU-UHFFFAOYSA-N 2-Ethyl-1-hexanol Natural products CCCCC(O)CCC WOFPPJOZXUTRAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YHCCCMIWRBJYHG-UHFFFAOYSA-N 3-(2-ethylhexoxymethyl)heptane Chemical compound CCCCC(CC)COCC(CC)CCCC YHCCCMIWRBJYHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PLLBRTOLHQQAQQ-UHFFFAOYSA-N 8-methylnonan-1-ol Chemical compound CC(C)CCCCCCCO PLLBRTOLHQQAQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004135 Bone phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000005635 Caprylic acid (CAS 124-07-2) Substances 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004440 Isodecyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N Succinic acid Natural products OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940091181 aconitic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 1
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N anhydrous glutaric acid Natural products OC(=O)CCCC(O)=O JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- QMKYBPDZANOJGF-UHFFFAOYSA-N benzene-1,3,5-tricarboxylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC(C(O)=O)=CC(C(O)=O)=C1 QMKYBPDZANOJGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002619 bicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- KDYFGRWQOYBRFD-NUQCWPJISA-N butanedioic acid Chemical compound O[14C](=O)CC[14C](O)=O KDYFGRWQOYBRFD-NUQCWPJISA-N 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- GTZCVFVGUGFEME-IWQZZHSRSA-N cis-aconitic acid Chemical compound OC(=O)C\C(C(O)=O)=C\C(O)=O GTZCVFVGUGFEME-IWQZZHSRSA-N 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 125000004855 decalinyl group Chemical group C1(CCCC2CCCCC12)* 0.000 description 1
- 229940028820 didecyl ether Drugs 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229940087305 limonene Drugs 0.000 description 1
- 235000001510 limonene Nutrition 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 125000002950 monocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- YTVNOVQHSGMMOV-UHFFFAOYSA-N naphthalenetetracarboxylic dianhydride Chemical compound C1=CC(C(=O)OC2=O)=C3C2=CC=C2C(=O)OC(=O)C1=C32 YTVNOVQHSGMMOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002446 octanoic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N trans-aconitic acid Natural products OC(=O)CC(C(O)=O)=CC(O)=O GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NQPDZGIKBAWPEJ-UHFFFAOYSA-N valeric acid Chemical compound CCCCC(O)=O NQPDZGIKBAWPEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композици и способу для регулирования тяжелых углеводородов в окружающей среде скважин и в сопутствующем оборудовании, применяемом для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Композиция для применения для регулирования тяжелых углеводородов, содержащая A. - эфир, имеющий приведенную общую формулу, представленный в композиции в количестве 40-90 мас.%, и B. - по меньшей мере один дополнительный компонент, выбранный из группы, состоящей из(i) сложного эфира приведенной формулы,(ii) алкоксилированного спирта, имеющего приведенную общую формулу, и (iii) смесей (i) и (ii), (iv) углеводородного сорастворителя и(v) смесей (i), (ii) и (iv). Способ регулирования тяжелых углеводородов в нефтяных и газовых скважинах и сопутствующем оборудовании, включающий: I - предоставление указанной выше композиции, II - выбор по меньшей мере одного из составов A-E и III - в зависимости от указанного выбранного состава выполнение операции, содержащей одно действие из: (i) растворения парафинов,(ii) растворения тяжелых нефтей, (iii) диспергирования парафинов и асфальтенов. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 5 ил. 6 табл., 4 пр.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
Эта заявка притязает на приоритет по заявке на патент США № 62/024900, зарегистрированной 15 июля 2014 г., во всех отношениях.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Данное изобретение относится к решению проблем с тяжелыми углеводородами в нефтяных и газовых скважинах и, более конкретно, к решению проблем с парафинами и асфальтенами в таких скважинах.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ, ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ ДАННОМУ ИЗОБРЕТЕНИЮ
Тяжелые углеводороды, такие как парафины и асфальтены обычно содержатся в разнообразных видах сырой нефти из многих различных районов, из различных мест промысла одного и того же района и, более того, из различных скважин одного и того же места промысла.
Асфальтены являются крупными ароматическими агломератами, состоящими в основном из гетероциклических колец, которые обычно удерживаются в виде раствора/суспензии в сырой нефти посредством природного происхождения, и содержащими нефтяные смолы которые прилипают к внешней поверхности асфальтеновых агломератов. Однако хорошо известно, что они могут преципитировать и образовывать отложения в выкидных линиях, поточных линиях, резервуарах для хранения и т.д., особенно, когда перепады давления делают возможным выделение смол.
Парафины, с другой стороны, являются насыщенными углеводородными восками, которые преципитируют и образуют отложения на участках, где имеет место уменьшение температуры ниже температуры растворимости парафинов в сырых нефтях, что приводит к образованию воска. Эта температура обычно известна как температура начала кристаллизации парафинов (WAT). Асфальтены и парафины имеют общие характеристики в том, что могут ингибировать или блокировать добычу из скважины, загрязнять транспортные линии и образовывать нежелательные отложения в резервуарах для хранения.
Вследствие их различий в характере, регулирование асфальтенов не обязательно может приводить к регулированию парафинов, и наоборот. Соответственно, сырую нефть испытывают для определения содержания парафинов/асфальтенов, чтобы определить, какая форма обработки наилучшим образом подходит для данной конкретной сырой нефти. Сложность проблемы заключается в том, что в большинстве сырых нефтей находятся как асфальтены, так и парафины, хотя одни из них могут присутствовать в гораздо большем количестве, чем другие.
Решение проблемы с тяжелыми углеводородами, т.е. парафинами и асфальтенами, включает два основных подхода: (1) удаление уже образованных отложений там, где они вызывают проблему, и (2) минимизирование образования отложений. Как хорошо понятно специалистам в данной области техники, вследствие сложности проблемы имеет место, как правило, не одно решение для решения проблем с асфальтенами и проблем с парафинами.
