СПОСОБ ДОБЫЧИ СЫРОЙ НЕФТИ, ВКЛЮЧАЮЩИЙ НАГНЕТАНИЕ СМОЛЫ Российский патент 2024 года по МПК E21B43/22 E21B37/06 C09K8/524 C09K8/588 

Настоящее изобретение относится к способу добычи сырой нефти из геологической формации, включающему стадию, на которой нагнетают под давлением алкилфенол-альдегидную смолу, модифицированную алкилполиамином, а также стадию, на которой добывают сырую нефть из геологической формации.

Изобретение также относится к способу адсорбции/десорбции алкилфенол-альдегидной смолы, модифицированной алкилполиамином, в геологической формации, включающему стадии, на которых нагнетают под давлением смолу в нефтяную скважину, смола адсорбируется в геологической формации скважины, и смола десорбируется из геологической формации.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Сырая нефть содержит, преимущественно, два класса продуктов: мальтены и асфальтены. Главными компонентами мальтенов являются масла (парафины: насыщенные углеводородные соединения, и ароматические соединения) и смолы.

Парафины образованы линейными или разветвленными алканами и могут быть жидкими, маслянистыми и твердыми. Им может быть свойственна тенденция к осаждению, в частности, во время добычи сырой нефти из скважины при понижении температуры, например, если скважина является подводной. В этом случае парафины осаждаются на каналах/трубопроводах скважин и вызывают их закупорку.

Асфальтены присутствуют в большинстве сырых нефтей в количестве, примерно, 20% или менее. Они могут быть образованы сильно полярными соединениями, которым свойственна тенденция к соединению с образованием агломератов. Они являются наиболее тяжелыми составляющими сырой нефти. Молекулы асфальтенов включают полициклические, полиароматические и короткие алифатические фрагменты и, в противоположность углеводородам, содержат гетероатомы, такие как N, O, S, и металлы (например, Ni, V, Fe). Их отличает нерастворимость в алканах, таких как н-пентан или н-гептан, однако, они растворимы в ароматических растворителях, таких как толуол или ксилол. Взаимодействие асфальтенов с окружающей их средой является сложным и трудноуправляемым явлением.

Осаждение асфальтенов, как и осаждение парафинов, может происходить в нефтедобывающих скважинах и насосных установках. Асфальтены и парафины, присутствующие в сырой нефти нефтяных скважин, могут осаждаться и вызывать проблемы закупорки фильтров или каналов или даже блокировку скважины.

Это явление влечет за собой снижение добычи и сокращение продолжительности работы скважины. Без обработки, позволяющей исключить это явление, необходимо часто демонтировать буровые установки с целью очистки, и частота операций по техническому обслуживанию на буровой площадке является источником значительных экономических издержек.

Главными факторами, благоприятствующими осаждению асфальтенов, являются изменения объемного состава сырой нефти, связанные со снижением давления относительно исходного во время ее транспортировки или связанные со смешиванием с другими добываемыми или закачиваемыми текучими средами, такими как газ (образованный, по существу, легкими алканами).

Главным фактором, благоприятствующим осаждению, является снижение температуры во время транспортировки добытой нефти.

В том, что касается асфальтенов, на явление осаждения асфальтенов влияет, по большей части, состав сырого продукта: легкие нефти, характеризующиеся низким содержанием асфальтенов, обогащены алканами, в которых асфальтены растворяются плохо и имеют тенденцию к осаждению в этой среде. Тяжелые нефти, обогащенные асфальтенами, содержат большое количество промежуточных соединений, таких как смолы, которые являются хорошими растворителями для асфальтенов и задерживают или предотвращают их осаждение. Тем не менее, в сырой нефти осаждение асфальтенов часто вызывает соосаждение и увлекает другие компоненты, такие как смолы или воски, в силу химического сродства.

В геологических формациях, где производят бурение, добыча флюидов и вызванное этим значительное снижение давления влекут за собой адсорбцию этих соединений на горной породе, вызывая резкое уменьшение проницаемости, которое может спровоцировать блокировку коммуникации с резервуаром.

С другой стороны, известны модифицированные алкилфенол-альдегидные смолы, полученные по реакции Манниха (Mannich) конденсационной алкилфенол-альдегидной смолы, по меньшей мере, с одним альдегидом и, по меньшей мере, одним углеводородным соединением, включающим, по меньшей мере, одну группу алкиламина, используемые в составах топлива в качестве препятствующих осаждению добавок WASA (WО2012085865), для повышения устойчивости к низким температурам (WО2013189868) и в качестве антиоксидантов (W02014173844). Эти добавки вводят непосредственно в топливо с целью улучшения его свойств. В документах WО2012085865 и WО2013189868 описан технический эффект, заключающийся в препятствовании образованию и осаждению (выпадению в осадок) кристаллов парафинов, в частности, при низких температурах.

Модифицированные алкилфенол-альдегидные смолы также уже были описаны в качестве добавок, вводимых в состав сырой нефти и нефтепродуктов с целью предотвращения осаждения асфальтенов (WО2016162392).

С другой стороны, известно об обработке горных пород/нефтяных коллекторов путем нагнетания под давлением определенных соединений (или закачки в режиме «squeeze», продавливания), в частности, в документе WО2013112503 описан способ ингибирования образования отложений асфальтенов благодаря органическому полимеру, закачанному под давлением, предпочтительно, выбранному из алкилфенол-альдегидных смол, в сочетании с сореагентом, предпочтительно, выбранным из силанов или оксидов неметаллов.

