Реагент для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти, способ его получения и способ его использования Российский патент 2024 года по МПК C09K8/592 E21B43/00 

Изобретение в целом относится к области горного дела, более детально – к группе изобретений, относящейся к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей трудноизвлекаемой нефти, например, высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов с применением тепловых методов воздействия на продуктивный пласт, например, с применением паротеплового воздействия и реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти.

Техническая проблема, решаемая заявленным изобретением, заключается в повышении извлечения трудноизвлекаемой нефти. Указанная проблема в заявленном техническом решении решается по изобретению за счет внутрипластового каталитического облагораживания (химической конверсии) и снижения тяжелых компонентов (смол и асфальтенов) и вязкости трудноизвлекаемой нефти посредством использования заявленного реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти на основе высокодисперсного технического углерода, который обеспечивает интенсификацию деструктивных процессов асфальтеновых агрегатов и ассоциированных молекул смолистых соединений под воздействием горячего теплоносителя (пара), что, в свою очередь, позволяет повысить эффективность добычи трудноизвлекаемой нефти в целом.

Кроме того, принимая во внимание наличие факта необратимого эффекта снижения вязкости добываемых вязких нефтей и природных битумов, автоматически реализована возможность улучшения условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума.

Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу и при использовании заявленного технического решения.

Тепловые методы воздействия на продуктивный пласт – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые методы повышения нефтеотдачи (МУН) в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление) [https://neftegaz.fandom.com/wiki/Методы теплового воздействия на пласт (краткая характеристика)].

Паротепловое воздействие – процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара [http://proofoil.ru/Oilproduction/Steamaction.html].

Cмолисто-асфальтеновые вещества (САВ) – это сложная многокомпонентная смесь высокомолекулярных гетероатомных соединений, в составе которых одновременно присутствуют такие элементы, как: углерод, водород, сера, кислород, азот и металлы - в основном, ванадий, никель, железо и молибден. Говоря о смолисто-асфальтеновых веществах, обычно подразумевают смолы и асфальтены [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].

Смолы - твердые аморфные вещества либо малоподвижные жидкости, от темно-коричневого до черного цвета. В структуре смол присутствует полициклическая конденсированная система, состоящая из 4 - 5-ти колец, 1 - 3-х метильных групп и 1-го длинного алкильного заместителя. Кроме того, обязательным условием является наличие гетероатомов [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].

Асфальтены – аморфные твердые тела от темно-бурого до черного цвета, обладающие кристаллоподобной структурой. Структура асфальтенов представляет собой полициклические, сильно конденсированные, по большей части ароматические системы, соединенные с пяти- и шестичленными гетероциклами. Молекулы состоят из 4 – 5-ти фрагментов, которые в свою очередь, содержат несколько ароматических колец [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].

Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) – запасы месторождений, залежей или отдельных их частей, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами (сосредоточены в залежах с низкопроницаемыми коллекторами и вязкой нефтью), а также характеризующиеся залежами высоковязкой, сверхвязкой, керогеновой нефтью и природного битума [https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/147767-trudnoizvlekaemye-zapasy-nefti-triz/].

Реагент – в контексте настоящего описания подразумевается ряд готовых продуктов для внутрипластового использования облагораживания трудноизвлекаемой нефти с применением тепловых методов воздействия на продуктивный пласт.

Анализ существующего уровня техники в исследуемой области показал следующее:

– освоение альтернативных источников углеводородного сырья, среди которых в качестве наиболее перспективных рассматриваются месторождения высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов, является актуальной задачей топливно-энергетической отрасли;

– подавляющее число осуществляемых проектов разработки месторождений высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов связано с термическими методами воздействия на пласт, например, паротепловым воздействием на пласт, которое является наиболее надежным и эффективно применяемым способом освоения месторождений высоковязкой нефти и природного битума;

– одним из актуальных и перспективных направлений развития тепловых методов добычи высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов является их совершенствование, включающее любое дополнительное воздействие (физическое, химическое), которое имеет своей целью повышение рентабельности и эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных;

Следует обратить внимание на то, что выявленные технологии добычи высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов обеспечивают некоторое снижение вязкости лишь на этапе внутрипластовой добычи нефти при воздействии пара, которое, как известно, является краткосрочным и обратимым, наблюдается только в период паротеплового воздействия и в достаточно широком для обеспечения снижение вязкости в диапазоне температур от 60 до 300 °С.