В отношении имеющихся отложений, в случае парафинов, как указано выше, даже небольшие изменения в состоянии равновесия, включающего растворение парафиновых восков в сырой нефти, могут вызывать преципитирование парафинового воска. Одним из таких изменений состояния равновесия могут являться пониженные температуры.
В случае парафинов, известно, что твердые частицы в сырой нефти ускоряют преципитирование воска, поскольку такие твердые частицы действуют в качестве зародышей для формирования больших частиц парафина из частиц меньшего размера, суспендированных в сырой нефти. Именно эти большие частицы, которые, при определенных условиях, будут преципитировать, создают проблемы, рассмотренные выше.
В случае отложений асфальтена, асфальтены и другие тяжелые углеводородные материалы, такие как асфальтены, часто находятся как суспендированные твердые частицы в сырой нефти. Эти тяжелые молекулы типа асфальтена часто встречаются в суспендированных коллоидных твердых частицах, которые отделяются от сырой нефти, например, преципитируют, когда условия, которые поддерживают их в диспергированном состоянии, изменяются. Многие из таких факторов, влияющие на повышение содержания парафинового воска и его преципитирование, являются одними и теми же факторами, которые будут приводить к преципитированию асфальтенов и подобных тяжелых углеводородов из сырой нефти. Также известно, что асфальтены и вызываемые ими проблемы, как правило, происходят в скважинах, соседних с продуктивными пластами, и это обычно не происходит в отношении образования парафинового воска.
Обычно применяемый растворитель, BETX (бензол, этилбензол, толуол и ксилол), использовали, и он является эффективным при удалении отложений парафинов, однако имеет место увеличенное противодействие его применению вследствие экологических факторов, государственного регулирования, особенно при применении в морских условиях, и сравнительно низкой температуры воспламенения, которая создает дополнительную проблему безопасности во время транспортировки и обращения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В одном аспекте, данное изобретение предоставляет композицию для удаления парафинового воска из трубопроводов, поточных линий, устьевого оборудования для хранилища и т.п.
В другом аспекте, данное изобретение предоставляет композицию для удаления отложений асфальтена, тяжелого гудрона и т.п. из стволов скважин, лифтовых насосно-компрессорных колонн, оборудования для хранения и т.д.
В другом аспекте, данное изобретение предоставляет способ обработки стволов скважин, оборудования для добычи и резервуаров для хранения, чтобы удалять отложения парафина и асфальтена.
В еще одном аспекте, данное изобретение предоставляет композиции и способы для ингибирования преципитирования парафиновых восков и асфальтенов из сырой нефти.
Эти и другие отличительные признаки и преимущества данного изобретения станут очевидными из представленного ниже подробного описания, в котором ссылки сделаны на фигуры в сопроводительных чертежах.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ:
Фиг. 1 показывает эффективность различных этоксилатов в сырой нефти и деионизированной воде.
Фиг. 2 показывает эффективность NTDA-3 в сырой нефти и деионизированной воде.
Фиг. 3 показывает эффективность NTDA-3 в сырой нефти и в попутно добываемой воде.
Фиг. 4 показывает эффективность NTDA-8 в сырой нефти и деионизированной воде.
Фиг. 5 показывает эффективность NTDA-8 в сырой нефти и попутно добываемой воде.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Как известно специалистам в данной области техники, жидкости, имеющие высокую температуру вспышки, являются желательными для любого растворителя/композиции, применяемых для практически любого вида обработки газовой/нефтяной скважины, периферийного оборудования, такого как трубы, выкидные линии, резервуар для хранения, и т.д. Соответственно, композиции и способы по данному изобретению могут применять эфиры, содержащие от примерно 8 до примерно 30 атомов углерода и имеющие следующую общую формулу:
где каждая из R и R1 является алкильной группой, независимой одна от другой, которая может быть линейной или разветвленной и содержать от 2 до 30 атомов углерода. Предпочтительно каждая из R и R1 содержит от 5 до 7 атомов углерода.
Неограничивающие примеры подходящих эфиров включают дибутиловый эфир, дигексиловый эфир, дигептиловый эфир, диоктиловый эфир, динониловый эфир, дидециловый эфир, гексил-октиловый эфир, гексил-гептиловый эфир, ди-(2-этилгексил)овый эфир, ди-(2-пропилгептил)овый эфир и т.д. Соответственно, эфир может быть симметричным или асимметричным и может содержать смесь различных эфиров, например, симметричный эфир и асимметричный эфир.
Композиции по данному изобретению могут содержать смесь одного или нескольких эфиров, описанных выше, с поверхностно-активным веществом, которое может быть (1) сложным эфиром с одной или несколькими сложноэфирными группами, (2) алкоксилированным спиртом или (3) их смесями.
Основные сложные эфиры, применимые в композициях по данному изобретению, будут иметь следующую общую формулу:
или
где группы R2 по R5 являются линейными или разветвленными алкильными группами, имеющими от 1 до 30 атомов углерода, и n составляет от 0 до 20.
Неограничивающие примеры типичных карбоновых кислот, которые могут быть применены для получения сложных эфиров моноосновных кислот, включают муравьиную кислоту, уксусную кислоту, валериановую кислоту, каприловую кислоту, лауриновую кислоту, арахиновую кислоту и т.д. Неограничивающие примеры типичных карбоновых кислот, которые могут быть применены для получения сложных эфиров двухосновных кислот, включают щавелевую кислоту, малоновую кислоту, янтарную кислоту, глутаровую кислоту, адипиновую кислоту, пимелиновую кислоту, фталевую кислоту, азелаиновую кислоту и т.д. Неограничивающие примеры типичных карбоновых кислот, которые могут быть применены для получения сложных эфиров трехосновных кислот, включают лимонную кислоту, аконитовую кислоту, тримезиновую кислоту, пропан-1,2,3-трикарбоновую кислоту и т.д.