Автором изобретения обнаружено, что нагнетание в пласт под давлением определенных смол в процессе добычи сырой нефти могло бы повысить эффективность добычи нефти по сравнению с существующими способами. Более конкретно, автором изобретения обнаружено, что определенные смолы обладают высоким сродством к горной породе, на которой они адсорбируются и с которой затем постепенно десорбируются во время возобновления добычи из скважины. Они также позволяют ограничить количество смолы, используемой затем в составе нефти и/или нефтепродуктов, и упростить операции добычи сырой нефти из скважины. Автором изобретения также обнаружено, что эти смолы ингибируют осаждение парафинов внутри сырой нефти и в скважине и облегчают перекачивание сырой нефти.

ЦЕЛЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Первой целью изобретения является способ добычи сырой нефти из геологической формации, в которой она залегает, включающий следующие стадии:

(i) первая стадия, на которой нагнетают под давлением в геологическую формацию, по меньшей мере, одно соединение, представляющее собой модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу, при этом, указанная модифицированная алкилфенол-альдегидная смола может быть получена по реакции Манниха конденсационной алкилфенол-альдегидной смолы,

- по меньшей мере, с одним альдегидом и/или кетоном, включающим от 1 до 8 атомов углерода, предпочтительно, от 1 до 4 атомов углерода;

- и, по меньшей мере, одним углеводородным соединением, включающим, по меньшей мере, одну группу алкилполиамина, включающую от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 4 до 30 атомов углерода,

при этом, сама указанная конденсационная алкилфенол-альдегидная смола может быть получена по реакции конденсации:

- по меньшей мере, одного алкилфенола, замещенного, по меньшей мере, одной алкильной группой, линейной или разветвленной, включающей от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, моноалкилфенола,

- по меньшей мере, с одним альдегидом и/или кетоном, включающим от 1 до 8 атомов углерода, предпочтительно, от 1 до 4 атомов углерода, затем

(ii) вторая стадия, на которой из геологической формации добывают сырую нефть.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, модифицированная алкилфенол-альдегидная смола может быть получена из п-нонилфенола, формальдегида и, по меньшей мере, одного углеводородного соединения, включающего, по меньшей мере, одну группу алкилпропиламина.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, модифицированная алкилфенол-альдегидная смола может быть получена из п-нонилфенола и характеризуется средним числом фенольных циклов на одну молекулу модифицированной п-нонилфенол-альдегидной смолы в диапазоне от 6 до 25, предпочтительно, от 8 до 17, еще более предпочтительно, от 9 до 16.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, углеводородное соединение, включающее, по меньшей мере, одну группу алкилполиамина, включает, по меньшей мере, две группы первичного амина и жирную цепь, включающую от 12 до 24 атомов углерода, предпочтительно, от 12 до 22 атомов углерода.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу применяют разбавленной в органическом растворителе, предпочтительно, в ароматическом растворителе, предпочтительно, ксилоле, в случае необходимости, в сочетании с жидкой углеводородной фракцией, которая, более предпочтительно, представляет собой базовое топливо, еще более предпочтительно, дизельную фракцию, относящуюся к типу средних дистиллятов.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу закачивают в геологическую формацию в количестве, достаточном для поддержания минимальной концентрации указанной смолы в добываемой нефти на протяжении достаточно длительного периода добычи, обычно, по меньшей мере, 6 месяцев после закачивания смолы. Предпочтительно, смолу закачивают в геологическую формацию в таком количестве, что ее концентрация в сырой нефти, добываемой из указанной формации через 6 месяцев после указанного закачивания, составляет от 10 до 2000 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 20 до 1500 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 20 до 1000 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 20 до 800 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 20 до 700 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 20 до 600 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 20 до 400 весовых частей на миллион относительно веса сырой нефти. Согласно особенно предпочтительному варианту осуществления изобретения, эта концентрация лежит в диапазоне от 400 до 700 весовых частей на миллион, более предпочтительно, от 550 до 650 весовых частей на миллион относительно веса сырой нефти.

Обычно, для закачиваемого раствора смолы, содержащего 25% об. смолы, это соответствует объему раствора смолы, закачиваемого в геологическую формацию, равному от 1 до 6 величин объема пор (порового объема) обрабатываемого пласта, предпочтительно, от 4 до 6 величин объема пор пласта. Объем пор измеряют согласно стандарта NF ISO 5017.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, нагнетание под давлением стадии (i) повторяют, максимум, один раз каждые 3 месяца, предпочтительно, один раз каждые 4 месяца, предпочтительно, один раз каждые 5 месяцев, еще более предпочтительно, один раз каждые 6 месяцев, еще более предпочтительно, один раз каждые 12 месяцев.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, способ включает дополнительную стадию (i`) закачивания в геологическую формацию воды, газа и/или рассола, при этом, эту стадию осуществляют, предпочтительно, после стадии (i).

