БИОЛОГИЧЕСКОЕ И ХИМИЧЕСКОЕ КОМБИНИРОВАННОЕ СРЕДСТВО ДЛЯ УСТРАНЕНИЯ ПРОБОК И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЕ Российский патент 2024 года по МПК C09K8/524 C09K8/582 C09K8/584 

Область техники, к которой относится настоящее изобретение

Настоящее изобретение относится к средству для устранения пробок и способу его получения и применению, в частности, к биологическому и химическому (БиХ) комбинированному средству для устранения пробок и способу его получения и применению.

Предшествующий уровень техники настоящего изобретения

Нефть является важным невозобновляемым стратегическим ресурсом и занимает важное место в мировой энергетической структуре. Она также является незаменимым сырьем в химической промышленности и имеет большое значение для развития страны и структуры экономики. В связи с растущей потребностью в энергии в мире вопрос о том, как непрерывно увеличивать добычу сырой нефти на существующих нефтяных месторождениях, одновременно снижая затраты на добычу сырой нефти и решая практические проблемы в текущем процессе добычи нефти, стал основной темой исследований, вызывающей общую озабоченность в нефтяной промышленности.

В процессе нефтепоисковых работ, разработки и длительной эксплуатации из-за ряда других причин, таких как загрязнение жидкостями и осаждение механических примесей и образование пробок в производственном процессе бурения скважин, заканчивания скважин, скважинных операций, долгосрочной добычи нефти и закачки воды, происходит неизбежное повышение пластового давления в зоне вблизи скважины, снижение проницаемости и уменьшение притока, что приводит к снижению объемов добычи нефти и закачиваемой воды или даже к остановке добычи. Проблема пробок нефтяных скважин стала проблемой, которую нельзя игнорировать в процессе добычи нефти. Нахождение правильного, системного, экономичного и практичного решения для устранения пробок нефтяной скважины в настоящее время стало темой, имеющей большое научное и практическое значение, а также существует острая потребность у нефтепромысловых предприятий в достижении цели понижения давления, увеличения объема закачивания и увеличения добычи в процессе эксплуатации. Причины образования пробок нефтяных скважин можно грубо разделить на две категории в соответствии с различными веществами, вызывающими пробки, а также различными источниками образования пробок, а именно неорганическими пробками и органическими пробками. Вещества, вызывающие неорганические пробки, в основном включают накипь, ржавчину, железосодержащий шлак, неорганические соли, глину и тому подобное. Вещества, которые вызывают органические пробки, в основном, включают остаточную сырую нефть, парафин и асфальтены, полимеры и коллоиды, формирующиеся in-situ эмульсии, образованные в результате эмульгирования, эмульсии, образованные текучими средами после закачки, и маслянистые вещества, нефтешламы и тому подобное.

Из-за сложного механизма образования пробок нефтяных скважин и многообразия пробок существующая технология устранения пробок имеет различную степень недоработок и недостатков в решении актуальной проблемы пробок нефтяных скважин. В Китае для устранения пробок обычно используются гидроразрыв и кислотная обработка пласта. Подвергнутый гидроразрыву пласт характеризуется хорошим эффектом создания трещин, но капиталовложения на одну скважину огромны, и может возникать проблема образования языков обводнения. Устранение пробок путем кислотной обработки пласта имеет низкую стоимость и оказывает относительно хорошее действие на устранение пробок при неорганических пробках, но имеет относительно небольшой радиус обработки, короткий срок действия, ограниченную применимость, менее заметное действие на органические пробки и приводит к серьезному загрязнению окружающей среды, а также вызывает различную степень повреждения трубопровода на нефтяном месторождении и пласта. Таким образом, из-за недостатков существующих отечественных традиционных способов устранения пробок и серьезной проблемы органических пробок, таких как остаточная нефть, разработка эффективного средства для устранения пробок, обладающего сильной способностью солюбилизировать сырую нефть и значительно понижать межфазное натяжение нефть/вода, имеет большое значение для повышения эффективности разработки нефтяного месторождения путем заводнения.

Биологическое поверхностно-активное вещество представляет собой вещество с высокой поверхностной активностью, вырабатываемое в основном микроорганизмами в процессе метаболизма. По сравнению с другими поверхностно-активными веществами, биологическое поверхностно-активное вещество обладает более выраженной поверхностной активностью, а также характеризуется разнообразной биологической активностью. Биологическое поверхностно-активное вещество также обладает несопоставимыми «зелеными» свойствами защиты окружающей среды по сравнению с химическими поверхностно-активными веществами, что заставляет уделять все больше внимания перспективам его применения в промышленности. В настоящее время основным применением биологических поверхностно-активных веществ в области нефтедобычи является повышение коэффициента извлечения сырой нефти. Являясь метаболитом микроорганизмов, биологические поверхностно-активные вещества играют важную роль в технологии микробиологического повышения нефтеотдачи пластов. Технология микробиологического повышения нефтеотдачи пластов заключается во введении микробного раствора и питательных сред в подземную нефтяную залежь или же только во введении питательной среды для активации микроорганизмов в нефтяную залежь, чтобы эти микроорганизмы могли воспроизводиться и размножаться в нефтяной залежи. С одной стороны, непосредственное воздействие микроорганизмов на сырую нефть используется для улучшения характеристик сырой нефти, а также для улучшения текучести сырой нефти в порах и отверстиях пласта. С другой стороны, органические кислоты, полимеры, газы, биологически активные поверхностно-активные вещества и тому подобное, образующиеся в результате метаболизма микроорганизмов в нефтяной залежи, используются для повышения нефтеотдачи пласта путем понижения межфазного натяжения между нефтью и водой. Биологические поверхностно-активные вещества не только обладают превосходными свойствами поверхности и границы раздела, но также могут эффективно повышать текучесть сырой нефти, а также они могут все еще стабильно существовать в экстремальных условиях, таких как высокая температура, высокая минерализация, кислые и щелочные условия, в то время как на поверхностную активность это не влияет. Исключительные преимущества биологических поверхностно-активных веществ наделяют их потенциальной прикладной ценностью в области устранения пробок на нефтяном месторождении.

Краткое раскрытие изобретения

Как упоминалось выше, в известном уровне техники, при условии исключения неблагоприятных воздействий на окружающую среду, существующая технология устранения пробок на нефтяных месторождениях недостаточна для устранения органических пробок, и трудно эффективно достичь цели снижения давления закачивания и увеличения объема закачивания, а также повышения добычи сырой нефти.