Спирты, применимые для получения сложных эфиров по данному изобретению, включают одноатомные спирты, содержащие от 6 до 20 атомов углерода, и могут быть линейными спиртами, разветвленными спиртами или спиртами Гербе (обычно описываемыми как 2-алкил-1-спирты). Неограничивающие примеры подходящих спиртов включают метанол, этанол, пропанол, бутанол, гексанол, октанол, деканол, 2-бутил-1-октанол, 2-пропил-1-гептанол, 2-этил-1-гексанол и т.д.
Как указано, в дополнение к сложным эфирам, описанным выше, поверхностно-активные вещества, применимые для формирования композиций и применяемые в данном изобретении, могут включать разнообразные алкоксилированные спирты. Обычно алкоксилированные спирты, применимые в данном изобретении будут иметь следующую общую формулу:
где x составляет от 3 до 30,
n составляет от 2 до 4,
y составляет от 0 до 6, и
z составляет от 3 до 20.
В особенности предпочтительными алкоксилированными спиртами являются этоксилированные спирты, в которых
x составляет от 5 до 29,
y составляет 0,
z составляет от 3 до 12.
Неограничивающими примерами алкоксилированных спиртов, которые могут быть применены для получения сложных эфиров, являются изотридециловый спирт, изодециловый спирт, 2-пропилгептанол, 2-этилгексанол, лауриловый спирт и т.д.
В дополнение к компонентам, перечисленным выше, композиции по данному изобретению могут включать сорастворитель или носитель, который является обычно углеводородом по своей природе. Также важно заметить, что эфиры, описанные ранее, могут служить в качестве как растворителя, так и жидкости-носителя в одно и то же время. Обычно носитель имеет значительное содержание нафтеновых и/или высокоразветвленных парафинов. Как правило, сорастворитель может содержать от примерно 20% до примерно 90% или более нафтенов, изопарафинов или их смеси. В особенности, носители, имеющие такой состав, будут содержать углеводороды в интервале от примерно C8 до примерно C30. Таблица 1 ниже представляет неограничивающие примеры разнообразных носителей, которые могут быть применены в композициях по данному изобретению.
Таблица 1
LPA | LPA-142 | LPA-170 | LPA-210 | Дизельное топливо | HF-1000 | ODC-15 | |
Линейные | -- | -- | -- | -- | 41,31 | 20,9 | -- |
Изопарафины (мол.%) | 25 | 21 | 28 | 30 | 14 | 25 | |
Олефины | -- | -- | -- | -- | -- | 24,89 | -- |
Нафтены (моноциклические) (мол.%) | 62 | 64 | 60 | 69 | 22,12 | 30 | 47 |
Декалины (бициклические) (мол.%) | 13 | 15 | 12 | 1 | 11,93 | -- | 10 |
Ароматические соединения | -- | -- | -- | -- | 24,7 | -- | 15 |
Оксигенаты | -- | -- | -- | -- | -- | 3,84 | -- |
Интервал углеродной цепи | C10-C16 | C11-C12 | C12-C14 | C14-C16 | C10-C20 | C12-C22 | C10-C16 |
1 В зависимости от конкретного дизельного топлива
2 Также содержит 2,3% трициклических углеводородов
3 Спирты, сложные эфиры
Как можно видеть из Таблицы 1, сорастворитель может содержать жидкие углеводороды, содержащие от примерно 10% до примерно 35% изопарафинов, от примерно 30% до примерно 73% нафтенов и имеющие длину углеродной цепи от примерно C8 до примерно C30. Как также можно видеть из Таблицы 1, некоторые из носителей могут включать значительные количества линейных парафинов, в то время как другие могут содержать небольшие количества оксигенатов, таких как спирты, сложные эфиры или т.п. Как должно быть также очевидно из Таблицы 1, некоторые из носителей могут содержать олефины, в то время как другие, например, дизельное топливо, могут содержать значительные количества ароматических углеводородов. В общем, Таблица 1 демонстрирует, что в композициях по данному изобретению в качестве необязательного сорастворителя могут быть применены, выгодным образом, разнообразные углеводороды, хотя и другие соединения могут присутствовать в определенных случаях. Также понятно, что, хотя дизельное топливо может быть применено, оно не является предпочтительным в качестве носителя, главным образом по той причине, что увеличенное содержание в нем ароматических углеводородов делает его менее желательным с экологической точки зрения.
При применении лишь в качестве растворителя, чтобы растворять или отделять парафин/асфальтен в качестве твердого вещества, эфир, применяемый в способе по данному изобретению, может присутствовать в количестве вплоть до 100%. Когда сорастворитель применяют, чтобы растворять или отделять парафин/асфальтен в качестве твердого вещества, эфир может присутствовать в количестве вплоть до 95%. Кроме того, чтобы диспергировать/ингибировать парафин/асфальтен в качестве твердого вещества в лифтовых насосно-компрессорных колоннах, выкидных линиях и т.д., эфир, применяемый в способе по данному изобретению, может присутствовать в количестве вплоть до 99 масс.% от общей массы состава. Поверхностно-активное вещество в качестве дисперсанта/ингибитора в композиции будет обычно присутствовать в количестве от примерно 0,006 до примерно 5 масс.% от общей массы состава. Когда применяют сорастворитель, содержание сорастворителя-эфира может составлять вплоть до 99 масс.% от общей массы состава.
Для того, чтобы более полно пояснить композиции и способы по данному изобретению, полезно рассмотрение состава типичных тяжелых нефтей, содержащих высокие количества парафинов и/или асфальтенов. Таблица 2 ниже показывает составы двух типичных тяжелых нефтей, Frac #6 и Frac #7:
Таблица 2
Параметры тестирования | Frac #6 | Frac #7 |
Парафины (масс.%) | 29,5 | 29,4 |
Асфальтены (масс.%) | 69,2 | 29,3 |
Смоченные нефтью компоненты (масс.%) | 1,3 | 41,4 |
Температура застывания (°F) | 79°F (26,11°C) | 147°F (63,89°C) |
Как можно видеть из Таблицы 2, результаты тестирования показывают, что нефть Frac #6 является высокоасфальтеновой со значительным количеством парафинов, в то время как Frac #7 имеет примерно равные количества асфальтенов и парафинов.