По мере же снижения температуры, например, в устье добывающей скважины, температура добываемого сырья составляет уже около 60 °С, а при транспортировке по трубопроводам температура снижается до температуры окружающей среды, при этом наблюдается весьма быстрое нарастание вязкости добываемой нефти по причине её остывания – вследствие чего вязкость возрастает от минимальной 10 сантипуаз (далее сП) при 250 °С в пласте, до 300 сП при 50 °С, например, в устье добывающей скважины и до, например, 3000 сП при 20 °С на земной поверхности. Таким образом, при добыче нефти при движении ее от продуктивного пласта по направлению к скважине и далее на поверхность, вязкость нефти возрастает на два порядка, например, от 10 сП до 3000 сП, что реально можно представить в виде изменения консистенции от состояния воды до состояния густого сиропа, вследствие чего возникает проблема по транспортировке продукта по трубопроводам.

Указанная проблема на дату представления заявочных материалов решается разными способами.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту РФ № 2230611 «Катализатор конверсии углеводородов и способ его получения». Сущностью является катализатор конверсии углеводородов, включающий рентгеноаморфный углерод, полученный при испарении углеродсодержащего материала и имеющий следующие характеристики: температура начала окисления на воздухе Т_но ≤ 320 °С; температура максимальной скорости окисления Т_мсо ≤ 590°С; температура конца окисления на воздухе Т_ко ≤ 630°С; начальная скорость гидрогенолиза при 700°С в отсутствие катализатора , активирующего водород, V_нач ≥ 2,08 мас.% углерода/ч; предельное количество MnO^-4 -иона, расходуемое при контакте с 1 г упомянутого углерода в растворе, ≥ 16 ммоль.

Недостатком известного технического решения является его применение исключительно как катализатора для наземной нефтепереработки в условиях нефтеперерабатывающих заводов в реакциях дегидрирования и дегидроциклизации углеводородов (могут быть использованы только в реакциях дегидрирования углеводородов и процессах, где эти реакции осуществляются, в частности в дегидрировании алканов C2-C5 с получением алкенов, цикло-С5-алканов до циклоалкенов и циклоалкадиенов, цикло-С6-алканов до бензола и его гомологов, а также в дегидроциклизации С6⁺-алканов с образованием бензола и его гомологов) при высоких температурах в окислительной среде, что ограничивает область применения известного технического решения, то есть исключает использование его для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти, где помимо реакций дегидрирования и дегидроциклизации протекают реакции крекинга и гидрогенолиза тяжелых компонентов трудноизвлекаемой нефти – смол и асфальтенов. Кроме того, недостатком известного технического решения является сложный процесс получения что, как следствие, экономически нецелесообразно при использовании по назначению.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту US № 5336828 «Hydrocarbon processing using fullerene catalysts» (на русс. «Переработка углеводородов с использованием фуллереновых катализаторов»). Сущностью является процесс дегидрирования одного или нескольких насыщенных углеводородов, который включает: а) контактирование указанного насыщенного углеводорода с одним или несколькими фуллереновыми катализаторами, которые растворяют в органическом растворителе, при поддержании указанного насыщенного углеводорода при температуре в диапазоне от примерно 25°С до примерно 500°С и при давлении в диапазоне от примерно 1 Торр до примерно 1500 Торр для дегидрирования до указанный насыщенный углеводород; и б) удаление водорода из реакции по мере его высвобождения указанным насыщенным углеводородом.

Существенным недостатком известного технического решения является его применение исключительно для наземной нефтепереработки в условиях нефтеперерабатывающих заводов в реакциях дегидрирования и дегидроциклизации гидроароматических соединений, но не алканов, что исключает использование его для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти, где помимо реакций дегидрирования и дегидроциклизации легких углеводородов протекают реакции крекинга и гидрогенолиза тяжелых компонентов трудноизвлекаемой нефти – смол и асфальтенов. Кроме того, недостатком является применение дорогостоящих фуллеренов, что, как следствие, экономически нецелесообразно при использовании по назначению. Вместе с тем, фуллереновые катализаторы используют также только в виде раствора в органическом растворителе, исключая возможность использования дисперсии фуллерена в полярных жидкостях. Также использование известного технического решения возможно при давлении от примерно 1 Торр до примерно 1500 Торр, что приблизительно составляет от примерно 0,000133 МПа до примерно 0,2 МПа, что ограничивает применения данного способа на месторождениях трудноизвлекаемой нефти при добычи с использованием паротепловых технологий, где давление составляет от 0,5 МПа до 20 МПа.