Принимая во внимание эту проблему известного уровня техники, авторы настоящего изобретения провели углубленные исследования и в результате разработали новое БиХ комбинированное средство для устранения пробок. Средство для устранения пробок может эффективно солюбилизировать сырую нефть с образованием микроэмульсии и значительно понижать межфазное натяжение нефть/вода; при этом оно может уменьшать межфазное натяжение нефть/вода и обладает хорошей способностью солюбилизировать сырую нефть, и может эффективно решить проблемы повышенного давления закачки воды, вызванного органическими пробками, такими как сырая нефть, и пониженного объема закачки, улучшить эффективность разработки нефтяного месторождения путем заводнения, и одновременно снизить расход химического поверхностно-активного вещества и уменьшить загрязнение окружающей среды, что позволило осуществить настоящее изобретение.

Таким образом, в первом аспекте настоящего изобретения предусмотрено БиХ комбинированное средство для устранения пробок, которое содержит следующие компоненты в массовых частях: А. 10-50 частей биологического поверхностно-активного вещества; и В. 5-20 частей химического поверхностно-активного вещества; при этом химическое поверхностно-активное вещество представляет собой анионогенное-неионогенное поверхностно-активное вещество.

Во втором аспекте настоящего изобретения предусмотрен способ получения указанного выше БиХ комбинированного средства для устранения пробок настоящего изобретения, который включает в себя следующие стадии: смешивание биологического поверхностно-активного вещества, химического поверхностно-активного вещества, необязательно синергиста и необязательно воды с получением БиХ комбинированного средства для устранения пробок.

В третьем аспекте настоящего изобретения предусмотрено применение указанного выше БиХ комбинированного средства для устранения пробок настоящего изобретения для устранения пробок сырой нефти.

В четвертом аспекте настоящего изобретения предусмотрена композиция средства для устранения пробок, которая содержит указанное выше БиХ комбинированное средство для устранения пробок настоящего изобретения и растворитель.

Технический результат изобретения

Одним из компонентов средства для устранения пробок настоящего изобретения является биологическое поверхностно-активное вещество, которое является экологически чистым материалом и не вызывает сильного загрязнения окружающей среды.

В средстве для устранения пробок настоящего изобретения химическое поверхностно-активное вещество объединено с биологическим поверхностно-активным веществом для снижения добавляемого количества химического поверхностно-активного вещества и уменьшения загрязнения окружающей среды.

В средстве для устранения пробок настоящего изобретения координация химического поверхностно-активного вещества и биологического поверхностно-активного вещества обеспечивает превосходный синергический эффект, позволяет эффективно солюбилизировать сырую нефть с образованием микроэмульсии, приводя к значительному снижению межфазного натяжения нефть/вода, и при этом может уменьшать межфазное натяжение нефть/вода и обладает хорошей способностью солюбилизировать сырую нефть, и может эффективно решить проблемы повышенного давления закачки воды, вызванного органическими пробками, такими как сырая нефть, и пониженного объема закачки, и улучшить эффективность разработки нефтяного месторождения путем заводнения.

Кроме того, в средство для устранения пробок настоящего изобретения может быть дополнительно добавлен синергист, благодаря чему указанный выше эффект солюбилизации и устранения пробок, достигаемый средством для устранения пробок, может быть дополнительно улучшен.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 приведена принципиальная схема экспериментального устройства для физического моделирования.

Подробное раскрытие изобретения

Далее будут подробно описаны варианты осуществления настоящего изобретения, однако, следует понимать, что объем настоящего изобретения не ограничивается конкретными вариантами осуществления, но определяется прилагаемой формулой изобретения.

Все публикации, патентные заявки, патенты и ссылки на другие источники, упомянутые в данном описании, включены в настоящий документ посредством ссылки во всей своей полноте. Если не определено иное, все технические и научные термины, употребляемые в настоящем документе, имеют такое же значение, какое обычно понимается специалистом в области техники, к которой принадлежит данное изобретение. В случае противоречия, настоящее описание, включающее определения, будет иметь преимущество.

Когда в описании определяется материал, вещество, процесс, стадия, устройство, элемент и тому подобное с таким выражением, как «известный специалистам в данной области», «предшествующий уровень техники» или с их синонимом, предполагается, что объекты, производные от такого выражения, включают те, которые традиционно использовались в данной области на момент подачи данной заявки, однако также включают те, которые, возможно, не так часто используются в настоящее время, но станут известны в данной области как подходящие для аналогичной цели.

В контексте данного описания, любой элемент или вещество, не упомянутые выше, кроме указанных явным образом, непосредственно применимы к известным в области техники без каких-либо изменений. Кроме того, любой из вариантов осуществления, описанных в настоящем документе, может быть свободно объединен с одним или более другими вариантами осуществления, описанными в данном документе, и полученные технические решения или технические идеи считаются частью первоначального раскрытия или первоначальной публикации настоящего изобретения, и не должны рассматриваться как новое содержание, которое не было раскрыто или не ожидалось в данном описании, если только специалистам в данной области не очевидно, что такое объединение является совершенно неприемлемым.

В настоящем описании С_4-40 линейный или разветвленный алкил представляет собой группу, полученную путем удаления одного атома водорода из линейного или разветвленного алкана, имеющего 4-40 атомов углерода, без нарушения валентности, и предпочтительно группу, полученную путем удаления одного атома водорода, присоединенного к одному концевому атому углерода алкана. С_4-40 линейный или разветвленный алкил может включать С_5-30 линейный или разветвленный алкил, и может также включать С_6-20 линейный или разветвленный алкил. В качестве конкретных примеров этих алкильных групп можно перечислить, без ограничения, бутил, пентил, гексил, гептил, октил, нонил, децил, ундецил, додецил, гексадецил, октадецил, эйкозил, докозил и изомеры этих групп и тому подобное. С другой стороны, С_1-20 линейный или разветвленный алкил и С_1-10 линейный или разветвленный алкил определяются таким же образом, как и указанный выше алкил, за исключением того, что количество их атомов углерода составляет 1-20 и 1-10, соответственно.

В настоящем описании С_4-40 моноциклический или полициклический циклоалкил представляет собой группу, полученную путем удаления одного атома водорода из моноциклического или полициклического циклоалкана, имеющего 4-40 атомов углерода, без нарушения валентности. Следует отметить, что С_4-40 моноциклическая или полициклическая циклоалкильная группа включает в себя случай, когда все атомы углерода являются образующими кольцо атомами углерода, и также включает случай, когда алкильная группа или циклоалкильная группа присоединена к циклоалкильной группе в качестве заместителя, при условии, что в структуре группы имеется моноциклическая или полициклическая алкильная группа, и общее число атомов углерода составляет 4-40. С_4-40 моноциклический или полициклический циклоалкил может включать С_5-30 моноциклический или полициклический циклоалкил, и может также включать С_6-20 моноциклический или полициклический циклоалкил, С_5-10 моноциклический или полициклический циклоалкил, С_5-8 моноциклический или полициклический циклоалкил, С_5-7 моноциклический или полициклический циклоалкил. В качестве конкретных примеров этих моноциклических или полициклических циклоалкильных групп можно перечислить, без ограничения, циклобутил, циклопентил, циклогексил, циклогептил, циклооктил, метилциклогексил, этилциклогексил, пропилциклогексил, октилциклогексил и тому подобное.