Следует обратить особое внимание на важность анализа сырой нефти, поскольку это помогает в первоначальном выборе носителя-растворителя при проникновении и растворении для конкретного типа сырой нефти. Например, растворители на основе ароматических углеводородов, такие как BETX (бензол, этилбензол, толуол и ксилол) являются очень эффективными при растворении/диспергировании асфальтеновых сырых нефтей, однако менее эффективны при растворении или диспергировании парафиновых сырых нефтей.
Для того, чтобы определить эффективность композиций по данному изобретению в отношении их способности к проникновению и растворению или разделению парафинового воска и/или асфальтенов в сырой нефти, композиции по данному изобретению были протестированы по отношению к d-лимонену. Таблица 3 ниже наглядно показывает результаты тестирования способности к растворению парафинового воска, извлеченного из Frac #6, представленной в Таблице 2. По существу, Таблица 3 отображает способность определенных композиций по данному изобретению к проникновению в парафиновое твердое вещество, его разделению или растворению.
Таблица 3
Растворитель | Растворенный/диспергированный парафин (масс.%) | |
30 мин | 2 часа | |
6040 Эфир 6/LPA 142 | 10,1 | 100,0 |
HF1000 | 6,5 | 17,3 |
Эфир 6 | 12,6 | 31,5 |
6040 Эфир 6/HF1000 | 9,0 | 100,0 |
6040 LPA 142/Эфир 6 | 10,5 | 37,6 |
9010 HF1000/LPA 110 | 9,9 | 27,4 |
D-Лимонен | 34,7 | 100,0 |
Как можно видеть из Таблицы 3, дигексиловый эфир (Эфир 6) сам по себе действует недостаточно по сравнению с d-лимоненом, однако смеси дигексилового эфира с определенным количеством сорастворителей, указанных в Таблице 1, показывают результаты, сравнимые с d-лимоненом. В этом отношении, можно, например, отметить, что смесь 60% дигексилового эфира и 40% LPA 142 обладает такой же эффективностью, что и d-лимонен, по прошествии двух часов. Подобным образом, смесь 60% дигексилового эфира и 40% HF-1000 показывает по существу такую же эффективность, что и d-лимонен, по прошествии двух часов. Это указывает на необходимость в анализе сырой нефти, чтобы определить ее состав и затем отобрать комбинацию ингредиентов, составляющих композиции по данному изобретению, наилучшим образом подходящие для конкретных рассматриваемых сырых нефтей. Несмотря на то, что дигексиловый эфир сам по себе показывает слабую растворяющую способность по сравнению с d-лимоненом, композиции, содержащие определенные количества сорастворителя, приведенного в Таблице 1, вместе с дигексиловым эфиром или одним из других эфиров, являются применимыми, поскольку эфиры увеличивают температуру воспламенения смеси. В этом отношении, желательно, чтобы температуры воспламенения композиций по данному изобретению, независимо от их состава, были больше, чем примерно 140°F (60°С). Гексиловый эфир, применяемый в данном изобретении, имеет температуру вспышки 207°F (97°С), в то время как d-лимонен технического сорта имеет температуру вспышки 110°F (43°С) (Таблица 4).
Таблица 4
Растворитель | Температура вспышки (°F) | Каури-бутаноловый показатель |
Толуол | 43 | 102 |
Ксилол | 77 | 98 |
LPA 142 | 142 | 34 |
HF1000 | 178 | 18 |
D-Лимонен | 110 | 67 |
Гексиловый эфир | 207 | 95 |
Таблица 5 показывает сравнение d-лимонена и определенных компонентов, составляющих композиции по данному изобретению, в отношении их способности к растворению асфальтенов, извлеченных из нефти Frac #6.
Таблица 5
Растворитель | Растворенный/диспергированный асфальтен (масс.%) | |
30 мин | 2 часа | |
NACOL Эфир 6 | 0,0 | 0,0 |
HF1000 | 3,8 | 15,5 |
LPA 110 | 1,1 | 23,5 |
LPA 142 | 4,5 | 5,5 |
ODC-15 | 0,0 | 0,7 |
D-Лимонен | 8,8 | 31,6 |
Как можно видеть из Таблицы 5, дигексиловый эфир сам по себе показывает практически отсутствие способности к растворению беспримесных частиц асфальтена. Тем не менее, некоторые сорастворители, приведенные в Таблице 1, являются более эффективными, однако все же не такими эффективными как d-лимонен. Важно подчеркнуть то, что большинство сырых нефтей содержат комбинацию молекул парафина и асфальтена, и присутствие даже небольших количеств молекул парафина облегчает проникновение и растворение для сырой нефти посредством линейных растворителей, таких как дигексиловый эфир. Сравнение данных, показанных в Таблице 3, с теми, что представлены в Таблице 5, подчеркивает важность тестирования сырой нефти, чтобы определить содержание в ней, например, парафинов/асфальтенов, для выбора надлежащих компонентов при составлении рецептуры наиболее эффективных композиций в соответствии с данным изобретением.
Таблица 6 ниже показывает сравнение лимонена с различными композициями в соответствии с данным изобретением и их способность к растворению тяжелой нефти Frac #7, которая, как можно видеть из Таблицы 2, содержит примерно одно и то же количество парафинов и асфальтенов.