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, геологическая формация окружает нефтяную буровую скважину.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, способ включает дополнительную стадию (i``) обработки, выбранной из увеличения давления и/или увеличения температуры и/или смешивания, по меньшей мере, с одной другой текучей средой, при этом, указанную стадию осуществляют, предпочтительно, после стадии (i) и после стадии (i`), если она есть.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления, изобретение направлено на способ адсорбции/десорбции смолы, определенной выше, в геологической формации, включающий следующие стадии, на которых:

- нагнетают смолу под давлением в геологическую формацию,

- смола адсорбируется в геологической формации,

- смола десорбируется из содержащей ее геологической формации.

Способ добычи, соответствующий изобретению, с использованием указанных смол является более эффективным, чем уже известные способы: он эффективен в отношении широкого спектра сырых нефтей с разным составом при использовании небольшого количества смолы.

Применение смолы, используемой согласно изобретению, дешевле, так как, будучи более эффективной и при нагнетании под давлением, или в режиме «squeeze», смола требуется в небольшом количестве, поэтому является более экономичной. Для этого не нужно отдельной линии нагнетания, в отличие от закачивания в непрерывном режиме.

В последующем описании, если не указано иное, границы диапазона величин включаются в этот диапазон, в частности, в выражениях «лежит в диапазоне» и «составляет от… до…».

Кроме этого, выражение «по меньшей мере, один» и «по меньшей мере», используемые в настоящем описании, эквивалентны, соответственно, выражениям «один или несколько» и «больше или равно».

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ с использованием модифицированной алкилфенол-альдегидной смолы

Способ добычи, соответствующий изобретению, включает стадию (i), на которой в геологическую формацию нагнетают под давлением модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу.

Стадия нагнетания под давлением, или «продавливания» или «squeeze» (англ.), состоит в нагнетании под давлением продукта, обычно, в жидкой форме (водной или органической фазы), включающего одно или несколько соединений, в геологическую формацию, предпочтительно, нефтяную скважину, вообще, под давлением. Нагнетание осуществляют при помощи насоса, расположенного в устье скважины. Таким образом, различные нагнетаемые текучие среды последовательно закачивают в скважину с целью распределения в геологической формации. Нагнетаемые соединения, «проталкиваемые в горную породу», проникают в указанную горную породу и адсорбируются в ней. Затем они медленно высвобождаются (десорбируются) в сырую нефть на протяжении всего времени добычи нефти из скважины. Нагнетание под давлением, предпочтительно, следует производить регулярно, то есть, несколько раз в год.

Настоящий способ отличается от способов непрерывного закачивания классических добавок, которые заключаются в их непрерывном, без остановки, закачивании в скважину, а не в горную породу, на протяжении всего срока эксплуатации скважины.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, нагнетание под давлением повторяют один раз каждые 3 месяца, предпочтительно, один раз каждые 4 месяца, предпочтительно, один раз каждые 5 месяцев, еще более предпочтительно, один раз каждые 6 месяцев, еще более предпочтительно, один раз каждые 8 месяцев, еще более предпочтительно, один раз каждые 10 месяцев, даже один раз в год. Этот способ добычи, включающий сочетание модифицированной алкилфенол-альдегидной смолы и режима нагнетания под давлением, позволяет обрабатывать скважину, максимум, 4 раза в год, даже, в большинстве случаев, 2 раза в год или один раз в год, в противоположность существующим способам, предусматривающим обработку скважины путем нагнетания под давлением каждые два месяца, или в противоположность классическим способам непрерывной закачки.

Способ, соответствующий изобретению, позволяет сохранять парафины диспергированными в углеводородной матрице во время добычи сырой нефти и исключить или замедлить явления агломерирования, осаждения и образования отложений парафинов.

Способу, соответствующему изобретению, в частности, стадии нагнетания под давлением, свойственно множество преимуществ, в частности, по сравнению с классическим способом непрерывной закачки добавок, в частности, способ позволяет:

- проводить обработку по периферии точки нагнетания,

- проводить профилактическую обработку по потоку выше зон, где возможно осаждение парафинов или осаждение асфальтенов,

- предотвращать риски, связанные с наличием асфальтенов/парафинов в значительной области внутри резервуара,

- ограничить периоды остановки добычи и дорогостоящего технического обслуживания,

- устранить необходимость непрерывной подачи закачиваемого материала,

- уменьшить частоту обработки: производить нагнетание, максимум, два раза в год, даже один раз в год в зависимости от размера и конфигурации скважины,

- упростить управление запасами продуктов для обработки,

- производить разовую обработку (или «точечную обработку»), в частности, без специальной линии нагнетания,

- обеспечить постепенную десорбцию закачанных соединений из горной породы,

- не повреждать породу в скважине,

- не блокировать поры в скважине,

- и исключить несовместимость с попутной водой и другими добавками, используемыми, например, в качестве ингибиторов минеральных отложений, деэмульгаторов…

Согласно одному из конкретных вариантов осуществления изобретения, способ добычи включает стадии, на которых:

- (i) нагнетают под давлением модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу (определенную выше) в геологическую формацию, предпочтительно, в скважину,

- (i`) в случае необходимости, закачивают в геологическую формацию воду, газ и/или рассол,

- (i``) в случае необходимости, проводят обработку скважины, выбранную из увеличения давления и/или увеличения температуры и/или смешивания сырой нефти, по меньшей мере, с одной другой текучей средой,

(ii) осуществляют добычу сырой нефти из геологической формации, предпочтительно, нефтяной скважины.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, стадия (i`) следует за стадией (i). В другом варианте осуществления изобретения стадия (i`) предшествует стадии (i). В одном из конкретных вариантов осуществления изобретения стадия (i``) следует за стадией (i) или (i`). В другом варианте осуществления изобретения стадия (i``) предшествует стадии (i) или (i`).