В настоящем изобретении С_4-40 линейный или разветвленный алкенил относится к группе, имеющей по меньшей мере одну олефиновую двойную связь, предпочтительно имеющей одну двойную связь, в указанном выше С_4-40 линейном или разветвленном алкиле. С_4-40 линейный или разветвленный алкенил может включать С_5-30 линейный или разветвленный алкенил, и может также включать С_6-20 линейный или разветвленный алкенил. В качестве конкретных примеров этих алкенильных групп можно перечислить, без ограничения, бутенил, 2-пентенил, 1-гексенил, 1-гептенил, 1-октенил, изомеры этих групп и тому подобное. С другой стороны, С_2-20 линейный или разветвленный алкенил и С_2-10 линейный или разветвленный алкенил определяются таким же образом, как и указанный выше алкенил, за исключением того, что количество их атомов углерода составляет 2-20 и 2-10, соответственно.

В настоящем описании С_6-40 арил представляет собой группу, полученную путем удаления одного атома водорода из ароматического углеводорода, имеющего 6-40 атомов углерода, без нарушения валентности. Следует отметить, что С_6-40 арильная группа включает случай, когда все атомы углерода являются образующими кольцо атомами углерода ароматического кольца, и также включает случай, когда алкильная группа или циклоалкильная группа присоединена к ароматическому кольцу в качестве заместителя, при условии, что в структуре группы имеется ароматическое кольцо, и общее число атомов углерода составляет 6-40. С_6-40 арил может включать С_6-30 арил и может также включать С_6-20 арил или С_6-10 арил. В качестве конкретных примеров этих арильных групп могут быть перечислены, без ограничения, фенил, нафтил, метилфенил, диметилфенил, этилфенил, метилнафтил, 2-метилнафтил, 2-этилнафтил и тому подобное.

В настоящем изобретении С_1-20 линейный или разветвленный алкилен представляет собой группу, полученную путем удаления двух атомов водорода из линейного или разветвленного алкана, имеющего 1-20 атомов углерода, без нарушения валентности, и предпочтительно группу, полученную путем удаления каждого атома водорода, присоединенного к двум концевым атомам углерода алкана. С_1-20 линейный или разветвленный алкилен может включать С_1-10 линейный или разветвленный алкилен, и может также включать C_1-8 линейный или разветвленный алкилен. В качестве конкретных примеров этих алкиленовых групп можно перечислить, без ограничения, метилен, этилен, триметилен, тетраметилен, пентаметилен, гексаметилен, изомеры этих групп и тому подобное.

В настоящем изобретении С_4-40 моноциклический или полициклический циклоалкилен представляет собой группу, полученную путем удаления двух атомов водорода из моноциклического или полициклического циклоалкана, имеющего 4-40 атомов углерода, без нарушения валентности. Предпочтительно группу получают путем удаления каждого атома водорода из двух разных атомов углерода. Следует отметить, что С_4-40 моноциклическая или полициклическая циклоалкиленовая группа включает в себя случай, когда все атомы углерода являются образующими кольцо атомами углерода, и также включает случай, когда алкильная группа или циклоалкильная группа присоединена к циклоалкильной группе в качестве заместителя, при условии, что в структуре группы имеется моноциклическая или полициклическая алкильная группа, и общее число атомов углерода составляет 4-40. Кроме того, две скрепляющие связи могут обе быть расположены в моноциклической или полициклической части, или обе в заместителе моноциклической или полициклической части, или одна в моноциклической или полициклической части, а другая - в заместителе. С_4-40 моноциклический или полициклический циклоалкилен может включать в себя С_5-30 моноциклический или полициклический циклоалкилен, и может также включать С_6-20 моноциклический или полициклический циклоалкилен. В качестве конкретных примеров этих моноциклических или полициклических циклоалкильных групп можно перечислить, без ограничения, 1,2-циклопентандиил, 1,2-циклогександиил, 1,4-циклогептандиил, 1,4-циклооктандиил, 3-метилциклогексан-1,2-диил, 3-этилциклогексан-1,2-диил, 3-пропилциклогексан-1,2-диил и тому подобное.

В настоящем изобретении С_4-40 линейный или разветвленный алкенилен относится к группе, имеющей по меньшей мере одну олефиновую двойную связь, предпочтительно имеющей одну двойную связь, в указанном выше С_4-40 линейном или разветвленном алкилене. С_4-40 линейный или разветвленный алкенилен может включать С_5-30 линейный или разветвленный алкенилен, и может также включать С_6-20 линейный или разветвленный алкенилен. В качестве конкретных примеров этих алкениленовых групп можно перечислить, без ограничения, 2-бутен-1,4-диил, 2-пентен-1,4-диил, 3-гексилен-1,6-диил, 3-гептилен-1,7-диил, 4-октилен-1,8-диил, изомеры этих групп и тому подобное.

В настоящем описании С_6-40 арилен представляет собой группу, полученную путем удаления двух атомов водорода из ароматического углеводорода, имеющего 6-40 атомов углерода, без нарушения валентности. Следует отметить, что С_6-40 ариленовая группа включает случай, когда все атомы углерода являются образующими кольцо атомами углерода ароматического кольца, и также включает случай, когда алкильная группа или циклоалкильная группа присоединена к ароматическому кольцу в качестве заместителя, при условии, что в структуре группы имеется ароматическое кольцо, и общее число атомов углерода составляет 6-40. Кроме того, две скрепляющие связи могут обе быть расположены в ароматическом кольце, или обе в заместителе ароматического кольца, или одна в ароматическом кольце, а другая - в заместителе. С_6-40 арилен может включать С_6-30 арилен, и может также включать С_6-20 арилен. В качестве конкретных примеров этих арильных групп могут быть перечислены, без ограничения, 1,4-фенилен, 1,4-нафтилен, 2-метил-1,4-фенилен, 2,3-диметил-1,4-фенилен, 2-этил-1,4-фенилен и тому подобное.