Таблица 6
Растворитель | Диспергировано/растворено (масс.%) | ||
30 мин | 2 часа | 6 часов | |
LPA 142 | 11,8 | 22,8 | 64,3 |
4060 Эфир 6/LPA 142 | 11,5 | 20,5 | 100 |
HF1000 | 0,0 | 3,8 | 46,5 |
Эфир 6 | 10,0 | 17,3 | 100 |
4060 Эфир 6/HF1000 | 1,9 | 22,3 | 100 |
6040 Эфир 6/HF1000 | 14,2 | 100 | 100 |
D-лимонен | 17,5 | 44,2 | 100 |
Как можно видеть из Таблицы 6, несколько композиций по данному изобретению эффективны так же, как и d-лимонен, при растворении тяжелой нефти Frac #7. В частности, дигексиловый эфир сам по себе имеет по существу такую же эффективность, что и d-лимонен, по прошествии шести часов. Поскольку дигексиловый эфир имеет гораздо более высокую температуру воспламенения, чем d-лимонен, и также стабильное предложение на рынке и ценообразование, на которые не влияет низкий урожай вследствие плохих погодных условий, он может быть выбран во многих видах применения, даже принимая во внимание фактор стоимости. Кроме того, смесь 40% дигексилового эфира и 60% LPA 142 также имеет такую же эффективность, что и d-лимонен, спустя 6 часов. Более важным является то, что смесь 60% дигексилового эфира и 40% HF1000 показывает более высокую растворяющую способность или эффективность, чем d-лимонен, спустя 2 часа.
Данные, представленные в Таблицах 3, 5 и 6, показывают, что различные композиции в соответствии с данным изобретением являются такими же эффективными как и d-лимонен в отношении растворения/диспергирования сырой тяжелой нефти и в определенных случаях парафиновых восков, извлеченных из сырой тяжелой нефти. Более того, как можно видеть из Таблицы 6, дигексиловый эфир, сам по себе, может быть применен вместо d-лимонена в способе растворения/диспергирования некоторых тяжелых сырых нефтей, и поскольку дигексиловый эфир имеет более высокую температуру воспламенения, стабильное предложение на рынке и ценообразование, по сравнению с d-лимоненом, он может быть выбран во многих случаях (Таблица 4).
Как указано выше, при решении проблем, создаваемых парафином и асфальтенами в сырых нефтях, одной из проблем является удаление отложений после того, как они были сформированы на поверхностях, например, трубопроводов и другого оборудования, связанного с добычей и сбором нефти и газа, и другой проблемой является то, каким образом поддерживать парафин/асфальтен в качестве твердого вещества диспергированным в сырой нефти, а также как смачивать водой смоченные нефтью твердые частицы, присутствующие в сырой нефти. В этих целях, одно из поверхностно-активных веществ, описанных выше, а именно алкоксилированный спирт, испытывали, чтобы определить (1) его способность эффективно диспергировать парафин/асфальтен в качестве твердого вещества в сырых нефтях и (2) его способность к смачиванию водой смоченных нефтью твердых частиц, присутствующих в сырой нефти, и переносу твердых частиц в водную фазу. Осуществление последнего, безусловно, производит более чистые и более светлые сырые нефти.
При выполнении этих испытаний применяли ряд алкоксилированных спиртов. Сырой нефтью, примененной при выполнении этих испытаний, являлась Frac #7, описанная выше, цель заключалась в определении, может ли парафин/асфальтен в качестве твердого вещества, если они присутствуют в сырой нефти Frac #7, поддерживаться в диспергированном состоянии. Примененными этоксилированными спиртами являлись этоксилированные C13 разветвленные спирты, имеющие различные числа молей добавленного этиленоксида. Этоксилаты далее в данном документе называют как NTDA-3, NTDA-5, NTDA-6, NTDA-8, NTDA-9 и NTDA-12. В перечне, приведенном выше, число, следующее за буквами ʺNTDAʺ относится к числу молей этиленоксида, присутствующего в молекуле.
Испытания выполняли как в деионизированной воде (DI), так и в попутно добываемой воде (PW) при уровне 90000 TDS (общее содержание растворенных твердых веществ). Все испытания выполняли в бутылях, как можно видеть далее в данном документе в приведенных ниже примерах.
Пример 1
Этот пример демонстрирует характеристики диспергируемости этоксилатов по отношению к деионизированной воде. Результаты испытания представлены на Фиг. 1. Как можно видеть из Фиг. 1, этоксилаты, содержащие 5-6 молей этиленоксида, диспергируют больше нефти в воде, что может создавать проблемы с эмульсией в некоторых сырых нефтях. Однако, как можно также видеть, все этоксилаты проявляют значительную способность к диспергированию.
Пример 2
В Примере 2 выполняли процедуру Примера 1, за исключением того, что применяли лишь NTDA-3 при различных концентрациях в деионизированной воде, показанных на Фиг. 2. Как можно видеть из Фиг. 2, минимальная концентрация при обработке для NTDA-3 составляет примерно 240 млн-1.
Пример 3
Процедуру Примера 2 выполняли с тем исключением, что применяемая вода являлась попутно добываемой водой (PW). Как известно, попутно добываемая вода (PW) в большинстве случаев является сильносоленой и содержит множество растворенных ионов. Как можно видеть из Фиг. 3, минимальная концентрация NTDA-3, которая проявляет себя как целесообразная, составляет примерно 500 млн-1. В связи с этим, полагают, что ионы, присутствующие в попутно добываемой воде (PW), взаимодействуют с поверхностно-активным веществом (NTDA-3).
Пример 4
Процедуры Примеров 2 и 3 выполняли с тем исключением, что в обоих случаях NTDA-8 применяли в качестве поверхностно-активного вещества для обработки. Результаты, показанные на Фиг. 4 и 5, Фиг. 4, показывающей результаты в деионизированной (DI) воде, и Фиг. 5, показывающей результаты в попутно добываемой воде (PW). Фиг. 4 и Фиг. 5 показывают, что минимум обрабатывающей композиции для NTDA-8 составляет примерно 60 млн-1, как в деионизированной (DI) воде, так и в попутно добываемой воде (PW). Однако при концентрации для обработки 500млн-1 в попутно добываемой воде (PW) можно видеть, что имеет место проблема с эмульсией, означающая, что более низкие концентрации могут, как правило, быть применены, если поверхностно-активным веществом являлось NTDA-8.