Способ также может включать другие стадии, осуществляемые между или перед стадиями (i) и (i`) или (i``) и (ii) или же после этих двух стадий, в частности: стадия «предварительной промывки» или «pre-flush» (англ.), на которой в геологическую формацию закачивают первую текучую среду, предпочтительно, водную, чтобы подготовить породу резервуара и улучшить ее смачиваемость и, следовательно, адсорбцию смолы (до стадии (i)). Первая текучая среда может состоять, например, из смеси метанол/вода, которая лишь слабо адсорбируется породой скважины и очищает поверхность горной породы. Эту стадию проводят, предпочтительно, до стадии (i).

После стадии «предварительной промывки» и все еще до стадии (i) можно провести стадию «flushing solvent (или промывки геологической формации растворителем)» с использованием органического растворителя, предпочтительно, без добавок с целью перехода от водной фазы к органической фазе и подготовки горной породы к проведению стадии (i) нагнетания фенольной смолы, чтобы адсорбция смолы на горной породе была более эффективной. Органический растворитель, используемый на этой стадии, выбран из приведенных ниже, предпочтительно, представляет собой смесь дизельное топливо/ксилол 60/40.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу нагнетают после стадий предварительной промывки и промывки растворителем. После этого смола начинает адсорбироваться на горной породе.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, смолу предварительно смешивают с органическим растворителем, в частности, растворителем, большую часть которого составляют ароматические соединения, например, С10 (тяжелый лигроин, Solvesso 150, Solvarex 10…) в объемном отношении смола/растворитель 50/50 об./об. Эта смесь затем может быть разбавлена смесью растворителей, предпочтительно, смесью дизельное топливо/ксилол в объемном отношении 60/40 об./об. в отношении 50(смола)/50(смесь растворителей) (объемное отношение, об./об.).

Наконец, после стадии (i), преимущественно, может быть проведена стадия «overflush», дополнительной промывки, на которой закачивают органический растворитель, чтобы усилить проникновение смолы внутрь горной породы, обеспечить ее адсорбцию и, таким образом, благоприятствовать постепенной десорбции смолы во время пуска в эксплуатацию и добычи из скважины и время полезного действия в ходе добычи сырой нефти. Органический растворитель, предпочтительно, представляет собой минеральное масло, газойль или любой растворитель, упомянутый в настоящей заявке.

В одном из вариантов осуществления изобретения во время стадии «overflush» смолу проталкивают в горную породу до тех пор, пока ее адсорбция в указанной горной породе не распространится на расстояние 2 м от скважины, предпочтительно, на расстояние, большее или равное 2,5 м, еще более предпочтительно, на расстояние 2,6 м от скважины.

Модифицированная алкилфенол-альдегидная смола

В способе добычи, соответствующем изобретению, используют модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу, которая может быть получена по реакции Манниха конденсационной алкилфенол-альдегидной смолы,

- по меньшей мере, с одним альдегидом и/или кетоном, включающим от 1 до 8 атомов углерода, предпочтительно, от 1 до 4 атомов углерода;

- и, по меньшей мере, одним углеводородным соединением, включающим, по меньшей мере, одну группу алкилполиамина, включающую от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 4 до 30 атомов углерода,

при этом, сама указанная конденсационная алкилфенол-альдегидная смола может быть получена по реакции конденсации:

- по меньшей мере, одного алкилфенола, замещенного, по меньшей мере, одной алкильной группой, линейной или разветвленной, включающей от 1 до 30 атомов углерода, предпочтительно, моноалкилфенола,

- по меньшей мере, с одним альдегидом и/или кетоном, включающим от 1 до 8 атомов углерода, предпочтительно, от 1 до 4 атомов углерода.

Конденсационная алкилфенол-альдегидная смола может быть выбрана из уже известных смол этого типа, в частности, описанных в документах EP857776, EP 1584673.

Модифицированная алкилфенол-альдегидная смола, соответствующая изобретению, преимущественно, получена из, по меньшей мере, одного алкилфенола, замещенного в пара-положении. Предпочтительно, используют нонилфенол.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, среднее число фенольных циклов на одну молекулу нонилфенол-альдегидной смолы составляет от 6 до 25, предпочтительно, от 8 до 17, еще более предпочтительно, от 9 до 16.

Число фенольных циклов может быть определено методом ядерного магнитного резонанса (resonance magnetique nucleaire, RMN, фр.) или гельпроникающая хроматография (gel permeation chromatography, GPC, англ.).

Преимущественно, модифицированная алкилфенол-альдегидная смола получена с использованием одного и того же альдегида или одного и того же кетона на обоих этапах ее синтеза.

Согласно одному из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, модифицированная алкилфенол-альдегидная смола может быть получена из, по меньшей мере, одного альдегида и/или кетона, выбранных из формальдегида, ацетальдегида, пропиональдегида, бутиральдегида, 2-этилгексаналя, бензальдегида и/или ацетона. Предпочтительно, модифицированная алкилфенол-альдегидная смола может быть получена из, по меньшей мере, одного альдегида, предпочтительно, по меньшей мере, формальдегида (или метаналя).

