ПЕННОЕ УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЭФИРСУЛЬФОНАТОВ СПИРТОВ Российский патент 2019 года по МПК C11D1/29 C10G21/22 C09K8/584 C09K8/52 E21B43/16 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

В настоящей заявке заявлен приоритет по предварительной заявке на патент США с серийным №62/127448, поданной 3 марта 2015 года, полное описание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится, в целом, к композициям и способам для удаления жидкости, содержащей сырую нефть или природный газ, из скважин, стволов скважин и трубопроводов во время добычи и транспортировки нефти и газа. Более конкретно, жидкость удаляют с применением композиций, которые содержат поверхностно-активное вещество на основе эфирсульфоната спирта, для минимизации скопления жидкости в скважинах, стволах скважин и трубопроводах.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Скопление жидкости представляет собой широко распространенное явление в эксплуатационных скважинах природной нефти и газа, а также во влажном газе и транспортных трубопроводах для перекачивания углеводородов в нефтяной и газовой промышленности. При добыче природного газа или нефти, по мере истощения месторождения с течением времени производственного цикла, снижение давления в пласте и скорости газа приводит к уменьшению скорости добычи газа или нефти. В результате образованная жидкость может перестать выноситься из скважины и может накапливаться в стволе скважины и эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Гидростатическое давление, связанное со столбом жидкости, в свою очередь, препятствует добыче и в некоторых случаях даже вызывает прекращение добычи. Низкая скорость потока в эксплуатационных газовых или углеводородных трубопроводах может приводить к существенному скоплению жидкости, что также обусловлено действием силы тяжести или конденсации паров в сочетании с волнообразной траекторией трубопровода для транспортировки газа. Скопление жидкости не только ограничивает добычу или транспортировку, но и приводит к нежелательным последствиям, таким как повышенная коррозия материальных ресурсов (например, трубопроводов или производственного оборудования). Эффективное удаление жидкости максимизирует эффективность добычи и перекачивания, а также снижает риск коррозии.

Для минимизации скопления жидкости используют различные способы, включая применение скоростных подъемных колонн, регуляторов газлифтного потока, дополнительных компрессоров и жидких пенообразующих агентов.

Жидкие пенообразующие агенты, также известные как пенообразователи, обычно используют для облегчения отвода жидкости из транспортных трубопроводов, а также из скважин природного газа и нефти, в которых присутствует природный газ или закачиваемый газ. Пенообразователи могут быть использованы либо для периодической обработки, либо непрерывно. При добавлении пенообразователя в ствол скважины, в котором присутствуют скопившиеся жидкости, в результате перемешивания под действием газового потока образуется пена. Поверхностное натяжение и плотность пены в жидком состоянии ниже, чем аналогичные показатели жидкостей, поэтому более легкая пена, пленка пузырьков которой удерживает жидкость, легче поднимается при низкой скорости потока газа. При эксплуатации нефтяной скважины пенообразователи используют также в сочетании с газлифтной системой для увеличения добычи нефти. Пенообразователи используют также в сочетании с газом для газлифта для увеличения добычи из нефтяной скважины. В газовых трубопроводах пенообразователи используют для введения пены для устранения скопления жидкости.

В US 2006/0128990 описан способ обработки газовой скважины с применением амфотерного поверхностно-активного вещества, не содержащего хлоридов. В патенте США №7122509 представлен способ получения композиции пенообразователя, содержащей анионное поверхностно-активное вещество и нейтрализующий амин. В US 2005/0137114 описана водная пенообразующая композиция, содержащая по меньшей мере одно анионное поверхностно-активное вещество и по меньшей мере одно цвиттер-ионное соединение. В WO 02/092963 и US 2007/0079963 описан способ добычи нефти из газлифтной нефтяной скважины с применением газлифта и пенообразующего поверхностно-активного вещества, которое состоит из неионогенных поверхностно-активных веществ, анионных поверхностно-активных веществ, бетаинов и силоксанов. В патенте США №8551925 описаны пенообразователи на основе кватернизованного имидазолина для увеличения добычи нефти и газа и ингибирования коррозии. В заявке на патент США US 2012/0279715 описано применение четвертичных пенообразователей для снижения скопления жидкости и предотвращения коррозии при добыче и транспортировке нефти и газа.

Несмотря на то, что такие пенообразователи существенно способствуют отводу жидкости из газовых и нефтяных скважин, сохраняется потребность в других экономически эффективных пенообразователях, которые могут обеспечивать превосходные характеристики откачивания углеводородов, воды или их смесей из скважин и транспортных трубопроводов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Представлен способ удаления жидкости из газовой или нефтяной скважины, ствола скважины или трубопровода. Указанный способ включает введение композиции в газовую скважину, нефтяную скважину, ствол скважины или трубопровод в количестве, эффективном для вспенивания жидкости в скважине, стволе скважины или трубопроводе для удаления жидкости из скважины, ствола скважины или трубопровода. Указанная жидкость содержит углеводород, воду или их комбинацию. Указанная композиция содержит эфирсульфонат спирта, имеющий формулу I:

где:

R₁ представляет собой алкил;

R₂ представляет собой алкилен;

R₃ и R₄, каждый независимо, представляют собой этилен или пропилен;

R₅ представляет собой гидроксил, и R₆ представляет собой -SO₃M, или R₅ представляет собой -SO₃M, и R₆ представляет собой гидроксил; М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, гидроний, NH₃ или NH₂; и

а и b, каждый независимо, представляют собой целое число от 0 до 30, и а+b равно от 1 до 60.