Известна статья «Catalytic Low-Temperature Thermolysis of Heavy Oil in the Presence of Fullerene C60 Nanoparticles in Aquatic and N2 Medium» («Каталитический низкотемпературный термолиз тяжелой нефти в присутствии наночастиц фуллерена С60 в среде воды и азота»), [Yasser I. I. Abdelsalam, Firdavs A. Aliev, Renat F. Khamidullin, Aleksey V. Dengaev, Vladimir E. Katnov, Alexey V. Vakhin // Catalysts 2023, 13(2), 347)], сущностью является способ облагораживания образца тяжелой нефти Ашальчинского месторождения (респ. Татарстан, Россия) при температуре 250 °С в присутствии наночастиц фуллерена C60, воды и азота, результаты которого показали, что содержание асфальтенов после акватермолиза образца тяжелой нефти в присутствии фуллерена С60 снизилось на 35%, смол на 25% по сравнению с исходным образцом сырой нефти, вязкость тяжелой нефти снизилась с 3110 мПа·с до 2081 мПа·с, то есть на 33%.

Недостатками известного технического решения являются:

– низкая эффективность фуллерена С60 в отношении снижения доли высокомолекулярных компонентов трудноизвлекаемой нефти – смол и асфальтенов;

– низкая эффективность фуллерена С60 в отношении снижения вязкости;

– отсутствие явного указания на то, в каком виде и каким образом фуллерен применялся для осуществления известного способа;

– ограничение области применения при использовании в качестве разбавляющей жидкости только воду.

Выявленные аналоги совпадают с заявленным техническим решением по отдельным признакам, поэтому прототип не выявлен, и формула изобретения составлена без ограничительной части.

Техническим результатом заявленного технического решения является создание реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти, характеризующегося как высокодисперсный технический углерод в полярной или неполярной жидкости, а также разработка способа его получения и способа использования, что в целом:

– повышает общую эффективность паротеплового воздействия в процессах добычи трудноизвлекаемой нефти за счет обеспечения интенсификации (катализирования) деструктивных процессов в молекулах асфальтенов и ассоциатов смол, что облегчает их разрушение под воздействием горячего теплоносителя (пара) и обеспечивает снижение их (асфальтенов и смол) содержания, увеличение доли легких компонентов (насыщенных и ароматических углеводородов), а также снижение вязкости добываемой трудноизвлекаемой нефти;

– обеспечивает максимально возможный охват пласта за счет сохраняющейся эффективности в обеспечении интенсификации (катализирования) деструктивных процессов в молекулах асфальтенов и смол, что обусловливает снижение вязкости нефти;

– обеспечивает возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку за счет снижения вязкости добываемой нефти;

– повышает эффективность в отношении снижения доли тяжелый компонентов, повышения доли легких компонентов и снижения вязкости добываемой нефти вследствие использования высокодисперсного технического углерода вместо фуллерена С60;

– обеспечивает расширение области применения в отношении использования реагента в среде как полярных, так и неполярных жидкостей.

Сущностью заявленного технического решения является реагент для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти, содержащий: суспензию высокодисперсного технического углерода в полярной или неполярной жидкости в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10 : 0,1 до 0,1 : 10, поверхностно-активное вещество – не более 5% мас. Способ получения реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти по п.1, заключающийся в том, что берут высокодисперсный технический углерод и полярную или неполярную жидкость в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10 : 0,1 до 0,1 : 10, и смешивают их; затем добавляют поверхностно-активное вещество для стабилизации полученной смеси в количестве не более 5% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 1 – 30 минут при температуре от плюс 5 до плюс 95 °С. Способ использования реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти по п.1, заключающийся в том, что реагент, содержащий суспензию высокодисперсного технического углерода в полярной или неполярной жидкости в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10 : 0,1 до 0,1 : 10, и поверхностно-активное вещество – не более 5% мас, вводят в трудноизвлекаемую нефть из расчета 0,01 – 10,0% масс. на нефть, при температуре и давлении, применяемых в промысловых условиях паротеплового воздействия – то есть в интервале температур от плюс 150 до плюс 350 °С и в интервале давления от 0,5 до 20 МПа.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 – Фиг.2.