Также было найдено, что все из испытанных поверхностно-активных веществ NTDA-3-12 смачивали водой смоченные нефтью твердые частицы, такие как побочные продукты коррозии, например, сульфид железа и карбонат железа при концентрациях между 60 млн-1 и 500 млн-1. Данные твердые частицы удаляют в водную фазу, оставляя более чистую и более светлую нефть.
При применении поверхностно-активных веществ по данному изобретению, растворитель, такой как дигексиловый эфир сам по себе или с сорастворителем, приведенным в Таблице 1, обычно требуется, чтобы предоставить композицию и способ, которые будут не только удалять отложения парафина/асфальтена, но также действовать как ингибиторы образования таких отложений посредством предотвращения реагломерации, кристаллообразования и других механизмов, приводящих к преципитации асфальтенов и парафиновых восков.
Как можно видеть из вышеуказанного, композиции и способы по данному изобретению предоставляют решение для регулирования тяжелых углеводородов, например, парафинов, и асфальтенов в сырых нефтях. Композиции и способы могут быть применены как для удаления отложений парафиновых восков и асфальтенов, так и для поддержания тяжелых углеводородов в диспергированном состоянии в сырой нефти. Данные также демонстрируют, что анализ системы сырой нефти, подлежащей обработке, является важным, поскольку составы сырых нефтей варьируются в широком диапазоне в отношении содержания парафина/асфальтена. Кроме того, композиции могут быть применены в забое скважины, в выкидных линиях или погрузочно-разгрузочных устройствах для сырой нефти, например, резервуарах для хранения, другие композиции, например, некоторые из поверхностно-активные вещества, могут быть применены в очень небольших количествах, чтобы достигать желательных результатов. Смеси дигексилового эфира с определенными сорастворителями, приведенными в Таблице 1, проявляют проникновение, растворение/разделение твердого вещества из парафина/асфальтена. Поверхностно-активные вещества, например, этоксилаты, показали разделение или диспергирование парафина/асфальтена в качестве твердого вещества в виде более мелких частиц и также предотвращение образования частиц от реагломерации. Применяемые поверхностно-активные вещества также демонстрируют хорошую способность к смачиванию водой в отношении смачивания образований, поверхностей обсадных труб, а также смоченных нефтью твердых частиц, присутствующих в нефти, что делает возможным удаление этих твердых частиц в водную фазу.
При применении композиций по данному изобретению могут быть применены различные способы. Например, определенные композиции могут быть введены в ствол скважины, в частности, в продуктивный пласт в случаях, в которых сырая нефть является сырой нефтью с высоким содержанием асфальтенов, чтобы обеспечить то, чтобы асфальтены не препятствовали добыче. Соответственно, в этом случае раствор для обработки должен быть введен в ствол скважины, которая может быть закрыта на некоторый период времени, или в качестве альтернативы композиция для обработки может быть подвергнута циркулированию. В другом способе применения, композиции могут быть инжектированы периодическим образом в выкидные линии, лифтовые насосно-компрессорные колонны и т.п., чтобы обеспечить поддерживание парафина/асфальтенов в диспергированном состоянии в сырой нефти во время добычи, перемещения и хранения, например, в резервуарах для хранения, и т.п.
Хотя определенные варианты осуществления данного изобретения были описаны в данном документе довольно подробно, это было сделано лишь с целью разъяснения различных аспектов данного изобретения и не предназначено для ограничения объема данного изобретения, который определен в формуле изобретения ниже. Специалистам в данной области техники будет понятно, что представленный и описанный вариант осуществления является лишь примером, и различные другие замещения, изменения и модификации, включающие, однако не ограничивающиеся ими, те варианты, которые были специально рассмотрены в данном документе, могут быть сделаны при осуществлении на практике данного изобретения без отклонения от его объема.
Claims (55)
1. Композиция для применения для регулирования тяжелых углеводородов, содержащая:
A) эфир, имеющий общую формулу
где каждая из R и R1 является алкильной группой, которая, независимо одна от другой, может быть линейной или разветвленной, содержащей от 1 до 29 атомов углерода, где указанный эфир представлен в композиции в количестве от 40 до 90 мас.%; и
B) по меньшей мере один дополнительный компонент, выбранный из группы, состоящей из:
(i) сложного эфира формулы
или
где группы R2-R5 являются линейными или разветвленными алкильными группами, имеющими от 1 до 30 атомов углерода, и n составляет от 0 до 20;
(ii) алкоксилированного спирта, имеющего общую формулу
где x составляет от 3 до 30, n составляет от 2 до 4, y составляет от 0 до 6 и z составляет от 3 до 20; и
(iii) смесей (i) и (ii).
(iv) углеводородного сорастворителя и
(v) смесей (i), (ii) и (iv).
2. Композиция по п. 1, в которой указанный сорастворитель содержит жидкий углеводород, включающий от 6 до 30 атомов углерода.
3. Композиция по п. 2, в которой указанный сорастворитель содержит от 20 до 90 мас.% или более нафтенов, изопарафинов или их смесей.
4. Композиция по п. 2, в которой сорастворитель содержит от 10 до 35 мас.% изопарафинов и от 30 до 73 мас.% нафтенов, которые все включают от 8 до 30 атомов углерода.
5. Композиция по п. 1, в которой сложный эфир и алкоксилированный спирт присутствуют в общем количестве от 0,01 до 5 мас.%.
6. Композиция по п. 1, где R и R1 содержат каждая от 5 до 7 атомов углерода.