Другие задачи и признаки будут отчасти очевидны, и отчасти описаны далее в настоящем документе.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Было обнаружено, что некоторые поверхностно-активные вещества на основе простых эфиров спиртов являются более эффективными для удаления жидкости из газовой или нефтяной скважины, ствола скважины или трубопровода, по сравнению с обычными поверхностно-активными веществами, используемыми для этой цели.

Представлен способ удаления жидкости из газовой или нефтяной скважины, ствола скважины или трубопровода. Указанный способ включает введение композиции в газовую скважину, нефтяную скважину, ствол скважины или трубопровод в количестве, эффективном для вспенивания жидкости в скважине, стволе скважины или трубопроводе, для удаления жидкости из скважины или трубопровода. Указанная жидкость содержит углеводород, воду или их комбинацию. Указанная композиция содержит эфирсульфонат спирта.

Представлена композиция для откачивания жидкости из газовой или нефтяной скважины, ствола скважины или трубопровода, содержащая эфирсульфонат спирта. Эфирсульфонат спирта в указанной композиции имеет формулу I:

где:

R₁ представляет собой алкил;

R₂ представляет собой алкилен;

R₃ и R₄, каждый независимо, представляют собой этилен или пропилен;

R₅ представляет собой гидроксил, и R₆ представляет собой -SO₃M, или R₅

представляет собой -SO₃M, и R₆ представляет собой гидроксил;

М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл, гидроний, NH₃ или NH₂; и

а и b, каждый независимо, представляют собой целое число от 0 до 30, и a+b равно от 1 до 60.

Предпочтительно, эфирсульфонат спирта в указанной композиции имеет формулу II

где:

R₃ представляет собой изопропилен, и R₄ представляет собой этилен, или R₃ представляет собой этилен, и R₄ представляет собой изопропилен;

R₅ представляет собой гидроксил, и R₆ представляет собой -SO₃M, или R₅ представляет собой -SO₃M, и R₆ представляет собой гидроксил;

М независимо представляет собой Na, K, Ca, Mg, гидроний, NH₃ или NH₂;

x представляют собой целое число от 0 до 27, у представляют собой целое число от 2 до 27, и x+y равно от 5 до 27; и

а и b, каждый независимо, представляют собой целое число от 0 до 30, и a+b равно от 1 до 60.

Предпочтительно, каждый R₃ представляет собой изопропилен, и R₄ представляет собой этилен.

R₅ может представлять собой гидроксил, и R₆ может представлять собой -SO₃M. Альтернативно, R₅ может представлять собой -SO₃M, и R₆ может представлять собой гидроксил.

Для эфирсульфоната спирта формулы II x представляют собой целое число от 0 до 15, y представляют собой целое число от 2 до 15, и x+y равно от 5 до 15. Предпочтительно, х может быть равен 7, и у может быть равен 8 (т.е. спиртовая часть соединения получена из олеилового спирта).

Для эфирсульфоната спирта формулы I или II а может быть равен от 2 до 25, b может быть равен от 2 до 25, и a+b может быть равно от 4 до 50. Альтернативно, а равен от 3 до 20, b равен от 6 до 20, и a+b равно от 9 до 40. В качестве другой альтернативы, а равно от 5 до 18, b равен от 10 до 12, и a+b равно от 15 до 30. Предпочтительно, а равен 18, b равен 10, и a+b равно 28.

Эфирсульфонат спирта предпочтительно является водорастворимым, биоразлагаемым, термостойким (т.е. стабильным при температурах, встречающихся в подземных углеводородных пластах), допускающим наличие солей и/или получаемым из возобновляемых источников.

Поверхностно-активные вещества на основе эфирсульфонатов спиртов формулы I или II имеются в продаже у компании Oil Chem Technologies, Шугар-Ленд, штат Техас, и могут быть получены известными способами, такими как описаны в патенте США №7629299.

Композиция может дополнительно содержать носитель, такой как жидкий носитель. Носитель может увеличивать эффективность отвода жидкости, снижать вязкость, понижать температуру замерзания пенообразующего агента и улучшать совместимость с другими компонентами композиции. Предпочтительно, носитель содержит воду, спирт, простой эфир, гликоль, простой эфир гликоля или их комбинацию. Например, носитель может содержать, но не ограничивается ими, метанол, этанол, изопропанол, бутоксиэтанол, 2-этилгексанол, этиленгликоль, пропиленгликоль, метиловый эфир этиленгликоля, тяжелую ароматическую нафту, дизель, дизель, толуол, этиленбензол, монобутиловый эфир этиленгликоля, моноэтиловый эфир диэтиленгликоля, ксилол или их комбинацию. Иллюстративные полярные растворители, подходящие для смешивания с указанной композицией, включают воду, насыщенный солевой раствор, морскую воду, спирты (включая неразветвленные или разветвленные алифатические спирты, такие как метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол, 2-этилгексанол, гексанол, октанол, деканол, 2-бутоксиэтанол и т.д.), гликоли и производные (этиленгликоль, 1, 2-пропиленгликоль, 1, 3-пропиленгликоль, монобутиловый эфир этиленгликоля и т.д.), кетоны (циклогексанон, диизобутилкетон), N-метилпрролидинон (NMP), N,N-диметилформамид и т.п. Иллюстративные неполярные растворители, подходящие для смешивания с указанной композицией, включают алифатические соединения, такие как пентан, гексан, циклогексан, метилциклогексан, гептан, декан, додекан, дизель и т.п.; ароматические соединения, такие как толуол, ксилолы, тяжелая ароматическая нафта, производные жирных кислот (кислоты, сложные эфиры, амиды) и т.п.