На Фиг.1 представлена Таблица 1, в которой приведены условия экспериментов по Примерам 15 – 28.

На Фиг.2 представлена Таблица 2, в которой приведены результаты экспериментов по Примерам 15 – 28.

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

В качестве высокодисперсного технического углерода использовали углерод технический для производства резины марки П-245 с высоким показателем дисперсности и высоким показателем структурности по ГОСТ 7885-86, производимый в промышленных масштабах.

В качестве полярной жидкости использовали:

вода техническая пресная ГОСТ 23732-2011

спирты одноатомные, например, спирт метиловый по ГОСТ 2222-95, многоатомные, например, глицерин по ГОСТ 6824-96

кетоны, например, ацетон по ГОСТ 2768-84

В качестве неполярной жидкости использовали:

легкую нефть по ГОСТ Р 51858—2020,

уайт-спирит по ГОСТ 3134-78,

нефрас по ГОСТ 8505-80,

циклогексан по ГОСТ 14198-78,

толуол по ГОСТ 5789-78,

дизельная фракция – совокупность в виде гомогенной смеси индивидуальных углеводородов, выкипающих в интервале температур от 200 до 410 °С, отбираемых при разгонке нефти и нефтяных фракций;

керосиновая фракция – совокупность в виде гомогенной смеси индивидуальных углеводородов, выкипающих в интервале температур от 140 до 300 °С, отбираемых при разгонке нефти и нефтяных фракций,

бензиновая фракция – совокупность в виде гомогенной смеси индивидуальных углеводородов, выкипающих в интервале температур от 50 до 180 °С, отбираемых при разгонке

вакуумный газойль – совокупность в виде гомогенной смеси индивидуальных углеводородов, выкипающих в интервале температур от 350 до 500 °С, отбираемых нижним боковым погоном при вакуумной разгонке мазута на установках первичной переработки

нафтен-ароматические углеводороды – углеводороды смешанной структуры, имеющие в своем составе один ароматический цикл, конденсированный с циклопарафиновым кольцом.

В качестве ПАВ использовали:

неионогенные ПАВ, например, цетиловый спирт, неонол, синтанол;

ионогенные ПАВ, например, триэтаноламин, сульфонол, алкилбетаин.

Выявленная техническая проблема решается и заявленный технический результат достигается посредством разработки реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти, содержащего высокодисперсный технический углерод в полярной или неполярной жидкости, а также способа его получения и способа его использования.

Заявленный реагент представляет собой высокодисперсный технический углерод в полярной или неполярной жидкости. Заявленный реагент обеспечивает интенсификацию (катализирование) деструктивных процессов асфальтеновых агрегатов и ассоциированных молекул смолистых соединений под воздействием горячего теплоносителя (пара), что обуславливает снижение их (асфальтенов и смол) содержания и снижение вязкости добываемой нефти, что, в свою очередь, позволяет повысить эффективность добычи трудноизвлекаемой нефти в целом.

Заявленный реагент вводят в пласт до закачки пара или после очередного цикла паротепловой обработки, что, как следствие, облегчает деструкцию асфальтеновых агрегатов и ассоциированных молекул смолистых соединений под воздействием горячего теплоносителя (пара). Таким образом, использование реагента позволяет более эффективно использовать пар при воздействии на пласт за счет более эффективного разрушения агломератов асфальтенов и смол (и снижение их содержания) за счет деструктивного гидрирования, что способствует более эффективному необратимому снижению вязкости добываемой нефти на более чем 40% и повышению эффективность добычи трудноизвлекаемой нефти в целом.

Использование такого рода реагентов является перспективным подходом к нетрадиционной добыче тяжелой нефти, а полученные результаты являются важным шагом к модификации уже существующих технологий закачек горячих теплоносителей, например, пара.

Указанное в целом обеспечивает более эффективное внутрипластовое облагораживание трудноизвлекаемой нефти, например, высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов в пластовых условиях, снижение их вязкости до такой степени, чтобы обеспечить не только эффективную добычу, но и самое главное - возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку.