Согласно одному из конкретных вариантов осуществления изобретения, модифицированная алкилфенол-альдегидная смола получена из, по меньшей мере, одного алкилполиамина, включающего, по меньшей мере, две группы первичного и/или вторичного амина. В частности, алкилполиамин, преимущественно, выбран из первичных или вторичных полиаминов, замещенных, соответственно, одной или двумя алкильными группами, включающими, предпочтительно, от 12 до 24 атомов углерода, более предпочтительно, от 12 до 22 атомов углерода.

Согласно одному предпочтительному варианту осуществления изобретения, модифицированная алкилфенол-альдегидная смола получена из, по меньшей мере, одного алкилполиамина, включающего, по меньшей мере, две группы первичного амина.

В частности, модифицированная алкилфенол-альдегидная смола, преимущественно, может быть получена из, по меньшей мере, одного алкилполиамина, в котором все аминогруппы являются группами первичного амина.

Согласно другому предпочтительному варианту осуществления изобретения, модифицированная алкилфенол-альдегидная смола получена из, по меньшей мере, одного алкилполиамина, включающего, по меньшей мере, две группы первичного амина, предпочтительно, три группы первичного амина и жирную цепь, включающую от 12 до 24 атомов углерода, предпочтительно, от 12 до 22 атомов углерода.

Алкилполиамин, предпочтительно, имеет жирную цепь, включающую от 12 до 24 атомов углерода, предпочтительно, от 12 до 22 атомов углерода.

Алкилполиамины, имеющиеся в продаже, как правило, представляют собой не чистые соединения, а смеси. Из пригодных алкилполиаминов, выведенных на рынок, можно, в частности назвать алкилполиамины с жирной цепью, продаваемые под торговыми наименованиями Trinoram®, Duomeen®, Dinoram®, Triameen®, Armeen®, Polyram®, Lilamin® и Cemulcat®.

В качестве предпочтительного примера можно привести Trinoram®S, представляющий собой жирный дипропилентриамин, также известный под наименованием н-(талловый алкил)дипропилентриамин (CAS 61791-57 -9).

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу используют индивидуально, без растворителя, диспергатора и добавок.

В одном из вариантов осуществления изобретения перед нагнетанием модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу смешивают с органическим растворителем, предпочтительно содержащим, по меньшей мере, 80% вес. ароматических соединений, обычно, С10 (тяжелый лигроин, Solvesso 150, Solvarex 10…) в объемном отношении смола/растворитель 50/50 об./об.

В одной из модификаций этого варианта осуществления изобретения модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу, предварительно смешанную с органическим растворителем, описанным выше, применяют разбавленной растворителем, предпочтительно, ароматическим, предпочтительно, ксилолом, случае необходимости, в сочетании с жидкой углеводородной фракцией, которая, более предпочтительно, представляет собой базовое топливо, еще более предпочтительно, дизельную фракцию, в случае необходимости, в сочетании с другими добавками. В одном из особенно предпочтительных вариантов осуществления изобретения, модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу, предварительно смешанную с органическим растворителем, описанным выше, применяют разбавленной на 50% об. (разбавление 50/50 об./об.) смесью дизельное топливо/ксилол с объемным отношением 60/40 об./об.

Сырая нефть

Изобретение относится к способу добычи сырой нефти, предпочтительно, из нефтяной скважины.

Сырая нефть содержит асфальтены, то есть, тяжелую фракцию сырой нефти и находится в естественном залегании или геологической формации, предпочтительно, подземной, или подземном месторождении. Ее добывают через скважины, или «буровые скважины», которые представляют собой пробуренное отверстие, проникающее в геологическую формацию, заключающую в себе нефть.

При добыче из скважины сырая нефть может быть чистой или смешанной с другими компонентами, например, водой, газом и/или рассолом или другими добавками, используемыми во время бурения (против известковых отложений…).

Изобретение направлено на облегчение добычи сырой нефти, в частности, на исключение/ингибирование, замедление/сокращение осаждения парафинов. Это явление может происходить в композициях с содержанием парафинов, изменяющимся в широком диапазоне.

Изобретение также направлено на облегчение добычи сырой нефти путем исключения/ингибирования, замедления/сокращения осаждения парафинов.

В одном из вариантов осуществления изобретения модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу нагнетают в геологическую формацию в таком количестве, что ее концентрация в сырой нефти, добываемой из указанной формации через 6 месяцев после нагнетания, составляет от 10 до 2000 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 20 до 1500 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 50 до 1000 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 70 до 800 весовых частей на миллион, предпочтительно, от 100 до 700 весовых частей на миллион относительно веса сырой нефти. Согласно особенно предпочтительному варианту осуществления изобретения, эта концентрация лежит в диапазоне от 400 до 700 весовых частей на миллион, более предпочтительно, от 550 до 650 весовых частей на миллион.

Композиция модифицированной алкилфенол-альдегидной смолы и возможных добавок

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, смолу предварительно разбавляют органическим растворителем, большую часть (по меньшей мере, 80% вес.) которого составляют ароматические соединения, включающие, обычно, 10 атомов углерода, в объемном отношении смола/растворитель, лежащем в диапазоне от 20/80 до 80/20, предпочтительно, от 40/60 до 60/40, более предпочтительно, 50/50 об./об.