Композиция может быть представлена в виде концентрата для разбавления перед применением или в разбавленной форме посредством введения в композицию носителя.

Композиция также может содержать одну или более нефтепромысловых добавок, таких как, например, ингибиторы коррозии, ингибиторы накипеобразования, эмульгаторы, осветлители воды, диспергаторы, деэмульгаторы, поглотители сероводорода, ингибиторы образования гидратов газа, биоциды, модификаторы рН, поверхностно-активные вещества, синергетические соединения, ингибиторы образования асфальтенов, ингибиторы парафиноотложения, антиоксиданты, понизители температуры застывания, модификаторы вязкости, добавки для обратного потока, понизители трения, сшивающие агенты или расклинивающие агенты (например, песок). Если не указано иное, указанные добавки обычно составляют менее 1% от объема жидкости. Такие добавки могут быть введены в скважину, ствол скважины или трубопровод до, во время или после введения эфирсульфоната спирта, или могут быть компонентами композиции.

Композиция может дополнительно содержать ингибитор коррозии. Подходящие ингибиторы коррозии включают, но не ограничиваются ими, амидоамины, четвертичные амины, амиды и фосфатные сложные эфиры.

Композиция может дополнительно содержать ингибитор накипеообразования. Подходящие ингибиторы накипеобразования включают, но не ограничиваются ими, фосфаты, фосфатные сложные эфиры, фосфорные кислоты, фосфонаты, фосфоновые кислоты, полиакриламиды, соли сополимера акриламидо-метилпропансульфонат/акриловой кислоты (AMPS/AA), фосфинированный малеиновый сополимер (PHOS/MA), а также соли терполимера полималеиновой кислоты/акриловой кислоты/акриламидо-метилпропансульфоната (PMA/AMPS).

Композиция может дополнительно содержать эмульгатор. Подходящие эмульгаторы включают, но не ограничиваются ими, соли карбоновых кислот, продукты реакций ацилирования между карбоновыми кислотами или ангидридами и аминами карбоновых кислот и алкильными, ацильными и амидными производными сахаридов (алкил-сахаридные эмульгаторы).

Композиция может дополнительно содержать осветлитель воды. Подходящие осветлители воды включают, но не ограничиваются ими, неорганические соли металлов, такие как квасцы, хлорид алюминия и хлоргидрат алюминия или органические полимеры, такие как полимеры на основе акриловой кислоты, полимеры на основе акриламида, полимеризованные амины, алканоламины, тиокарбаматы и катионные полимеры, такие как хлорид диаллилдиметиламмония (DADMAC).

Композиция может дополнительно содержать диспергатор. Подходящие диспергаторы включают, но не ограничиваются ими, алифатические фосфоновые кислоты, содержащие 2-50 атомов углерода, такие как гидроксиэтилдифосфоновая кислота, и аминоалкилфосфоновые кислоты, например, полиаминометиленфосфонаты, содержащие 2-10 атомов N, например, к каждому из которых присоединена по меньшей мере одна метиленфосфоновая кислотная группа; примеры последних представляют собой этилендиамин-тетра(метиленфосфонат), диэтилентриамин-пента(метиленфосфонат) и триамин- и тетрамин-полиметиленфосфонаты, содержащие 2-4 метиленовые группы между каждым атомом N, и по меньшей мере 2 из количества метиленовых групп в каждом фосфонате являются различными. Другие подходящие диспергирующие агенты включают лигнин или производные лигнина, такие как лигносульфонат и нафталинсульфоновая кислота и производные.

Композиция может дополнительно содержать деэмульгатор. Подходящие деэмульгаторы включают, но не ограничиваются ими, додецилбензолсульфоновую кислоту (DDBSA), натриевую соль ксилолсульфоновой кислоты (NAXSA), эпоксилированные и пропоксилированные соединения, анионные, катионные и неионогенные поверхностно-активные вещества и смолы, такие как фенольные и эпоксидные смолы.

Композиция может дополнительно содержать поглотитель сероводорода. Подходящие дополнительные поглотители сероводорода включают, но не ограничиваются ими, окислители (например, неорганические пероксиды, такие как пероксид натрия, или диоксид хлора), альдегиды (например, содержащие 1-10 атомов углерода, такие как формальдегид или глутаральдегид, или (мет)акролеин), триазины (например, моноэтаноламин-триазин и монометиламин-триазин), и глиоксаль.