Далее заявителем приведен заявленный способ получения заявленного реагента.

Берут высокодисперсный технический углерод и полярную или неполярную жидкость в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10 : 0,1 до 0,1 : 10, и смешивают их.

Затем добавляют поверхностно-активное вещество (ПАВ) для стабилизации полученной смеси в количестве не более 5% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 1 – 30 минут при температуре от плюс 5 до плюс 95 °С.

Заявитель поясняет, что в случае снижения температуры ниже плюс 5 снижается эффективность полученного реагента вследствие снижения эффективности мицеллообразования поверхностно-активным веществом (ПАВ) при пониженной температуре, а в случае повышения температуры приготовления реагента более плюс 95 °С идёт процесс термического разложения ПАВ.

Получают заявленный реагент в виде суспензии, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в полярной или неполярной жидкости в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10 : 0,1 до 0,1 : 10,

– поверхностно-активное вещество – не более 5% мас.

В качестве полярной жидкости используют, например, воду, спирты, например, метанол, глицерин; кетоны, например, ацетон.

В качестве неполярной жидкости используют, например, легкую нефть, уайт-спирит, нефрас, циклогексан, толуол, дизельная фракция, керосиновая фракция, бензиновая фракция, вакуумный газойль, нафтен-ароматические углеводороды, например, тетралин.

В качестве ПАВ используют неионогенные ПАВ, например, цетиловый спирт, неонол, синтанол; ионогенные ПАВ, например, триэтаноламин, сульфонол, алкилбетаин.

Далее заявителем приведен заявленный способ использования заявленного реагента по назначению .

Реагент, содержащий суспензию высокодисперсного технического углерода в полярной или неполярной жидкости в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10 : 0,1 до 0,1 : 10, и поверхностно-активное вещество – не более 5% мас, вводят в трудноизвлекаемую нефть из расчета 0,01 – 10,0% масс. на нефть, при температуре и давлении, применяемых в промысловых условиях паротеплового воздействия – то есть в интервале температур от плюс 150 до плюс 350 °С и в интервале давления от 0,5 до 20 МПа.

Заявитель поясняет, что температуры ниже плюс 150 °С недостаточно для осуществления облагораживания трудноизвлекаемой нетфи в присутствии заявленного реагента под воздействием горячего теплоносителя (пара), а при температуре выше плюс 350 °С будут протекать процессы образования кокса, который будет адсорбироваться на поверхности технического углерода и снижать его эффективность облагораживания трудноизвлекаемой нетфи.

Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения.

Пример 1. Получение заявленного реагента в полярной жидкости – воде.

Берут высокодисперсный технический углерод и воду в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : вода = 1 : 1, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, сульфонол НП-3, для стабилизации полученной смеси в количестве 1% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 5 минут при температуре плюс 25 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в воде в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : вода = 1 : 1,

– поверхностно-активное вещество сульфонол НП-3 – 1% мас.

Пример 2. Получение заявленного реагента в полярной жидкости – метаноле.

Берут высокодисперсный технический углерод и метанол в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : метанол = 0,1: 10, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, триэтаноламин, для стабилизации полученной смеси в количестве 2% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 1 минуты при температуре плюс 5 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в метаноле в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : метанол = 0,1: 10,

– поверхностно-активное вещество триэтаноламин – 2% мас.

Пример 3. Получение заявленного реагента в полярной жидкости – глицерине.

Берут высокодисперсный технический углерод и глицерин в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : глицерин = 10: 1, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, неонол АФ 9-10, для стабилизации полученной смеси в количестве 3% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 3 минут при температуре плюс 50 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в глицерине в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : глицерин = 10: 1,

– поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-10 – 3% мас.

Пример 4. Получение заявленного реагента в полярной жидкости – ацетоне.

Берут высокодисперсный технический углерод и ацетон в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : ацетон = 0,5 : 8, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, алкилбетаин, для стабилизации полученной смеси в количестве 4% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 7 минут при температуре плюс 20 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в ацетоне в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : ацетон = 0,5 : 8,

– поверхностно-активное вещество алкилбетаин – 4% мас.

Пример 5. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – легкой нефти.