Например, растворитель выбран из следующих: Solvarex 10®, Solvarex 10 LN®, Solvent Naphta®, Shellsol AB ®, Shellsol D ®, Solvesso 150 ®, Solvesso 150 ND®.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу, полученную таким образом, затем снова разбавляют дополнительным растворителем, предпочтительно, ароматическим, предпочтительно, ксилолом, в случае необходимости, в сочетании с жидкой углеводородной фракцией, более предпочтительно, базовым топливом, еще более предпочтительно, дизельной фракцией.

Например, растворитель выбран из алифатических и/или ароматических углеводородов и смесей углеводородов, например, бензиновой, дизельной, керосиновой фракций, декана, пентадекана, толуола, ксилола, этилбензола, полиэфиров. Предпочтительно, растворитель является ароматическим.

В одном из вариантов осуществления изобретения модифицированная алкилфенол-альдегидная смола разбавлена дизельной фракцией или ксилолом или, предпочтительно, смесью дизельная фракция/ксилол с объемным отношением дизельная фракция/ксилол 80/20 или, предпочтительно, 60/40 (об./об.).

Предпочтительно, раствор модифицированной алкилфенол-альдегидной смолы вводят в объемном отношении 50% об./об. относительно смеси дизельная фракция/ксилол 60/40.

В готовой нагнетаемой композиции модифицированная алкилфенол-альдегидная смола обычно присутствует в количестве 25% об.. (25% растворителя, содержащего ароматическое соединение С10 и 50% смеси дизельная фракция/ксилол 60/40 об./об.).

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу используют в сочетании с диспергатором. Этот вариант осуществления изобретения является предпочтительным потому, что указанная смола разбавлена растворителем, в частности, таким как жидкая углеводородная фракция.

Например, диспергатор выбран из поверхностно-активных веществ, сульфонатов, сульфоновых кислот (нафталина, додецилбензола…) и т.д.

Массовая концентрация модифицированной алкилфенол-альдегидной смолы в готовой нагнетаемой композиции (с диспергатором или без него) может, преимущественно, лежать в диапазоне от 1 до 99,5%, предпочтительно, от 5 до 95%, предпочтительно, более от 10 до 90%, еще более предпочтительно, от 30 до 90%.

Композиция также может содержать, дополнительно к растворителю и/или диспергатору, другие добавки, такие как полярная добавка, улучшающая растворение, например, 2-этилгексанол, гексиленгликоль, деканол, изодеканол и/или изотридеканол.

Вязкость модифицированной конденсационной алкилфено-альдегидной смолы, разбавленной 30% масс. ароматического растворителя, измеренная при 50°С при помощи динамического реометра со скоростью сдвига 100 с^-1, составляет, предпочтительно, от 1000 до 10000 мПа·с, более предпочтительно, от 1500 до 6000 мПа·с, преимущественно, от 2500 до 5000 мПа·с.

Модифицированная алкилфенол-альдегидная смола также может быть использована в композиции в сочетании с одной или несколькими дополнительными добавками.

В качестве дополнительных добавок, которые могут быть использованы в сочетании с модифицированной алкилфенол-альдегидной смолой, можно назвать: диспергаторы/моющие средства, ингибиторы коррозии, биоциды, деэмульгаторы, противовспениватели, ингибиторы парафиновых отложений; добавки для снижения температуры текучести, против осаждения парафинов; добавки для улавливания H₂S, ингибирования органических отложений, например, нафтеновые кислоты, ингибиторы известковых отложений, маркеры, термостабилизаторы, эмульгаторы, антифрикционные добавки, поверхностно-активные вещества и их смеси.

Из других дополнительных добавок можно, в частности, указать:

а) противовспениватели, в частности, помимо прочего, выбранные из полисилоксанов, оксиалкилированных полисилоксанов и амидов жирных кислот, полученных из растительных или животных масел;

b) моющие и/или антикоррозионные добавки, в частности, помимо прочего, выбранные из группы, состоящей из аминов, сукцинимидов, алкенилсукцинимидов, полиалкиламинов, полиалкилполиаминов, полиэфираминов; имидазолинов; и солей четвертичного аммония с соединениями, приведенными выше,

с) смазывающие или противоизносные добавки, в частности, помимо прочего, выбранные из группы, состоящей из жирных кислот и их эфирных или амидных производных, в частности, глицеролмоноолеата, производных моно- и полицикличных карбоновых кислот;

d) добавки-модификаторы кристаллизации, добавки для ингибирования осаждения парафинов, добавки для снижения температуры текучести; модификаторы реологических свойств при низкой температуре, такие как сополимеры этилен/винилацетат (EVA) и/или этилен/винилпропионат (EVP), терполимеры этилен/винилацетат/винилверсатат (ЕА/АА/ЕОVA); терполимеры этилен/винилацетат/алкилакрилат; сополимеры EVA, модифицированные прививкой; полиакрилаты; терполимеры акрилат/винилацетат/малеиновый ангидрид; амидированные сополимеры малеиновый ангидрид/алкил(мет)акрилат, которые могут быть получены по реакции между сополимером малеиновый ангидрид/алкил(мет)акрилат и алкиламином или полиалкиламином с углеводородной цепью от 4 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 12 до 24 атомов углерода; амидированные сополимеры альфа-олефин/малеиновый ангидрид, которые могут быть получены по реакции между сополимером альфа-олефин/малеиновый ангидрид и алкиламином или полиалкиламином, при этом, альфа-олефин может быть выбран из альфа-олефинов С10-С50, предпочтительно, С16-С20, и алкиламин или полиалкиламин имеет, предпочтительно, углеводородную цепь, включающую от 4 до 30 атомов углерода, предпочтительно, от 12 до 24 атомов углерода. В качестве примеров терполимеров можно привести описанные в документах EP01692196, WО2009106743, WО2009106744, US4758365 и US4178951,

е) нейтрализаторы кислотности.