В настоящем изобретении «необязательно замещенный» относится к необязательно замещенному одним или более заместителями, выбранными из гидроксила, С_1-20 (предпочтительно С_1-10) линейного или разветвленного алкила, С_5-10 (предпочтительно С_5-8 или С_5-7) моноциклического или полициклического циклоалкила (такого как циклогексил), С_2-20 (предпочтительно С_2-10) линейного или разветвленного алкенила и С_6-20 (предпочтительно С_6-10) арила.

В настоящем изобретении количество заместителей, которые «необязательно замещают», может быть равно 0 или 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 или 8, в зависимости от верхнего предела количества замещаемых групп, которые могут быть замещены.

В частности, настоящее изобретение предлагает следующие технические решения.

БиХ комбинированное средство для устранения пробок, которое содержит следующие компоненты в массовых частях: А. 10-50 частей биологического поверхностно-активного вещества; и В. 5-20 частей химического поверхностно-активного вещества; при этом химическое поверхностно-активное вещество представляет собой анионогенное-неионогенное поверхностно-активное вещество.

В настоящем изобретении можно использовать биологическое поверхностно-активное вещество, обычно используемое в данной области. Оно может быть товарным продуктом или же оно может быть получено путем специфической бактериальной ферментации. В одном варианте осуществления настоящего изобретения биологическое поверхностно-активное вещество представляет собой, по меньшей мере, одно из липопептида, рамнолипида, липида трегалозы, софоролипида, грамицидина, алкилполигликозида, сапонина и циклодекстрина. В одном варианте осуществления настоящего изобретения биологическое поверхностно-активное вещество представляет собой предпочтительно, по меньшей мере, одно из липопептида, рамнолипида и липида трегалозы.

В средстве для устранения пробок настоящего изобретения химическое поверхностно-активное вещество выбрано из анионогенных-неионогенных поверхностно-активных веществ.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения в качестве анионогенного-неионогенного поверхностно-активного вещества предпочтительно используется кислая соль гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира.

В настоящем изобретении кислая соль в качестве анионной части химического поверхностно-активного вещества не имеет особых ограничений, и могут использоваться соли, которые обычно применяются в данной области техники. В одном варианте осуществления настоящего изобретения кислая соль представляет собой, по меньшей мере, одно из карбоксилатной соли, сульфатной соли, фосфатной соли и сульфонатной соли.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения в кислой соли гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира число звеньев этиленоксида (ЕО-звенья) и число звеньев пропиленоксида (РО-звенья) независимо друг от друга представляют собой произвольное число в диапазоне 0-60 и оба не равны 0 одновременно. То есть в кислой соли гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира присутствует по меньшей мере одно алкиленоксидное звено. В одном варианте осуществления настоящего изобретения предпочтительно число звеньев этиленоксида (ЕО-звенья) н число звеньев пропил енокснд а (РО-звенья) независимо друг от друга составляет 1-50, более предпочтительно 1-40.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения в кислой соли гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира число атомов углерода гидрокарбильной части, за исключением числа атомов углерода в ЕО-звене, РО-звене и кислотной группе, составляет 6-50, предпочтительно 6-40, более предпочтительно 6-30.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения кислая соль гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира имеет общую формулу со следующей структурой:

где R₁ представляет собой необязательно замещенный С_4-40 (или С_5-30 или С_6-20) линейный или разветвленный алкил, необязательно замещенный С_4-40 (или С_5-30, или С_6-20) моноциклический или полициклический циклоалкил, необязательно замещенный С_4-40 (или С_5-30, или С_6-20) линейный или разветвленный алкенил, необязательно замещенный С_6-40 (или С_6-30, или С_6-20) арил, R₂ представляет собой необязательно замещенный С_1-20 (или С_1-10, или C_1-8) линейный или разветвленный алкилен, необязательно замещенный С_4-40 (или С_5-30, или С_6-20) моноциклический или полициклический циклоалкилен, необязательно замещенный С_4-40 (или С_5-30, или С_6-20) линейный или разветвленный алкенилен, необязательно замещенный С_6-40 (или С_6-30, или С_6-20) арилен, причем «необязательно замещенный» относится к необязательно замещенному одним или более заместителями, выбранными из гидроксила, С_1-20 (предпочтительно С_1-10) линейного или разветвленного алкила, С_5-10 (предпочтительно С_5-8 или С_5-7) моноциклического или полициклического циклоалкила (такого как циклогексил), С_2-20 (предпочтительно С_2-10) линейного или разветвленного алкенила и С_6-20 (предпочтительно С_6-10) арила, сумма числа атомов углерода в R₁ и числа атомов углерода в R₂ составляет 6-50, предпочтительно 6-40, более предпочтительно 6-30; m и n являются произвольными числами в диапазоне 0-60 и оба не равны 0, X представляет собой одно из карбоксилатного радикала, сульфатного радикала, фосфатного радикала и сульфонатного радикала, Y представляет собой противоион, а представляет собой абсолютное значение валентности X, b представляет собой абсолютное значение валентности Y.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения группа R₁ предпочтительно представляет собой необязательно замещенный С_4-40 (или С_5-30 или С_6-20) линейный или разветвленный алкил, необязательно замещенный С_6-40 (или С_6-30, или С_6-20) арил.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения группа R₂ предпочтительно представляет собой необязательно замещенный С_1-20 (или С_1-10, или C_1-8) линейный или разветвленный алкилен, необязательно замещенный С_6-40 (или С_6-30, или С_6-20) арилен.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения термин «необязательно замещенный» предпочтительно относится к необязательному замещению одним или двумя заместителями, выбранными из С_1-20 (предпочтительно С_1-10) линейного или разветвленного алкила, С_6-20 (предпочтительно С_6-10) арила.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения в кислой соли гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира, поскольку ЕО-звенья и РО-звенья могут быть представлены средними числами, числа m и n могут быть нецелочисленными. При этом m и n, например, могут составлять 0, 0,5, 1,2, 2,0, 2,5, 3,0, 3,5, 5,4, 7,5, 10,0, 15,0, 25,0, 30,2, 35,0, 40,0, 45,5, 50,5 или тому подобное.

В настоящем изобретении противоионы, обычно используемые в данной области, могут быть использованы в качестве Y. В одном варианте осуществления настоящего изобретения Y предпочтительно представляет собой одно из Na⁺, K⁺, Mg²⁺, Са²⁺ и NH₄⁺.