Берут высокодисперсный технический углерод и легкую нефть в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : легкая нефть = 8 : 0,5, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, синтанол ОС-20, для стабилизации полученной смеси в количестве 5% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 7 минут при температуре плюс 10 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в легкой нефти в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : легкая нефть = 8 : 0,5,

– поверхностно-активное вещество синтанол ОС-20 – 5% мас.

Пример 6. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – уайт-спирите.

Берут высокодисперсный технический углерод и уайт-спирит в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : уайт-спирит = 2 : 9, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, цетиловый спирт, для стабилизации полученной смеси в количестве 0,5% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 10 минут при температуре плюс 50 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в уайт-спирите в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : уайт-спирит = 2 : 9,

– поверхностно-активное вещество цетиловый спирт – 0,5% мас.

Пример 7. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – нефрасе.

Берут высокодисперсный технический углерод и нефрас в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : нефрас = 9 : 2, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, неонол АФ 9-10, для стабилизации полученной смеси в количестве 1,5% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 20 минут при температуре плюс 15 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в нефрасе в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : нефрас = 9 : 2,

– поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-10– 1,5% мас.

Пример 8. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – циклогексане.

Берут высокодисперсный технический углерод и циклогексан в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : циклогексан = 3 : 7, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, цетиловый спирт, для стабилизации полученной смеси в количестве 2,5% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 30 минут при температуре плюс 35 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в циклогексане в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : циклогексан = 3 : 7,

– поверхностно-активное вещество цетиловый спирт – 2,5% мас.

Пример 9. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – толуоле.

Берут высокодисперсный технический углерод и толуол в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : толуол = 7 : 3, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, синтанол ОС-20, для стабилизации полученной смеси в количестве 3,5% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 12 минут при температуре плюс 70 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в толуоле в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : толуол = 7 : 3,

– поверхностно-активное вещество синтанол ОС-20 – 3,5% мас.

Пример 10. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – дизельной фракции.

Берут высокодисперсный технический углерод и дизельную фракцию в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : дизельная фракция = 6 : 4, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, цетиловый спирт, для стабилизации полученной смеси в количестве 4,5% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 18 минут при температуре плюс 95 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в дизельной фракции в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : дизельная фракция = 6 : 4,

– поверхностно-активное вещество цетиловый спирт – 4,5% мас.

Пример 11. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – керосиновой фракции.

Берут высокодисперсный технический углерод и керосиновую фракцию в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : керосиновая фракция = 4 : 6, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, цетиловый спирт, для стабилизации полученной смеси в количестве 4,8% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 8 минут при температуре плюс 90 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в керосиновой фракции в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : керосиновая фракция = 4 : 6,

– поверхностно-активное вещество цетиловый спирт – 4,8% мас.

Пример 12. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – бензиновой фракции.

Берут высокодисперсный технический углерод и бензиновую фракцию в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : бензиновая фракция = 1 : 9, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, неонол АФ 9-10, для стабилизации полученной смеси в количестве 3,6% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 27 минут при температуре плюс 25 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в бензиновой фракции в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : бензиновая фракция = 1 : 9,

– поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-10– 3,6% мас.

Пример 13. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – вакуумном газойле.

Берут высокодисперсный технический углерод и вакуумный газойль в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : вакуумный газойль = 9 : 1, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, синтанол ОС-20, для стабилизации полученной смеси в количестве 5% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 22 минут при температуре плюс 80 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в вакуумном газойле в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : вакуумный газойль = 9 : 1,

– поверхностно-активное вещество синтанол ОС-20 – 5% мас.

Пример 14. Получение заявленного реагента в неполярной жидкости – нафтен-ароматическом углеводороде – тетралине.

Берут высокодисперсный технический углерод и нафтен-ароматический углеводород, например, тетралин, в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : нафтен-ароматический углеводород тетралин = 3 : 10, и смешивают их.

Затем добавляют ПАВ, например, цетиловый спирт, для стабилизации полученной смеси в количестве 4% мас. от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 14 минут при температуре плюс 65 °С.

Получают заявленный реагент, содержащий:

– суспензия высокодисперсного технического углерода в нафтен-ароматическом углеводороде тетралине в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : нафтен-ароматический углеводород тетралин = 3 : 10,

– поверхностно-активное вещество цетиловый спирт – 4% мас.

Таким образом получают по Примерам 1 – 14 заявленным способом заявленный реагент с интервалами непрерывных значений, представленных в формуле изобретения.