Композиция может дополнительно содержать ингибитор образования гидратов газа. Подходящие ингибиторы образования гидратов газа включают, но не ограничиваются ими, термодинамические ингибиторы (THI), кинетические ингибиторы (KHI) и антиагломераты (АА). Подходящие термодинамические ингибиторы включают, но не ограничиваются ими, соль NaCl, соль KCl, соль CaCl₂, соль MgCl₂, соль NaBr₂, формиатные насыщенные солевые растворы (например, формиат калия), многоатомные спирты (такие как глюкоза, сахароза, фруктоза, мальтоза, лактоза, глюконат, моноэтиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, монопропиленгликоль, дипропиленгликоль, трипропиленгликоли, тетрапропиленгликоль, монобутиленгликоль, дибутиленгликоль, трибутиленгликоль, глицерин, диглицерин, триглицерин и сахарные спирты (например, сорбит, маннит), метанол, пропанол, этанол, эфиры гликолей (такие как монометиловый эфир диэтиленгликоля, монобутиловый эфир этиленгликоля) и алкильные или циклические сложные эфиры спиртов (такие как этиллактат, бутиллактат, метилэтилбензоат). Подходящие кинетические ингибиторы и антиагломераты включают, но не ограничиваются ими, полимеры и сополимеры, полисахариды (такие как гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), крахмал, производные крахмала и ксантан), лактамы (такие как поливинилкапролактам, поливиниллактам), пирролидоны (такие как поливинилпирролидон различной молекулярной массы), поверхностно-активные вещества (такие как соли жирных кислот, этоксилированные спирты, пропоксилированные спирты, сложные эфиры сорбита, этоксилированные сложные эфиры сорбита, сложные эфиры полиглицерина и жирных кислот, алкилглюкозиды, алкилполиглюкозиды, алкилсульфаты, алкилсульфонаты, сложные алкилэфирсульфонаты, алкилароматические сульфонаты, алкилбетаин, алкиламидобетаины), диспергаторы на основе углеводородов (такие как лигносульфонаты, иминодисукцинаты, полиаспартаты), аминокислоты и белки.

Композиция может дополнительно содержать биоцид. Может быть использован любой биоцид, подходящий для работы на промысле. Биоцид может быть включен в композицию в количестве от около 0,1 млн^-1 до около 1000 млн^-1. Подходящие биоциды включают, но не ограничиваются ими, окислительные и неокислительные биоциды. Подходящие неокислительные биоциды включают, например, соединения аминного типа (например, четвертичные аминные соединения и кокодиамин), галогенированные соединения (например, бронопол и 2,2-дибром-3-нитрилопропионамид (DBNPA)), соединения серы (например, изотиазолон, карбаматы и метронидазол) и четвертичные фосфониевые соли (например, сульфат тетракис(гидроксиметил)фосфония (THPS)). Подходящие окислительные биоциды включают, например, гипохлорит натрия, трихлоризоциануровую кислоту, дихлоризоциануровую кислоту, гипохлорит кальция, гипохлорит лития, хлорированные гидантоины, стабилизированный гипобромит натрия, активированный бромид натрия, бромированные гидантоины, диоксид хлора, озон и пероксиды.

Композиция может дополнительно содержать модификатор рН. Подходящие модификаторы рН включают, но не ограничиваются ими, гидроксиды щелочных металлов, карбонаты щелочных металлов, бикарбонаты щелочных металлов, гидроксиды щелочноземельных металлов, карбонаты щелочноземельных металлов, бикарбонаты щелочноземельных металлов и их смеси или комбинации. Иллюстративные модификаторы рН включают NaOH, KOH, Са(ОН)₂, CaO, Na₂CO₃, KHCO₃, K₂CO₃, NaHCO₃, MgO и Mg(OH)₂.

Композиция может дополнительно содержать синергетическое соединение. Подходящие синергетические соединения включают соединения, которые улучшают характеристики композиции в отношении поглощения сероводорода. Например, синергетическое соединение может представлять собой четвертичное аммониевое соединение, оксид амина или ионное или неионогенное поверхностно-активное вещество, или любую их комбинацию. Подходящие четвертичные аминные соединения включают, но не ограничиваются ими, алкилбензиламмония хлорид, бензил-кокоалкил(С₁₂-С₁₈)диметиламмония хлорид, дикокоалкил(С₁₂-С₁₈)диметиламмония хлорид, диталлоу-диметиламмония хлорид, ди(гидрированный талловый алкил)диметил-четвертичного аммония мети лхлорид, метил-бис(2-гидроксиэти л-кокоалкил (С₁₂-С₁₈)четвертичного аммония хлорид, диметил(2-этил)таллоу-аммония метилсульфат, н-додецилбензилдиметиламмония хлорид, н-октадецилбензилдиметиламмония хлорид, н-додецилтриметиламмония сульфат, (соевый алкил)триметиламмония хлорид и (гидрированный талловый алкил)-(2-этилгексил)диметил-четвертичного аммония метилсульфат. Подходящие аминоксидные соединения включают, но не ограничиваются ими, оксиды жирных аминов, такие как стеарилдиметиламиноксид, лаурилдиметиламиноксид и кокамидопропиламиноксид, или оксиды эфираминов, такие как бис-(2-гидроксиэтил)изодецилоксипропиламиноксид. Подходящие неионогенные поверхностно-активные вещества включают, но не ограничиваются ими, алкиловые эфиры полиоксиэтиленгликоля, алкиловые эфиры полиоксипропиленгликоля, нонилфеноловые эфиры полиоксиэтиленгликоля, полоксамеры, кокамид диэтаноламина и полиэтоксилированный талловый амин. Синергетическое соединение(-ия) может присутствовать в количестве от около 0,01 до около 20 процентов по массе, предпочтительно от около 1 до около 10 процентов по массе, от около 2 до около 9 процентов по массе, от около 3 процентов до около 8 процентов по массе, от около 4 процентов до около 7 процентов по массе или от около 5 процентов до около 6 процентов по массе. Синергетическое соединение может быть добавлено в жидкость или газ одновременно с указанной жидкостью, или может быть добавлено отдельно.