7. Способ регулирования тяжелых углеводородов в нефтяных и газовых скважинах и сопутствующем оборудовании, включающий:
I) предоставление композиции, содержащей один из
Состава A, состоящего из эфира, имеющего общую формулу
где каждая из R и R1 является алкильной группой, которая, независимо одна от другой, может быть линейной или разветвленной, содержащей от 1 до 29 атомов углерода, где указанный эфир представлен в композиции в количестве от 40 до 90 мас.%;
Состава B, состоящего из Состава A и по меньшей мере одного дополнительного компонента, выбранного из группы, состоящей из:
(i) сложного эфира формулы
или
где группы R2-R5 являются линейными или разветвленными алкильными группами, имеющими от 1 до 30 атомов углерода, и n составляет от 0 до 20;
(ii) алкоксилированного спирта, имеющего общую формулу
где x составляет от 3 до 30, n составляет от 2 до 4, y составляет от 0 до 6 и z составляет от 3 до 20;
(iii) смеси (i) и (ii);
Состава C, состоящего из Состава A и углеводородного сорастворителя;
Состава D, состоящего из Состава B и углеводородного сорастворителя; и
Состава E, состоящего из алкоксилированного спирта, имеющего общую формулу
где x составляет от 3 до 30, n составляет от 2 до 4, y составляет от 0 до 6 и z составляет от 3 до 20;
II) выбор по меньшей мере одного из Составов A - E; и
III) в зависимости от указанного выбранного Состава выполнение операции, содержащей одно действие из:
(i) растворения парафинов;
(ii) растворения тяжелых нефтей;
(iii) диспергирования парафинов и асфальтенов.
8. Способ по п. 7, в котором указанную операцию выполняют в забое скважины.
9. Способ по п. 8, в котором указанную операцию выполняют на сопутствующем оборудовании.
10. Способ по п. 7, в котором указанный сорастворитель содержит жидкий углеводород, включающий от 6 до 30 атомов углерода.
11. Композиция по п. 10, в которой указанный сорастворитель содержит от 20 до 90 мас.% или более нафтенов, изопарафинов или их смесей.
12. Композиция по п. 10, в которой указанный сорастворитель содержит от 10 до 35 мас.% изопарафинов и от 30 до 73 мас.% нафтенов, которые все содержат от 8 до 30 атомов углерода.
13. Способ по п. 7, в котором указанная композиция содержит Состав A.
14. Способ по п. 7, в котором указанная композиция содержит Состав C.
15. Способ по п. 7, в котором указанная композиция содержит Состав E.
16. Способ по п. 7, в котором каждая из R и R1 содержит от 5 до 7 атомов углерода.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201462024900P | 2014-07-15 | 2014-07-15 | |
US62/024,900 | 2014-07-15 | ||
PCT/US2015/040365 WO2016011018A1 (en) | 2014-07-15 | 2015-07-14 | Compositions and methods for controlling paraffin and asphaltene problems in wells |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2017103453A RU2017103453A (ru) | 2018-08-15 |
RU2017103453A3 RU2017103453A3 (ru) | 2019-03-05 |
RU2711435C2 true RU2711435C2 (ru) | 2020-01-17 |
Family
ID=53762363
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017103453A RU2711435C2 (ru) | 2014-07-15 | 2015-07-14 | Композиции и способы для решения проблем с парафинами и асфальтенами в скважинах |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10711175B2 (ru) |
EP (1) | EP3169746A1 (ru) |
CN (1) | CN106795425A (ru) |
AU (1) | AU2015289871B2 (ru) |
BR (1) | BR112017000825B1 (ru) |
CA (1) | CA2955195C (ru) |
CO (1) | CO2017001388A2 (ru) |
MX (1) | MX2017000648A (ru) |
RU (1) | RU2711435C2 (ru) |
WO (1) | WO2016011018A1 (ru) |
ZA (1) | ZA201700283B (ru) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109837077B (zh) * | 2019-03-13 | 2021-02-19 | 西安石油大学 | 一种担载防蜡剂的橡胶清蜡球及其制备方法、制备装置和应用 |
US11352550B2 (en) * | 2019-05-21 | 2022-06-07 | Plus5, Inc. | Method for paraffin inhibiting |
CN115044358B (zh) * | 2022-07-22 | 2023-03-21 | 四川捷贝通能源科技有限公司 | 一种环保型清防蜡剂及其制备方法 |
US11820938B1 (en) | 2022-07-31 | 2023-11-21 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Formulations for dispersal of byproducts of oil field scavenger slurries and asphaltene deposits |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0900836A1 (de) * | 1997-09-08 | 1999-03-10 | Clariant GmbH | Additiv zur Verbesserung der Fliessfähigkeit von Mineralölen und Mineralöldestillaten |
US20080017772A1 (en) * | 2005-01-14 | 2008-01-24 | Wooten Donald W | Shelf bracket and method of making same |
US20080261836A1 (en) * | 2007-04-20 | 2008-10-23 | Filler Paul A | Compositions for use in well servicing fluids |
US7629299B2 (en) * | 2007-01-20 | 2009-12-08 | Oil Chem Technologies | Process for recovering residual oil employing alcohol ether sulfonates |
WO2010044818A1 (en) * | 2008-10-15 | 2010-04-22 | Dow Global Technologies Inc. | Compositions for oil recovery and methods of their use |
CN101717626A (zh) * | 2009-11-27 | 2010-06-02 | 北京东方亚洲石油技术服务有限公司 | 甲基萘在降低稠油粘度中的应用 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4077471A (en) * | 1976-12-01 | 1978-03-07 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations |
CN85105341A (zh) * | 1984-06-21 | 1987-01-14 | 埃尔夫·阿奎坦国营公司 | 用作抑制原油中石蜡沉积的聚合物添加剂 |
