КОМПОЗИЦИИ И СПОСОБЫ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ С ПАРАФИНАМИ И АСФАЛЬТЕНАМИ В СКВАЖИНАХ Российский патент 2020 года по МПК C09K8/524 C09K8/584 E21B37/06 

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.

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.

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.