Композиция может дополнительно содержать ингибитор образования асфальтенов. Подходящие ингибиторы образования асфальтенов включают, но не ограничиваются ими, алифатические сульфоновые кислоты; алкиларилсульфоновые кислоты; арилсульфонаты; лигносульфонаты; алкилфенол/альдегидные смолы и подобные сульфонированные смолы; сложные эфиры полиолефинов; имиды полиолефинов; сложные эфиры полиолефинов с алкильными, алкиленфенильными или алкиленпиридильными функциональными группами; амиды полиолефинов; амиды полиолефинов с алкильными, алкиленфенильными или алкиленпиридильными функциональными группами; имиды полиолефинов с алкильными, алкиленфенильными или алкиленпиридильными функциональными группами; сополимеры алкенил/винилпирролидона; привитые полимеры полиолефинов с малеиновым ангидридом или винилимидазолом; сверхразветвленные сложные полиэфирамиды; полиалкоксилированные асфальтены, амфотерные жирные кислоты, соли алкилсукцинатов, сорбитмоноолеат и полиизобутилен-янтарный ангидрид.

Композиция может дополнительно содержать ингибитор парафиноотложения. Подходящие ингибиторы парафиноотложения включают, но не ограничиваются ими, модификаторы кристаллов парафина и комбинации диспергатора/модификатора кристаллов. Подходящие модификаторы кристаллов парафина включают, но не ограничиваются ими, алкилакрилатные сополимеры, алкилакрилат-винилпиридиновые сополимеры, этиленвинилацетатные сополимеры, сложноэфирные сополимеры малеинового ангидрида, разветвленные полиэтилены, нафталин, антрацен, микрокристаллический воск и/или асфальтены. Подходящие диспергаторы включают, но не ограничиваются ими, додецилбензолсульфонат, оксиалкилированные алкилфенолы и оксиалкилированные алкилфенольные смолы.

Композиция может дополнительно содержать антиоксидант. Может быть использован любой антиоксидант, подходящий для работы на промысле. Иллюстративные антиоксиданты включают, но не ограничиваются ими, сульфиты, тиоцианаты и тиосульфата. Антиоксидант может быть включен в композицию в количестве от около 1 млн^-1 до около 1000 млн^-1.

Композиция также может содержать один или более дополнительных пенообразующих агентов, таких как дополнительное анионное поверхностно-активное вещество, катионное поверхностно-активное вещество, неионогенное поверхностно-активное вещество, амфотерное поверхностно-активное вещество или цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество. Такие добавки могут быть введены в скважину, ствол скважины или трубопровод до, во время или после введения эфирсульфоната спирта, или могут быть компонентами композиции.

Указанную композицию используют в количестве, эффективном для образования пены в жидкости, для удаления жидкости из скважины, ствола скважины или трубопровода. Количество эфирсульфоната спирта в композиции может составлять от 1 мас. % до 100 мас. % от общей массы композиции, и содержание носителя может составлять от 0 до 99%. Предпочтительно, количество эфирсульфоната спирта в композиции может составлять от 10 мас. % до 50 мас. % от общей массы композиции, и содержание носителя может составлять от 50 до 90%. Наиболее предпочтительно, количество эфирсульфоната спирта в композиции может составлять от 5 мас. % до 70 мас. % от общей массы композиции, и содержание носителя может составлять от 30 до 95%.

Эффективное количество эфирсульфоната спирта, необходимое для достаточного вспенивания, варьируется в зависимости от системы, в которой его используют, в зависимости от промысловых условий, включая температуру и давление в пласте или трубопроводе, геологические характеристики пласта и природу углеводорода, воды или другой жидкости, подлежащей удалению или извлечению. Способы контролирования скорости ценообразования в различных системах хорошо известны в данной области техники и могут быть использованы для определения эффективного количества пенообразующего агента, необходимого в конкретной ситуации. Предпочтительно, эфирсульфонат спирта может быть добавлен в жидкость в концентрации от около 10 до около 100000 млн^-1 от объема жидкости, более предпочтительно от около 100 до около 80000 млн^-1 и наиболее предпочтительно от около 100 до около 50000 млн^-1.

В скважину, ствол скважины или трубопровод также может быть закачан газ. Газ может содержать азот, диоксид углерода, метан, этан, пропан, бутан, природный газ, попутный газ или их комбинацию. Газ может быть закачан, например, если скважина представляет собой газлифтную нефтяную скважину, в которой газ вызывает вспенивание жидкости с помощью указанного эфирсульфоната спирта.

Указанная композиция и газ могут быть закачаны в скважину, ствол скважины или трубопровод последовательно. Альтернативно, эфирсульфонат спирта и газ могут быть закачаны в скважину, ствол скважины или трубопровод одновременно.

Композиция может быть закачана в скважину, ствол скважины или трубопровод посредством периодического добавления. Периодическая обработка обычно включает применение одного объема композиции в одно время, с необязательным последующим промыванием жидкостью, такой как раствор хлорида калия или вода. Следующую партию вводят через определенный период времени, когда доза пенообразователя снижена, и характеристики могут начать ухудшаться. Такие известные способы введения партии пенообразующего агента в ствол включают способы периодического и ударного или колонного вытеснения.

Альтернативно, композиция может быть закачана в скважину, ствол скважины или трубопровод непрерывно, при эксплуатации скважины, ствола скважины или трубопровода. Например, непрерывное закачивание включает подачу композиции в скважину, ствол скважины или трубопровод в течение большей части его эксплуатации, например, в течение 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90, 95 или 100% периода его эксплуатации. При непрерывном введении композиции используют меньший объем композиции по сравнению с периодическим добавлением.