Способ адсорбции/десорбции смолы

Изобретение также относится к способу адсорбции/десорбции смолы, описанной выше, внутри и вне геологической формации, заключающей в себе сырую нефть. Этот способ включает следующие последовательные стадии, на которых:

- нагнетают под давлением смолу в геологическую формацию,

- смола адсорбируется в геологической формации,

- смола постепенно десорбируется из содержащей ее геологической формации в ходе добычи сырой нефти.

Согласно изобретению, эти стадии могут быть проведены последовательно.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, стадии предварительной промывки, промывки растворителем и дополнительной промывки могут быть проведены, как описано выше.

Следующие ниже примеры приведены для пояснения и никоим образом не должны интерпретироваться как ограничивающие объем изобретения.

ПРИМЕРЫ

Пример 1: синтез модифицированной алкилфенол-альдегидной смолы (СМ1)

1 стадия: На первой стадии получили алкилфенол-альдегидную смолу путем конденсации пара-нонилфенола и формальдегида (например, согласно методике, описанной в ЕР857776), с вязкостью при 50°С от 1800 до 4800 мПа·с (вязкость измеряли при 50°С при помощи динамического реометра со скоростью сдвига 10 с^-1 для смолы, разбавленной 30% масс. ароматического растворителя (Solvesso 150 ®).

2 стадия: на второй стадии алкилфенол-альдегидную смолу, полученную на первой стадии, модифицировали посредством реакции Манниха путем добавления 2 мольных эквивалентов формальдегида и 2 мольных эквивалентов жирного дипропилентриамина, известного под наименованием н-(талловый алкил)дипропилентриамин и выведенного на рынок, например, под торговым наименованием Trinoram S®, относительно алкилфенол-альдегидной смолы, полученной на первой стадии.

Характеристики смолы (обозначенной СМ1), полученной по окончании стадии 2, приведены в таблице 1 ниже:

Таблица 1

Примененный алкилполиамин Содержание сухого вещества (1г/30 мин/200°С) Вязкость (мПа·с)* N_Phe ** Trinoram S® 70,10% 4855 14,1

* Вязкость при 50°С: измеренная для смолы, разбавленной 30% масс. растворителя Solvesso 150 ®, скорость сдвига 10 с^-1, при помощи реометра Haake RheoWin®.

** Оценка среднего числа фенольных циклов на одну молекулу смолы, или N_Phe, выполнена методом протонного ядерного магнитного резонанса

Пример 2: Нагнетание в режиме продавливания («squeeze») смолы СМ1 в геологическую формацию

Испытание проводили в скважине реальной величины со следующими характеристиками:

Таблица 2

Проницаемость (мДарси) от 10 до 40 Пористость от 0,16 до 0,20 Длина (м) от 500 до 1500 Диаметр (см) от 8 до 20 Температура (°С) от 110 до 150 Давление (psi) от 3000 до 5000 Суточный темп добычи (баррель/день) от 900 до 1200

Композицию для обработки приготовили путем разбавления смолы СМ1 ароматическим растворителем (Solvesso 150) до получения продукта с 50% об. активного материала, затем эту смесь снова разбавили на 50% об. смесью дизельная фракция/ксилол (в объемном отношении 60/40).

Скважину обрабатывали следующим образом:

- закачивали 75 м³ раствора МеОН/вода 50/50

- закачивали 75 м³ углеводородного растворителя: дизельная фракция/ксилол 60/40

- нагнетали под давлением 750 м³ композиции для обработки, описанной выше

- проводили дополнительную промывку 1750 м³ 100% газойль/дизельная фракция на 2 м от скважины.

Результаты испытания обобщены в таблице 3 ниже:

Таблица 3

Концентрация СМ1 в добываемой сырой нефти (вес. частей на миллион активного материала) Объем добытой нефти (баррель) Количество дней добычи 684 100000 100 504 150000 150 360 200000 200 252 250000 250 144 300000 300 108 350000 350 100 400000 400

Наблюдалось, что концентрация СМ1 сохранялась большей 600 частей на миллион для 100000 баррелей добытой нефти. Добычу 100000 баррелей произвели за 100 дней.

После добычи из скважины 400000 баррелей добытая нефть еще содержала 100 частей не миллион СМ1.

Повторили то же испытание, но дополнительную промывку проводили 3250 м³ дизельной фракции, а не 1750 м³, на расстоянии 2,6 м от скважины. Результаты приведены в таблице 4 ниже.