В настоящем изобретении в качестве анионогенного-неионогенного поверхностно-активного вещества может быть использован коммерческий продукт, или оно может быть получено путем синтеза с использованием способов, хорошо известных в данной области.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения, в массовых частях, предпочтительно биологическое поверхностно-активное вещество составляет 20-50 частей, и химическое поверхностно-активное вещество составляет 5-15 частей, более предпочтительно биологическое поверхностно-активное вещество составляет 30-50 частей, и химическое поверхностно-активное вещество составляет 5-15 частей.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения, в массовых частях, БиХ комбинированное средство для устранения пробок также содержит компонент С: 1-30 частей, предпочтительно 10-20 частей синергиста.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения синергист представляет собой предпочтительно С₂-С₆ полиол; более предпочтительно по меньшей мере одно из этиленгликоля, пропиленгликоля и глицерина.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения, в массовых частях, БиХ комбинированное средство для устранения пробок также может содержать компонент D: 0-84 массовых частей, предпочтительно воду в качестве остального.

В варианте осуществления настоящего изобретения БиХ комбинированное средство для устранения пробок может также содержать другие добавки, обычно используемые в данной области, включая, без ограничения, микроорганизмы, которые разрушают нефтяное загрязнение.

В варианте осуществления настоящего изобретения БиХ комбинированное средство для устранения пробок может также содержать другие добавки, обычно используемые в данной области, но не содержит микроорганизмов, которые разрушают нефтяное загрязнение.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения в БиХ комбинированном средстве для устранения пробок, относительно общей массы комбинированного средства для устранения пробок, содержание биологического поверхностно-активного вещества составляет 10%-50% (предпочтительно 20%-50%, более предпочтительно 30%-50%); содержание химического поверхностно-активного вещества составляет 5%-20% (предпочтительно 5%-15%); содержание синергиста составляет 1%-30% (предпочтительно 10%-20%); содержание воды составляет 0%-84% (предпочтительно остаток). В одном варианте осуществления настоящего изобретения средство для устранения пробок настоящего изобретения не предъявляет особых требований к воде в процессе своего приготовления, и вода может быть деионизированной водой или водой, содержащей неорганические минералы, и вода, содержащая неорганические минералы, может быть водопроводной водой, пластовой водой нефтяного месторождения или закачиваемой водой нефтяного месторождения.

Настоящее изобретение также предлагает способ получения указанного выше БиХ комбинированного средства для устранения пробок, который включает в себя следующие стадии: смешивание биологического поверхностно-активного вещества, химического поверхностно-активного вещества, необязательно синергиста и необязательно воды с получением БиХ комбинированного средства для устранения пробок. В одном варианте осуществления настоящего изобретения в указанном выше способе получения БиХ комбинированного средства для устранения пробок часть требуемой воды может быть использована в качестве растворителя для растворения биологического поверхностно-активного вещества, химического поверхностно-активного вещества и, необязательно, синергиста, и потом добавляют оставшуюся воду.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения способ получения предпочтительно осуществляют в следующих стадиях:

сначала необходимое количество анионогенного-неионогенного поверхностно-активного вещества добавляют в воду и полностью растворяют путем перемешивания; необходимое количество синергиста добавляют в раствор полностью растворенного анионогенного-неионогенного поверхностно-активного вещества и равномерно смешивают путем перемешивания; затем добавляют необходимое количество биологического поверхностно-активного вещества и равномерно смешивают путем перемешивания; при необходимости оставшуюся воду добавляют для достижения требуемого количества воды, и равномерно смешивают путем перемешивания с получением БиХ комбинированного средства для устранения пробок.

Настоящее изобретение также предлагает композицию средства для устранения пробок, которая содержит растворитель и указанное выше БиХ комбинированное средство для устранения пробок настоящего изобретения, где относительно общей массы композиции, в пересчете на общую массовую концентрацию биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества, концентрация БиХ комбинированного средства для устранения пробок составляет 0,001%-5%, предпочтительно 0,005%-2%.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения растворитель выбирают из сырой нефти, органических соединений или воды. Растворителем предпочтительно является вода.

Настоящее изобретение также относится к применению БиХ комбинированного средства для устранения пробок настоящего изобретения для устранения пробок сырой нефти.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения, в указанном применении, в пересчете на общую массовую концентрацию биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества, концентрация БиХ комбинированного средства для устранения пробок в процессе применения составляет 0,001%-5%, предпочтительно 0,005%-2%.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения применение не имеет особых ограничений и может быть использовано специалистами в данной области в соответствии с существующей технологией устранения пробок. Например, раствор БиХ комбинированного средства для устранения пробок готовят в соответствии с массовыми долями компонентов сырья, разбавляют водой до эффективной концентрации (в пересчете на общую массу двух компонентов, биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества) 0,001%-5%, предпочтительно 0,005%-2%, и после этого определенное количество полученного раствора закачивают в гидроскважину или нефтяную скважину, без ограничения перечисленным.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения в процессе применения средства для устранения пробок настоящего изобретения сначала добавляют любое одно из биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества, и затем добавляют другое. Например, сначала биологическое поверхностно-активное вещество может быть добавлено в гидроскважину или нефтяную скважину, и затем добавляют химическое поверхностно-активное вещество; или же сначала химическое поверхностно-активное вещество может быть добавлено в гидроскважину или нефтяную скважину, и затем добавляют биологическое поверхностно-активное вещество. В одном варианте осуществления настоящего изобретения биологическое поверхностно-активное вещество и химическое поверхностно-активное вещество добавляются одновременно в процессе применения средства для устранения пробок настоящего изобретения.

В БиХ комбинированном средстве для устранения пробок настоящего изобретения используется комбинация биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества. Кроме того, настоящее изобретение предлагает комбинацию биологического поверхностно-активного вещества, химического поверхностно-активного вещества и синергиста. Все эти комбинации дают хороший синергический эффект. Взаимодействие между компонентами позволяет средству для устранения пробок эффективно солюбилизировать сырую нефть, снижать межфазное натяжение нефть/вода до сверхнизкого уровня и значительно уменьшать взаимодействие на границе раздела нефть/вода, тем самым снижая сопротивление потоку нефть/вода в пласте, что играет хорошую роль в устранении пробок и может эффективно понижать давление закачивания.

БиХ комбинированное средство для устранения пробок настоящего изобретения может применяться для конструкций для устранения пробок на нефтяных месторождениях. После закачивания средства для устранения пробок остаточная нефть в гидроскважине или нефтяной скважине может быть эффективно солюбилизирована. Параметр солюбилизации может достигать 20 или более, и межфазное натяжение нефть/вода может быть уменьшено до величины порядка примерно 10^-4 мН/м, значительно снижая взаимодействие на границе раздела нефть/вода, тем самым снижая сопротивление потоку нефть/вода в пласте. При солюбилизации остаточной нефти и сверхнизком межфазном натяжении эффективность разработки нефтяного месторождения путем заводнения может быть существенно улучшена. Эксперимент с физическим моделированием доказывает, что средство для устранения пробок настоящего изобретения может снижать давление закачивания на 20% или более, или даже на 30% или более, и позволяет достичь относительно хорошего технического эффекта.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения основные компоненты БиХ комбинированного средства для устранения пробок настоящего изобретения могут быть проанализированы и определены с помощью следующего способа.