MY117988A (en) * | 1995-10-03 | 2004-08-30 | Nor Ind Inc | Cleaning compositions for oil and gas well, lines, casings, formations and equipment and methods of use |
CN1149613A (zh) * | 1995-10-31 | 1997-05-14 | 大庆石油管理局采油工艺研究所 | 一种可代替热洗的油井用清防蜡剂 |
CN1508213A (zh) * | 2002-12-13 | 2004-06-30 | 冀东石油勘探开发公司 | 油井清洗解堵剂 |
US7481273B2 (en) | 2004-09-02 | 2009-01-27 | Bj Services Company | Method of using water-in-oil emulsion to remove oil base or synthetic oil base filter cake |
US7918281B2 (en) | 2007-03-06 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition |
WO2008024488A2 (en) * | 2007-08-24 | 2008-02-28 | Synchem Technologies, Llc | Composition and method for the removal or control of paraffin wax and/or asphaltine deposits |
US7906464B2 (en) * | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
CN103422841B (zh) * | 2012-05-17 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油降粘方法及稠油降粘剂 |
CN102827594B (zh) * | 2012-09-20 | 2014-06-25 | 中国海洋石油总公司 | 一种重油垢清洗剂 |
US9464223B2 (en) * | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
-
2015
- 2015-07-14 CA CA2955195A patent/CA2955195C/en active Active
- 2015-07-14 EP EP15744806.9A patent/EP3169746A1/en not_active Withdrawn
- 2015-07-14 WO PCT/US2015/040365 patent/WO2016011018A1/en active Application Filing
- 2015-07-14 MX MX2017000648A patent/MX2017000648A/es unknown
- 2015-07-14 CN CN201580049145.3A patent/CN106795425A/zh active Pending
- 2015-07-14 BR BR112017000825-4A patent/BR112017000825B1/pt active IP Right Grant
- 2015-07-14 AU AU2015289871A patent/AU2015289871B2/en active Active
- 2015-07-14 RU RU2017103453A patent/RU2711435C2/ru active
- 2015-07-14 US US15/325,882 patent/US10711175B2/en active Active
-
2017
- 2017-01-12 ZA ZA2017/00283A patent/ZA201700283B/en unknown
- 2017-02-13 CO CONC2017/0001388A patent/CO2017001388A2/es unknown
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0900836A1 (de) * | 1997-09-08 | 1999-03-10 | Clariant GmbH | Additiv zur Verbesserung der Fliessfähigkeit von Mineralölen und Mineralöldestillaten |
US20080017772A1 (en) * | 2005-01-14 | 2008-01-24 | Wooten Donald W | Shelf bracket and method of making same |
US7629299B2 (en) * | 2007-01-20 | 2009-12-08 | Oil Chem Technologies | Process for recovering residual oil employing alcohol ether sulfonates |
US20080261836A1 (en) * | 2007-04-20 | 2008-10-23 | Filler Paul A | Compositions for use in well servicing fluids |
WO2010044818A1 (en) * | 2008-10-15 | 2010-04-22 | Dow Global Technologies Inc. | Compositions for oil recovery and methods of their use |
CN101717626A (zh) * | 2009-11-27 | 2010-06-02 | 北京东方亚洲石油技术服务有限公司 | 甲基萘在降低稠油粘度中的应用 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20170145290A1 (en) | 2017-05-25 |
CO2017001388A2 (es) | 2017-05-19 |
EP3169746A1 (en) | 2017-05-24 |
BR112017000825A2 (pt) | 2017-12-05 |
AU2015289871A1 (en) | 2017-02-02 |
WO2016011018A1 (en) | 2016-01-21 |
CA2955195A1 (en) | 2016-01-21 |
BR112017000825B1 (pt) | 2023-02-14 |
CA2955195C (en) | 2023-08-29 |
AU2015289871B2 (en) | 2019-07-11 |
MX2017000648A (es) | 2017-04-27 |
RU2017103453A3 (ru) | 2019-03-05 |
ZA201700283B (en) | 2018-04-25 |
US10711175B2 (en) | 2020-07-14 |
RU2017103453A (ru) | 2018-08-15 |
CN106795425A (zh) | 2017-05-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107429155B (zh) | 修井流体组合物和使用微乳液作为返排助剂的方法 | |
RU2711435C2 (ru) | Композиции и способы для решения проблем с парафинами и асфальтенами в скважинах | |
US20130079255A1 (en) | Process for the removal of deposits from an oil or gas well, and/or from the surface structures, and/or from the equipment connected therewith, and/or from hydrocarbon bearing formations | |
CA2053780C (en) | Oil well treatment composition | |
US20100022417A1 (en) | Composition and Method for the Removal or Control of Paraffin Wax and/or Asphaltine Deposits | |
US10385256B2 (en) | Composition of biodegradable surfactants for separating impurities in a hydrocarbon | |
CA2966532A1 (en) | Encapsulated production chemicals | |
EP1276828A1 (en) | Maintenance of oil production and refining equipment | |
US11718779B2 (en) | Naphthenate inhibition | |
RU2711436C2 (ru) | Композиции и способы для обработки нефтяных и газовых скважин | |
US10822537B2 (en) | Method for removing organic and inorganic deposits in one step | |
US20030079879A1 (en) | Maintenance of oil production and refining equipment | |
US7871964B2 (en) | Compositions and methods for mitigating or preventing emulsion formation in hydrocarbon bodies | |
RU2632845C1 (ru) | Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений | |
US20160177168A1 (en) | Composition and method for removing pipe dope | |
US11999899B2 (en) | Solvent blends for enhanced hydrocarbon recovery process methods | |
US20240166938A1 (en) | Compositions for the dissolution of calcium naphthenate and methods of use | |
RU2720435C1 (ru) | Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений | |
UA141959U (uk) | Понижувач в'язкості для аномально в'язких нафт на основі асфальтенів та силікагелевих смол | |
CN117957053A (zh) | 乳化剂组合物 | |
OA16465A (en) | Composition and method for reducing hydrate agglomeration. |