Для введения композиции способом согласно настоящему изобретению могут быть использованы стандартные способы введения пенообразующего агента в скважину, ствол скважины или трубопровод. Например, композиция может быть введена в нижний конец скважины, например, посредством закачивания композиции вниз по капиллярному шнуру или через заколонное/затрубное кольцевое пространство, посредством газлифта или шлангокабеля. Газлифтная технология хорошо известна, и ее используют для обеспечения дополнительной добычи, если в скважинах скапливается жидкость. Газ, закачиваемый в эксплуатационную колонну, снижает гидростатическое давление столба жидкости. Снижение давления в забое обеспечивает возможность поступления флюидов скважины в ствол скважины с более высокой скоростью потока. Специалистам в данной области техники известно, как определить положение газлифтного клапана, рабочее давление и скорость закачивания газа в зависимости от условий в конкретной скважине.

Пена может быть образована in situ. Например, пена может быть образована посредством введения чередующихся партий газа и пенообразующей композиции в скважину, ствол скважины или трубопровод. Альтернативно, пена может быть образована в результате приведения в контакт с природным газом в самой скважине. Таким образом, для вспенивания указанной композиции могут быть использованы стандартные способы.

Если жидкость указанной композиции представляет собой углеводород, то углеводород может содержать нефть или газ, например, сырую нефть, переработанную нефть или конденсат природного газа.

Углеводородная жидкость может представлять собой природную жидкость в газовой скважине или нефтяной скважине, такую как конденсат природного газа в газовой скважине или сырая нефть в газлифтной нефтяной скважине.

Если не указано иное, «алкильная» группа, описанная в настоящем документе отдельно или как часть другой группы, представляет собой необязательно замещенный линейный насыщенный одновалентный углеводородный радикал, содержащий от одного до двадцати атомов углерода и предпочтительно от одного до двенадцати атомов углерода, или необязательно замещенный разветвленный насыщенный одновалентный углеводородный радикал, содержащий от трех до двадцати атомов углерода и предпочтительно от трех до восьми атомов углерода. Термин «низший алкил» представляет собой необязательно замещенный линейный насыщенный одновалентный углеводородный радикал, содержащий от одного до шести атомов углерода, или необязательно замещенный разветвленный насыщенный одновалентный углеводородный радикал, содержащий от трех до шести атомов углерода. Примеры незамещенных низших алкильных групп включают метил, этил, н-пропил, изо-пропил, н-бутил, изо-бутил, втор-бутил, трет-бутил, н-пентил, изо-пентил, втор-пентил, трет-пентил и т.п.

Термин «-ен», используемый в виде суффикса как часть другой группы, означает двухвалентный радикал, в котором атом водорода удален от каждого из двух концевых атомов углерода группы, или если группа является циклической - от каждого из двух различных атомов углерода в кольце. Например, алкилен означает двухвалентную алкильную группу, такую как этилен (-СН₂СН₂-) или изопропилен (-СН₂(СН₃)СН₂-). Для ясности, добавление суффикса -ен не предназначено для изменения определения принципиального слова, за исключением обозначения двухвалентного радикала. Таким образом, продолжая представленные выше примеры, алкилен означает необязательно замещенный линейный разветвленный двухвалентный углеводородный радикал. После подробного описания настоящего изобретения становится понятно, что возможны модификации и варианты реализации без отклонения от границ объема настоящего изобретения, определенной в прилагаемой формуле изобретения.

ПРИМЕРЫ

Следующие неограничивающие примеры представлены для дополнительной иллюстрации настоящего изобретения.

ПРИМЕР 1: Совместимость с насыщенным солевым раствором

Вода, встречающаяся при добыче нефти и газа, может иметь широкий диапазон общего содержания растворенных твердых веществ (TDS), варьируясь от конденсационной воды с минимальным содержанием солей до рассола с высокой минерализацией, содержащего более 20% TDS. Для обеспечения надежных характеристик ценообразования композиций в указанных жидкостях композицию составляют так, чтобы она была совместима с типичными нефтепромысловыми рассолами. В связи с этим исследовали совместимость различных композиций, описанных в настоящем документе, с насыщенным солевым раствором. Для сравнения испытывали также стандартные олефинсульфонатные пенообразующие агенты, включая додецен-1-сульфоновую кислоту, которую в настоящее время считают лучшим в своем классе анионным пенообразующим агентом.

Исследуемый насыщенный солевой раствор получали растворением 10,2 мас. % хлорида натрия и 3,7 мас. % CaCl₂⋅2H₂O в деионизированной воде. Исходные растворы 1,0% эфирсульфоната спирта формулы (I) получали в деионизированной воде и смешивали с насыщенным солевым раствором в концентрациях эфирсульфоната спирта 400 млн^-1, 800 млн^-1 и 1600 млн^-1. После тщательного перемешивания исходного раствора с насыщенным солевым раствором определяли внешний вид смеси. Любые признаки мутности, выпадения осадка или седиментации указывают на несовместимость. В таблице 1 представлены результаты испытания совместимости.

Продукт 1 представляет собой эфирсульфонат спирта формулы (II):

где а равен 18, b равен 2, М представляет собой натрий, х равен 7, у равен 8, R₃ представляет собой изопропилен, R₄ представляет собой этилен, R₅ представляет собой гидроксил, и R₆ представляет собой -SO₃M, или R₅ представляет собой -SO₃M, и R₆ представляет собой гидроксил. Продукт 2 представляет собой эфирсульфонат спирта формулы (II), где а равен 18, b равен 4, М представляет собой натрий, х равен 7, у равен 8, R₃ представляет собой изопропилен, R₄ представляет собой этилен, R₅ представляет собой гидроксил, и R₆ представляет собой -SO₃M, или R₅ представляет собой -SO₃M, и R₆ представляет собой гидроксил.