Липопептид может быть проанализирован с помощью совместного использования высокоэффективной жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии: в качестве хроматографической колонки используется хроматографическая разделительная колонка С18 с обращенной фазой; подвижную фазу подвергают градиентному элюированию ацетонитрилом (А)-0,05% и водным раствором трифторуксусной кислоты (В), условия для градиентного элюирования составляют 0-20 мин, 80%А-100%А и 20-30 мин, 100%А; для масс-спектрометрии используется способ ионизации ESI+, и диапазон сканирования составляет 150-1500.

Кислая соль гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира может быть проанализирована с помощью совместного использования высокоэффективной жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии: в качестве хроматографической колонки используется хроматографическая разделительная колонка С18 с обращенной фазой; подвижную фазу элюируют смесью метанол/вода/аммоний-ацетатный буфер, массовые доли трех компонентов в подвижной фазе составляют 65%, 35% и 5% соответственно; для масс-спектрометрии используется способ ионизации ESI+, и диапазон сканирования составляет 150-1500.

Рамнолипид может быть проанализирован с помощью совместного использования высокоэффективной жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии: в качестве хроматографической колонки используется хроматографическая разделительная колонка С18 с обращенной фазой; подвижную фазу подвергают градиентному элюированию ацетонитрилом (А)-уксусной кислотой (В), условия для градиентного элюирования составляют 0-3 мин, 50% В, 3-12 мин, 50% В-0% В, 12-16 мин, 0% В, 16-17 мин, 0% В-50% В, 17-20 мин, 50% В; для масс-спектрометрии используется способ ионизации ESI+, и диапазон сканирования составляет 150-1500.

Рамнолипид может быть проанализирован с помощью совместного использования высокоэффективной жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии: в качестве хроматографической колонки используется хроматографическая разделительная колонка С18 с обращенной фазой; подвижную фазу подвергают градиентному элюированию 0,5% водным раствором муравьиной кислоты (А)-ацетонитрилом(В), условия для градиентного элюирования составляют 0-5 мин, 50% В, 5-30 мин, 50% В-60% В, 30-60 мин, 60% В-100% В; для масс-спектрометрии используется способ ионизации ESI+, и диапазон сканирования составляет 150-1500.

Примеры

Для лучшего понимания настоящего изобретения содержание настоящего изобретения далее описывается вместе с примерами, однако содержание настоящего изобретения не ограничивается нижеследующими примерами.

Пример 1

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. Додецилполиоксиэтиленполиоксипропиленовый простой эфир карбоксилат натрия (C₁₂H₂₅O(PO)₁₂(EO)₂₄CH₂COONa): 10 г, собственного производства;

C. Этиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения: в стакан добавляли заранее определенное количество додецилполиоксиэтиленполиоксипропиленового эфира карбоксилата натрия, затем добавляли половину заранее определенного количества воды затворения, и полученную смесь полностью растворяли путем перемешивания; к полностью растворенному раствору поверхностно-активного вещества добавляли заранее определенное количество этиленгликоля, и полученную смесь смешивали равномерно путем перемешивания; добавляли заранее определенное количество липопептида и полученную смесь равномерно перемешивали; добавляли другую половину воды затворения, которая оставалась, и полученную смесь смешивали равномерно путем перемешивания.

Оценка технического результата:

Межфазное натяжение: Межфазный тензометр вращающейся капли ТХ-50°С использовали для измерения межфазного натяжения нефть/вода в образцах сырой нефти с завода по производству нефти Шенгли нефтяного месторождения Шенгли с средствами для устранения пробок, имеющими эффективные массовые концентрации 0,005%, 0,05%, 0,5% и 2%, соответственно. Температура измерения составляла 80°С, вода представляла собой смоделированную пластовую воду, и степень минерализации составляла 29000 мг/л. Межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли: 9×10^-4 мН/м, 5×10^-4 мН/м, 2×10^-4 мН/м и 1×10^-4 мН/м.

Параметры солюбилизации: 2 мл средств для устранения пробок, имеющих эффективные концентрации 0,1%, 0,5%, 1,0% и 2,0% соответственно, помещали в прямые стеклянные пробирки с завинчивающейся крышкой. Добавляли 2 мл образцов сырой нефти соответственно. Крышки завинчивали. Содержимое в стеклянных пробирках равномерно перемешивали и помещали в воздушную ванну с постоянной температурой при 80°С для выдерживания в течение 7 дней для уравновешивания. Параметры солюбилизации сырой нефти были рассчитаны как 28, 29, 33 и 35, соответственно. Параметр солюбилизации сырой нефти представлял собой массу солюбилизированной сырой нефти на единицу массы поверхностно-активного вещества. В эксперименте, из-за присутствия поверхностно-активного вещества в системе средства для устранения пробок, сырая нефть могла быть солюбилизирована в водную фазу. С помощью измерения изменения объема фазы сырой нефти до и после эксперимента получали массу сырой нефти, солюбилизированной в водной фазе, и затем параметр солюбилизации сырой нефти получали путем расчета.

Эксперимент по физическому моделированию: Принципиальная схема экспериментального устройства показана на фиг. 1. Керн для эксперимента по физическому моделированию сначала насыщали пластовой водой, и затем воду в керне вытесняли сырой нефтью до тех пор, пока вода не была вытеснена, для получения насыщенного керна для эксперимента по физическому моделированию. В эксперименте нефть в насыщенных кернах сначала вытесняли пластовой водой до тех пор, пока сырая нефть не была вытеснена, и в это время регистрировали данные о давлении закачивания и проницаемости керна; затем вводили 1 PV растворов средства для устранения пробок, имеющих различные концентрации, и керны выдерживали при температуре нефтяной залежи в течение 4 дней; наконец, нефть в кернах вытесняли пластовой водой до тех пор, пока сырая нефть не была вытеснена; давление закачивания и проницаемость регистрировали. Измеряли давления закачивания воды насыщенных нефтью кернов до и после закачивания растворов средства для устранения пробок, и рассчитывали снижения давления закачивания воды после закачивания растворов средства для устранения пробок. В случае, если эффективные концентрации средств для устранения пробок составляли 0,1%, 0,5%, 1,0% и 2,0% соответственно, - относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 33%, 39%, 40% и 43% соответственно.