Пример 15. Использование заявленного реагента по Примеру 1 по заявленному способу.

Заявленный способ использования заявленного реагента смоделирован в лабораторных условиях, а именно – в реакторе-автоклаве высокого давления, имитирующем промысловый процесс облагораживания трудноизвлекаемой нефти при закачке пара в продуктивный пласт, при использовании при этом заявленного реагента. Для исследования взяли высоковязкую нефть Ашальчинского месторождения.

Готовят модельную систему, для чего берут нефть и смешивают ее с водой, например, на магнитной мешалке, для моделирования паротеплового воздействия, например, в весовом соотношении нефть : вода = 2 : 1.

По изобретению в исследуемую смесь нефть : вода вводят заявленный реагент по Примеру 1 из расчета 0,5 мас.% на массовое содержание нефти в эксперименте.

Смесь помещают в реактор высокого давления и подвергают паротепловому воздействию в условиях, аналогичных пластовым, при рабочей температуре, например, +250 °С и давлении, например, 1,5 МПа. Продолжительность эксперимента составляла 6 ч.

При этом проводят измерение вязкости и группового химического состава нефти до и после эксперимента.

При этом проведено сравнение эффективности в отношении облагораживания трудноизвлекаемой нефти с данными аналога с использованием фуллерена С60 [«Catalytic Low-Temperature Thermolysis of Heavy Oil in the Presence of Fullerene C60 Nanoparticles in Aquatic and N2 Medium» («Каталитический низкотемпературный термолиз тяжелой нефти в присутствии наночастиц фуллерена С60 в среде воды и азота»), Yasser I. I. Abdelsalam, Firdavs A. Aliev, Renat F. Khamidullin, Aleksey V. Dengaev, Vladimir E. Katnov, Alexey V. Vakhin // Catalysts 2023, 13(2), 347)].

Условия эксперимента приведены в Таблице 1 на Фиг.1.

Результаты эксперимента приведены в Таблице 2 на Фиг.2.

Примеры 16 – 28. Использование заявленного реагента по Примерам 2 – 14 по заявленному способу.

Проводят последовательность действий по Примеру 15, отличающуюся тем, что:

– берут различные заявленные реагенты – по Примерам 2 – 14;

– берут различное количество заявленного реагента из расчета 0,01 – 10,0% масс. на нефть;

– устанавливают различную температуру воздействия в пределах от плюс 150 до плюс 350 °С;

– устанавливают различное давление в пределах от 0,5 до 20 МПа.

Таким образом, используют заявленным способом заявленный реагент с интервалами непрерывных значений, представленных в формуле изобретения.

Условия экспериментов приведены в Таблице 1 на Фиг.1.

Результаты экспериментов приведены в Таблице 2 на Фиг.2.

Из приведенных примеров можно сделать вывод, что использование заявленного реагента приводит к снижению вязкости и тяжелых компонентов, увеличению легких углеводородов при всех заявленных температурах и давлении по сравнению с исходной нефтью.

При сравнении с аналогом – фуллереном С60 видно, что использование заявленного реагента приводит к снижению вязкости и содержания тяжелых компонентов (асфальтенов и смол) при одинаковых термобарических условиях – температуре 250 ºС и давлении 1,6 МПа (Пример 15). Условия, приведенные в Примерах 16 – 28, не сравнимы с аналогом фуллереном С60, вследствие отличающихся термобарических условий.

Из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем решена техническая проблема и достигнут заявленный технический результат, а именно: создан реагент для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти, характеризующийся как высокодисперсный технический углерод в полярной или неполярной жидкости, а также разработан способ его получения и способ использования, что в целом:

– повышает общую эффективность паротеплового воздействия в процессах добычи трудноизвлекаемой нефти за счет обеспечения интенсификации (катализирования) деструктивных процессов в молекулах асфальтенов и ассоциатов смол за счет высокой дисперсности технического углерода, что облегчает их (смол и асфальтенов) разрушение под воздействием горячего теплоносителя (пара) и обеспечивает снижение их (асфальтенов и смол) содержания, снижение вязкости добываемой трудноизвлекаемой нефти, а также увеличение доли легких компонентов (насыщенных и ароматических углеводородов): вязкость нефти (см. Таблицу 2 на Фиг.2) снизилась с 2970 (исходная нефть) до 757 – 2630 мПа•с; содержание асфальтенов снизилось с 6,9 до 1,2 – 6,2% масс.; содержание смол снизилось с 28,1 до 13,7 – 26,2% масс.; содержание насыщенных углеводородов увеличилось с 32,3 до 33,7 – 38,8% масс.; содержание ароматических углеводородов увеличилось с 32,7 до 33,8 – 46,3% масс.;