Обычные альфа-олефинсульфонаты, такие как натриевая соль додецен-1-сульфоновой кислоты, не совместимы с насыщенным солевым раствором в концентрации 400 млн^-1, 800 млн^-1 и 1600 млн^-1. Подобным образом, альфа-олефинсульфонаты с более длинной цепью, такие как С₁₄-С₁₆ олефинсульфонат натрия, не совместимы с указанными насыщенными солевыми растворами. Внутренние альфа-олефинсульфонаты, такие как натриевые соли С₁₅-С₂₀ алкангидроксисульфоновой кислоты и С₁₅-С₂₀ алкенсульфоновой кислоты, а также смесь натриевых солей C₁₀-C₁₈ алкангидроксисульфоновой кислоты и C₁₀-C₁₈ алкенсульфоновой кислоты также демонстрируют несовместимость с указанным солевым раствором. В отличие от них, растворы продуктов 1 и 2 с концентрацией активного соединения 400 млн^-1, 800 млн^-1 и 1600 млн^-1 в насыщенном солевом растворе демонстрировали хорошую совместимость, и полученные смесевые растворы представляли собой кристально прозрачные жидкости.

ПРИМЕР 2: Эффективность отвода жидкости

Эффективность вспенивающих агентов в отношении отвода жидкости опреляли с помощью устройства для динамического испытания вспенивания. Камеру для динамического испытания вспенивания использовали для измерения эффективности отвода жидкости в реальном времени с применением описанных композиций и стандартных вспенивающих агентов при температурах до 190°F (87, 78°С). Экспериментальная камера содержала отверстие для подачи азота; мерный цилиндр объемом 1000 мл, оснащенный рубашкой, содержащий стеклянную фритту (со средней пористостью 10-20 мкм), расположенную на дне, для барботирования газообразного потока азота; расходометр; водяную баню с регулируемой температурой; контейнер для сбора отведенной жидкости; конденсатор для транспортировки жидкости из цилиндра в другой контейнер; и весы, подключенные к компьютеру для записи измерений в реальном времени. Скорость потока газообразного азота поддерживали при постоянном значении 7 л/мин.

В динамическом испытании вспенивания использовали 100 граммов образца жидкости с 400 млн^-1 активного пенообразующего агента в насыщенном солевом растворе, содержащем 10,2 мас. % хлорида натрия и 3,7 мас. % CaCl₂⋅2H₂O. Экспериментальную жидкость медленно выливали в мерный цилиндр. Газообразный поток азота через стеклянную фритту вызывал образование пены и отвод жидкости. Процентную эффективность в отношении отвода жидкости рассчитывали делением массы жидкости, собранной в контейнере за 15 минут (т.е. перелившееся количество), на исходную массу, помещенную в цилиндр (100 грамм), и умножали на 100. Результаты представлены в таблице 2.

Наилучший в своем классе AOS раствор натриевой соли додецен-1-сульфоновой кислоты демонстрировал высокую эффективность вспенивания насыщенного солевого раствора, обеспечивая эффективность отвода жидкости 61,18%. AOS с более длинной цепью, С₁₄-C₁₆ олефинсульфонат натрия и внутренние AOS не проявляли никакой эффективности для отвода жидкости. Продукты 1 и 2 в тех же условиях демонстрировали превосходные характеристики пенообразования со значениями 78,48% и 68,25%, соответственно. При указании элементов согласно настоящему изобретению или его предпочтительного варианта(-ов) изобретения в форме единственного числа, предусмотрено также наличие одного или более из указанных элементов. Термины «содержащий», «включающий» и «имеющий» являются включительными и означают, что могут быть дополнительные элементы, отличные от перечисленных элементов.

С учетом представленного выше описания, можно видеть, что достигнуты некоторые цели настоящего изобретения и получены также другие преимущественные результаты.

В представленных выше композициях и способах могут быть сделаны различные изменения, без отклонения от границ объема настоящего изобретения, поскольку все, что содержится в представленном выше описании и показано на сопроводительных фигурах, следует понимать в иллюстративном, а не ограничивающем смысле.

Настоящее изобретение относится, в целом, к композициям и способам для удаления жидкости, содержащей сырую нефть или природный газ, из скважин, стволов скважин и трубопроводов во время добычи и транспортировки нефти и газа. Способ удаления жидкости из газовой или нефтяной скважины, ствола скважины или трубопровода включает: введение композиции в газовую скважину, нефтяную скважину, ствол скважины или трубопровод в количестве, эффективном для вспенивания жидкости в скважине, стволе скважины или трубопроводе, для удаления жидкости из скважины или трубопровода; указанная жидкость содержит углеводород, воду или их комбинацию, и указанная композиция содержит эфирсульфонат спирта, имеющий формулу I, где: R₁ представляет собой насыщенный одновалентный углеводородный радикал, содержащий от одного до двадцати атомов углерода; R₂ представляет собой насыщенный двухвалентный углеводородный радикал, содержащий от одного до двадцати атомов углерода; R₃ и R₄, каждый независимо, представляют собой этилен или пропилен; R₅ представляет собой гидроксил, и R₆ представляет собой -SO₃M, или R₅ представляет собой -SO₃M, и R₆ представляет собой гидроксил; М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл или гидроний; и а и b, каждый независимо, представляют собой целое число от 0 до 30, и a+b равно от 1 до 60; и закачивание газа в скважину, ствол скважины или трубопровод. Технический результат – обеспечение превосходных характеристик откачивания углеводородов, воды или их смесей из скважин и транспортных трубопроводов. 19 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