Пример 2

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. С₁₆Н₃₃О(РО)₂₂(ЕО)₃₆CH₂COOK: 10 г, собственного производства;

C. пропиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10^-4 мН/м, 5×10^-4 мН/м, 3×10^-4 мН/м и 2×10^-4 мН/м соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 22, 25, 30 и 33, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 31%, 33%, 36% и 42%, соответственно.

Пример 3

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₂₂H₄₅O(PO)₃₀(EO)₆₀C₂H₄COONH₄: 10 г, собственного производства;

C. глицерин: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10^-4 мН/м, 6×10^-4 мН/м, 4×10^-4 мН/м и 2×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 24, 26, 30 и 31, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 30%, 32% и 33%, соответственно.

Пример 4

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₁₂H₂₅O(PO)₆(EO)₁₈C₅H₁₀SO₄Na: 10 г, собственного производства;

C. этиленгликоль: 1 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10^-4 мН/м, 7×10^-4 мН/м, 5×10^-4 мН/м и 3×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 20, 22, 27 и 30, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 33%, 36% и 36%, соответственно.

Пример 5

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₁₂H₂₅O(PO)₁(EO)₂₈CH₂SO₃Na: 10 г, собственного производства;

C. этиленгликоль: 30 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10^-4 мН/м, 6×10^-4 мН/м, 4×10^-4 мН/м и 3×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 24, 25, 29 и 30, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 31%, 32%, 35% и 35%, соответственно.

Пример 6

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 10 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₁₂H₂₅O(PO)₁₆C₁₀H₂₀COONa: 10 г, собственного производства;

C. этиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10^-4 мН/м, 8×10^-4 мН/м, 6×10^-4 мН/м и 6×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 20, 21, 25 и 26, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 30%, 31% и 32%, соответственно.

Пример 7

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 50 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₁₂H₂₅O(ЕО)₂₂C₃H₆COONa: 10 г, собственного производства;

C. этиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10^-4 мН/м, 7×10^-4 мН/м, 7×10^-4 мН/м и 6×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 26, 26, 29 и 30, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 31%, 33% и 34%, соответственно.

Пример 8

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₁₂H₂₅O(PO)₈(EO)₁₆CH₂COONa: 5 г, собственного производства;

C. этиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10^-4 мН/м, 6×10^-4 мН/м, 2×10^-4 мН/м и 2×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 23, 25, 30 и 33, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 32%, 33%, 37% и 40%, соответственно.

Пример 9

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₁₂H₂₅O(PO)₃₆(EO)₄₈CH₂COONa: 20 г, собственного производства;

C. этиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10^-4 мН/м, 4×10^-4 мН/м, 3×10^-4 мН/м и 2×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 25, 28, 33 и 34, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 34%, 36%, 38% и 38%, соответственно.

Пример 10

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₁₂H₂₅(C₆H₄)O(PO)₁₂(EO)₂₄CH₂COONa: 10 г, собственного производства;

C. этиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 6×10^-4 мН/м, 3×10^-4 мН/м, 1×10^-4 мН/м и 1×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 30, 33, 35 и 36, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 35%, 38%, 42% и 45%, соответственно.

Пример 11

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₁₂H₂₅(PO)₁₂(EO)₂₄(C₆H₄)CH₂COONa: 10 г, собственного производства;

C. этиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 8×10^-4 мН/м, 3×10^-4 мН/м, 2×10^-4 мН/м и 1×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 28, 31, 33 и 34, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 33%, 38% и 39%, соответственно.

Пример 12

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. рамнолипид: 30 г, коммерчески доступный от Evonik Industries AG;

B. C₁₂H₂₅O(PO)₁₂(EO)₂₄CH₂COONa: 10 г;

C. этиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10^-4 мН/м, 6×10^-4 мН/м, 4×10^-4 мН/м и 3×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 20, 21, 24 и 29, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 31%, 33% и 36%, соответственно.

Пример 13

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липид трегалозы: 30 г, коммерчески доступный от Xi'an Brilliant Chemical Engineering Co. Ltd.;

B. C₁₂H₂₅O(PO)₁₂(EO)₂₄CH₂COONa: 10 r;

C. этиленгликоль: 10 г;

D. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10^-4 мН/м, 7×10^-4 мН/м, 5×10^-4 мН/м и 5×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 20, 20, 24 и 30, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 30%, 30%, 34% и 35%, соответственно.

Пример 14

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. C₁₂H₂₅O(PO)₁₂(EO)₂₄CH₂COONa: 10 г, собственного производства;

C. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 4×10^-3 мН/м, 1×10^-3 мН/м, 8×10^-4 мН/м и 7×10^-4 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 24, 25, 25 и 28, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 21%, 26%, 29% и 30%, соответственно.

Сравнительный пример 1

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 40 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. этиленгликоль: 10 г;

C. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 9×10^-2 мН/м, 6×10^-2 мН/м, 4×10^-2 мН/м и 3×10^-2 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 9, 12, 13 и 15, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 11%, 12%, 14% и 15%, соответственно.

Сравнительный пример 2

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. C₁₂H₂₅O(PO)₁₂(EO)₂₄CH₂COONa: 40 г, собственного производства;

B. этиленгликоль: 10 г;

C. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 5×10^-2 мН/м, 2×10^-2 мН/м, 9×10^-3 мН/м и 9×10^-3 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 11, 11, 12 и 12, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 10%, 13%, 14% и 14%, соответственно.

Сравнительный пример 3

В соответствии со следующими массовыми долями получали 100 г средства для удаления пробок:

A. липопептид: 30 г, коммерчески доступный от KANEKA CORPORATION JAPAN;

B. додецилполиоксиэтиленполиоксипропиленовый простой эфир C₁₂H₂₅O(PO)₁₂(EO)₂₄H: 5 г, собственного производства;

C. додецилбензолсульфонат натрия: 5 г, коммерчески доступный от Shanghai Aladdin Biochemical Technology Co., Ltd;

D. этиленгликоль: 10 г;

E. вода в качестве остального.

Способ получения был идентичен способу, описанному в примере 1.

Способ оценки технического результата был идентичен описанному в примере 1: межфазные натяжения нефть/вода для различных концентраций средства для устранения пробок и сырой нефти составляли 1×10^-2 мН/м, 1×10^-2 мН/м, 9×10^-3 мН/м и 8×10^-3 мН/м, соответственно; параметры солюбилизации сырой нефти составляли 13, 15, 16 и 16, соответственно; и относительные величины снижения давления закачивания воды составляли 13%, 15%, 17% и 18%, соответственно.

Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что описанные варианты осуществления настоящего изобретения носят чисто иллюстративный характер, и различные другие замены, изменения и улучшения могут быть осуществлены в пределах объема настоящего изобретения. Таким образом, настоящее изобретение не ограничивается описанными выше вариантами осуществления, но только формулой изобретения.

Группа изобретений относится к средствам устранения пробок в нефтяной скважине, которые приводят к повреждению пласта и нефтяных скважин, вызывают загрязнение окружающей среды и коррозию оборудования. Технический результат - эффективность устранения пробок, способность солюбилизировать сырую нефть, значительное понижение межфазного натяжения нефть/вода, повышение эффективности разработки нефтяного месторождения путем заводнения. Биохимическое комбинированное средство для устранения органических пробок в нефтяных скважинах содержит 30-50 массовых частей биологического поверхностно-активного вещества и 5-15 массовых частей химического поверхностно-активного вещества. Биологическое поверхностно-активное вещество выбранно из группы, включающей липопептид, рамнолипид и липид трегалозы. Химическое поверхностно-активное вещество представляет собой кислую соль гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира, выбранную из группы, состоящей из карбоксилатной соли, сульфатной соли, фосфатной соли и сульфонатной соли. 5 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил., 17 пр.

1. Биохимическое комбинированное средство для устранения органических пробок в нефтяных скважинах, которое содержит следующие компоненты в массовых частях:

А. 30-50 частей биологического поверхностно-активного вещества, выбранного из группы, включающей липопептид, рамнолипид и липид трегалозы;

B. 5-15 частей химического поверхностно-активного вещества;

при этом химическое поверхностно-активное вещество представляет собой кислую соль гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира, выбранную из группы, состоящей из карбоксилатной соли, сульфатной соли, фосфатной соли и сульфонатной соли.

2. Средство по п. 1, в котором в кислой соли гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира число звеньев этиленоксида, EO-звенья, и число звеньев пропиленоксида, PO-звенья, независимо друг от друга представляют собой произвольное число в диапазоне 1-60, число атомов углерода гидрокарбильной части, за исключением числа атомов углерода в EO-звене, PO-звене и кислотной группе, составляет 6-50.

3. Средство по п. 2, в котором число атомов углерода гидрокарбильной части, за исключением числа атомов углерода в EO-звене, PO-звене и кислотной группе, составляет 6-30.

4. Средство по любому из пп. 1-3, в котором кислая соль гидрокарбильного полиоксиэтиленполиоксипропиленового простого эфира характеризуется общей формулой следующей структуры:

где R₁ представляет собой необязательно замещенный C_4-40 линейный или разветвленный алкил, необязательно замещенный C_4-40 моноциклический или полициклический циклоалкил, необязательно замещенный C_4-40 линейный или разветвленный алкенил, необязательно замещенный C_6-40 арил, R₂ представляет собой необязательно замещенный C_1-20 линейный или разветвленный алкилен, необязательно замещенный C_4-40 моноциклический или полициклический циклоалкилен, необязательно замещенный C_4-40 линейный или разветвленный алкенилен, необязательно замещенный C_6-40 арилен, причем «необязательно замещенный» относится к необязательно замещенному одним или более заместителями, выбранными из гидроксила, C_1-20 линейного или разветвленного алкила, C_5-10 моноциклического или полициклического циклоалкила, C_2-20 линейного или разветвленного алкенила и C_6-20 арила, сумма числа атомов углерода в R₁ и числа атомов углерода в R₂ составляет 6-50; m и n являются произвольными числами в диапазоне 1-60, X представляет собой одно из карбоксилатного радикала, сульфатного радикала, фосфатного радикала и сульфонатного радикала, Y представляет собой противоион, a представляет собой абсолютное значение валентности X, b представляет собой абсолютное значение валентности Y.

5. Средство по п. 4, в котором R₁ представляет собой необязательно замещенный C_6-20 линейный или разветвленный алкил, необязательно замещенный C_6-20 моноциклический или полициклический циклоалкил, необязательно замещенный C_6-20 линейный или разветвленный алкенил, необязательно замещенный C_6-20 арил, R₂ представляет собой необязательно замещенный C_1-8 линейный или разветвленный алкилен, необязательно замещенный C_6-20 моноциклический или полициклический циклоалкилен, необязательно замещенный C_6-20 линейный или разветвленный алкенилен, необязательно замещенный C_6-20 арилен, причем «необязательно замещенный» относится к необязательно замещенному одним или более заместителями, выбранными из гидроксила, C_1-10 линейного или разветвленного алкила, C_5-7 моноциклического или полициклического циклоалкила, C_2-10 линейного или разветвленного алкенила и C_6-10 арила, сумма числа атомов углерода в R₁ и числа атомов углерода в R₂ составляет 6-30; Y представляет собой одно из Na⁺, K⁺, Mg²⁺, Ca²⁺ и NH₄⁺.

6. Средство по любому из пп. 1-5, причем средство также содержит компонент C, в массовых частях: 10-20 частей синергиста; синергист выбран из по меньшей мере из одного из этиленгликоля, пропиленгликоля и глицерина.

7. Средство по п. 6, причем в средстве относительно общей массы комбинированного средства для устранения пробок содержание биологического поверхностно-активного вещества составляет 30-50 мас.%; содержание химического поверхностно-активного вещества составляет 5-15 мас.%; содержание синергиста составляет 10-20 мас.%; содержание воды составляет остальное.

8. Способ получения биохимического комбинированного средства для устранения органических пробок в нефтяных скважинах по любому из пп. 1-7, который предусматривает

смешивание биологического поверхностно-активного вещества, химического поверхностно-активного вещества, необязательно синергиста и необязательно воды с получением средства.

9. Применение биохимического комбинированного средства для устранения органических пробок в нефтяных скважинах по любому из пп. 1-7 для устранения пробок сырой нефти.

10. Композиция для устранения органических пробок в нефтяных скважинах, которая содержит биохимическое комбинированное средство для устранения органических пробок в нефтяных скважинах по любому из пп. 1-7 и растворитель, в которой относительно общей массы композиции, в пересчете на общую массовую концентрацию биологического поверхностно-активного вещества и химического поверхностно-активного вещества, концентрация средства составляет 0,001-5 мас.%.

11. Композиция по п. 10, в которой растворитель выбран из органических растворителей и воды.

12. Применение композиции для устранения органических пробок в нефтяных скважинах по п. 10 или 11 для устранения пробок сырой нефти.