– обеспечивает максимально возможный охват пласта за счет сохраняющейся эффективности в обеспечении интенсификации (катализирования) деструктивных процессов в молекулах асфальтенов и смол, что обусловливает снижение вязкости: вязкость нефти (см. Таблицу 2 на Фиг.2) снизилась с 2970 (исходная нефть) до 757 – 2630 мПа•с;

– обеспечивает возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку за счет снижения вязкости добываемой нефти (см. Таблицу 2 на Фиг.2);

– повышает эффективность в отношении снижения доли тяжелый компонентов (асфальтенов и смол) и снижения вязкости добываемой нефти вследствие использования высокодисперсного технического углерода вместо фуллерена С60: при тех же термобарических условиях в присутствии суспензии высокодисперсного технического углерода в воде вязкость нефти составляет 1915 мПа•с при содержании смол и асфальтенов – 17,3 % масс. и 4,1 % масс., соответственно, для фуллерена С60 по аналогу – 2081 мПа•с при содержании смол и асфальтенов 21,4 % масс. и 4,5 % масс., соответственно;

– обеспечивает расширение области применения в отношении использования реагента в среде как полярных, так и неполярных жидкостей (см. Примеры 1 – 28).

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. заявленная совокупность признаков не выявлена из исследованного уровня техники и не известны технические результаты, которые реализованы в заявленном техническом решении.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на полученные технические результаты.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому изобретениям, так как может быть реализовано в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых, например, высоковязкой нефти и природных битумов.

Предложенная группа изобретений относится к области горного дела, более детально – к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей трудноизвлекаемой нефти, например, высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов с применением тепловых методов воздействия на продуктивный пласт, например, с применением паротеплового воздействия и реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти. Способ получения реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти заключается в том, что берут высокодисперсный технический углерод и полярную или неполярную жидкость в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10:0,1 до 0,1:10, и смешивают их, затем добавляют поверхностно-активное вещество для стабилизации полученной смеси в количестве не более 5 масс. % от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 1–30 минут при температуре от плюс 5 до плюс 95°С. Способ использования реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти заключается в том, что полученный вышеуказанный реагент вводят в трудноизвлекаемую нефть из расчета 0,01–10,0 масс. % на нефть, при температуре и давлении, применяемых в промысловых условиях паротеплового воздействия – то есть в интервале температур от плюс 150 до плюс 350°С и в интервале давления от 0,5 до 20 МПа. Технический результат - повышение извлечения трудноизвлекаемой нефти. 3 н.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 28 пр.

1. Реагент для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти, содержащий:

– суспензию высокодисперсного технического углерода в полярной или неполярной жидкости в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10:0,1 до 0,1:10,

– поверхностно-активное вещество – не более 5 масс. %

2. Способ получения реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти по п.1, заключающийся в том, что берут высокодисперсный технический углерод и полярную или неполярную жидкость в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10:0,1 до 0,1:10, и смешивают их; затем добавляют поверхностно-активное вещество для стабилизации полученной смеси в количестве не более 5 масс. % от массы смеси и суспендируют ее путем перемешивания в течение 1–30 минут при температуре от плюс 5 до плюс 95°С.

3. Способ использования реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемой нефти по п.1, заключающийся в том, что реагент, содержащий суспензию высокодисперсного технического углерода в полярной или неполярной жидкости в соотношении, вес.ч., высокодисперсный технический углерод : полярная или неполярная жидкость = от 10:0,1 до 0,1:10, и поверхностно-активное вещество – не более 5 масс. %, вводят в трудноизвлекаемую нефть из расчета 0,01–10,0 масс. % на нефть, при температуре и давлении, применяемых в промысловых условиях паротеплового воздействия – то есть в интервале температур от плюс 150 до плюс 350°С и в интервале давления от 0,5 до 20 МПа.