1. Способ удаления жидкости из газовой или нефтяной скважины, ствола скважины или трубопровода, включающий:

введение композиции в газовую скважину, нефтяную скважину, ствол скважины или трубопровод в количестве, эффективном для вспенивания жидкости в скважине, стволе скважины или трубопроводе, для удаления жидкости из скважины или трубопровода; указанная жидкость содержит углеводород, воду или их комбинацию, и указанная композиция содержит эфирсульфонат спирта, имеющий формулу I:

где:

R₁ представляет собой насыщенный одновалентный углеводородный радикал, содержащий от одного до двадцати атомов углерода;

R₂ представляет собой насыщенный двухвалентный углеводородный радикал, содержащий от одного до двадцати атомов углерода;

R₃ и R₄, каждый независимо, представляют собой этилен или пропилен;

R₅ представляет собой гидроксил, и R₆ представляет собой -SO₃M, или R₅ представляет собой -SO₃M, и R₆ представляет собой гидроксил;

М независимо представляет собой щелочной металл, щелочноземельный металл или гидроний; и

а и b, каждый независимо, представляют собой целое число от 0 до 30, и a+b равно от 1 до 60; и

закачивание газа в скважину, ствол скважины или трубопровод.

2. Способ удаления жидкости из газовой или нефтяной скважины, ствола скважины или трубопровода по п. 1, отличающийся тем, что эфирсульфонат спирта имеет формулу II

где:

R₃ представляет собой изопропилен, и R₄ представляет собой этилен, или R₃ представляет собой этилен, и R₄ представляет собой изопропилен;

R₅ представляет собой гидроксил, и R₆ представляет собой -SO₃M, или R₅ представляет собой -SO₃M, и R₆ представляет собой гидроксил;

М независимо представляет собой Na, K, Ca, Mg, гидроний, NH₃ или NH₂;

x представляют собой целое число от 0 до 27, у представляют собой целое число от 2 до 27, и x+y равно от 5 до 27; и

а и b, каждый независимо, представляют собой целое число от 0 до 30, и a+b равно от 1 до 60.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что R₃ представляет собой изопропилен, и R₄ представляет собой этилен.

4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что R₅ представляет собой гидроксил, и R₆ представляет собой -SO₃M.

5. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что R₅ представляет собой -SO₃M, и R₆ представляет собой гидроксил.

6. Способ по п. 2, отличающийся тем, что эфирсульфонат спирта имеет формулу II, x представляет собой целое число от 0 до 15, y представляет собой целое число от 2 до 15, x+y равно от 5 до 15.

7. Способ по п. 2, отличающийся тем, что а равен от 2 до 25, b равен от 2 до 25, и a+b равно от 4 до 50.

8. Способ по п. 2, отличающийся тем, что а равен от 3 до 20, b равен от 6 до 20, и a+b равно от 9 до 40.

9. Способ по п. 2, отличающийся тем, что а равен от 5 до 18, b равен от 10 до 12, и a+b равно от 15 до 30.

10. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что композиция дополнительно содержит носитель, состоящий из воды, спирта, простого эфира, гликоля, простого эфира гликоля или их комбинации.

11. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что носитель содержит метанол, этанол, изопропанол, бутоксиэтанол, этиленгликоль, пропиленгликоль, метиловый эфир этиленгликоля, нафту, дизель, толуол, этилбензол, монобутиловый эфир этиленгликоля, ксилол или их комбинацию.

12. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий закачивание дополнительного анионного поверхностно-активного вещества, катионного поверхностно-активного вещества, неионогенного поверхностно-активного вещества, амфотерного поверхностно-активного вещества или цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества в скважину, ствол скважины или трубопровод.

13. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий закачивание ингибитора коррозии, ингибитора накипеобразования, эмульгатора, осветлителя воды, диспергатора, деэмульгатора, поглотителя сероводорода, ингибитора образования гидратов газа, биоцида, модификатора рН, синергетического соединения, ингибитора образования асфальтенов, ингибитора парафиноотложения, антиоксиданта, понизителя температуры застывания, модификатора вязкости, добавки для обратного потока, понизителя трения, сшивающего агента или расклинивающего агента в скважину, ствол скважины или трубопровод.

14. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что скважина или ствол скважины находится в подземном углеводородсодержащем пласте, содержащем песчаный продуктивный пласт или карбонатный продуктивный пласт.

15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что газ содержит азот, диоксид углерода, метан, этан, пропан, бутан, природный газ, попутный газ или их комбинацию.

16. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что композицию закачивают в скважину, ствол скважины или трубопровод посредством периодического добавления.

17. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что композицию непрерывно закачивают в скважину, ствол скважины или трубопровод во время эксплуатации скважины, ствола скважины или трубопровода.

18. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что углеводород содержит нефть или конденсат природного газа.

19. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что эфирсульфонат спирта добавляют к жидкости в концентрации от около 10 до около 100000 млн^-1 относительно объема жидкости.

20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что эфирсульфонат спирта добавляют к жидкости в концентрации от около 100 до около 50000 млн^-1 относительно объема жидкости.