Таблица 4

Концентрация СМ1 в добываемой сырой нефти (вес. частей на миллион активного материала) Объем добытой нефти (баррель) Количество дней добычи 964 100000 95 739 150000 143 610 200000 190 482 250000 238 418 300000 286 321 350000 333 289 400000 381

Наблюдалось, что концентрация СМ1 сохранялась большей 600 частей на миллион для 200000 баррелей добытой нефти. Добычу 200000 баррелей произвели за 190 дней.

После добычи из скважины 400000 баррелей добытая нефть еще содержала 289 частей не миллион СМ1.

Объем дополнительной промывки, увеличенный на 54%, позволяет добывать большее количество баррелей нефти за меньшее количество дней.

Учитывая эти результаты, можно заметить, что способ добычи, соответствующий изобретению, который состоит в нагнетании под давлением смолы СМ1 в геологическую формацию скважины и, затем, добыче сырой нефти, позволяет поддерживать концентрацию, достаточную для действенности смолы СМ1, в течении более, чем 12 месяцев.

Изобретение относится к области нефтедобычи. Технический результат – повышение эффективности добычи нефти и ингибирование осаждения парафинов при ограничении количества используемой смолы в составе нефти и нефтепродуктов. Способ добычи сырой нефти из геологической формации, в которой она залегает, включает следующие стадии: (i) первую стадию, на которой нагнетают под давлением в геологическую формацию, по меньшей мере, одно соединение, представляющее собой модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу, (ii) вторую стадию, на которой из геологической формации добывают сырую нефть. При этом указанная модифицированная алкилфенол-альдегидная смола получена по реакции Манниха конденсационной алкилфенол-альдегидной смолы, по меньшей мере, с одним альдегидом и/или кетоном, включающим от 1 до 8 атомов углерода, и, по меньшей мере, с одним углеводородным соединением, включающим, по меньшей мере, одну группу алкилполиамина, включающую от 1 до 30 атомов углерода. При этом указанная конденсационная алкилфенол-альдегидная смола получена по реакции конденсации, по меньшей мере, одного алкилфенола, замещенного, по меньшей мере, одной алкильной группой, линейной или разветвленной, включающей от 1 до 30 атомов углерода, по меньшей мере, с одним альдегидом и/или кетоном, включающим от 1 до 8 атомов углерода. 13 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.

1. Способ добычи сырой нефти из геологической формации, в которой она залегает, включающий следующие стадии:

(i) первую стадию, на которой нагнетают под давлением в геологическую формацию, по меньшей мере, одно соединение, представляющее собой модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу, при этом указанная модифицированная алкилфенол-альдегидная смола получена по реакции Манниха конденсационной алкилфенол-альдегидной смолы,

- по меньшей мере, с одним альдегидом и/или кетоном, включающим от 1 до 8 атомов углерода;

- и, по меньшей мере, с одним углеводородным соединением, включающим, по меньшей мере, одну группу алкилполиамина, включающую от 1 до 30 атомов углерода,

при этом сама указанная конденсационная алкилфенол-альдегидная смола получена по реакции конденсации,

- по меньшей мере, одного алкилфенола, замещенного, по меньшей мере, одной алкильной группой, линейной или разветвленной, включающей от 1 до 30 атомов углерода,

- по меньшей мере, с одним альдегидом и/или кетоном, включающим от 1 до 8 атомов углерода, затем

(ii) вторую стадию, на которой из геологической формации добывают сырую нефть.

2. Способ по п. 1, в котором модифицированная алкилфенол-альдегидная смола получена из п-нонилфенола, формальдегида и, по меньшей мере, одного углеводородного соединения, включающего, по меньшей мере, одну группу алкилпропиламина.

3. Способ по п. 2, в котором модифицированная алкилфенол-альдегидная смола получена из п-нонилфенола и характеризуется средним числом фенольных циклов на одну молекулу модифицированной п-нонилфенол-альдегидной смолы в диапазоне от 6 до 25.

4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором углеводородное соединение, включающее, по меньшей мере, одну группу алкилполиамина, включает, по меньшей мере, две группы первичного амина и жирную цепь, включающую от 12 до 24 атомов углерода.

5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу применяют разбавленной в органическом растворителе.

6. Способ по любому из пп. 1-5, в котором модифицированную алкилфенол-альдегидную смолу закачивают в геологическую формацию в таком количестве, что ее концентрация в сырой нефти, добываемой из указанной формации через 6 месяцев после закачивания, составляет от 10 до 2000 весовых частей на миллион.

7. Способ по любому из пп. 1-6, в котором стадию (i) нагнетания под давлением повторяют, максимум, один раз каждые 3 месяца.

8. Способ по любому из пп. 1-7, включающий дополнительную стадию (i') закачивания в геологическую формацию воды, газа и/или рассола.

9. Способ по любому из пп. 1-8, включающий проводимую до стадии (i) стадию предварительной промывки, на которой в геологическую формацию закачивают первую текучую среду.

10. Способ по предшествующему пункту, в котором после стадии предварительной промывки проводят стадию промывки геологической формации органическим растворителем, также до стадии (i).

11. Способ по любому из предшествующих пунктов, включающий проводимую после стадии (i) стадию закачивания органического растворителя, чтобы усилить проникновение смолы внутрь горной породы.

12. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором геологическая формация окружает буровую нефтяную скважину.

13. Способ по любому из предшествующих пунктов, включающий дополнительную стадию (i'') обработки, выбранной из увеличения давления, и/или увеличения температуры, и/или смешивания, по меньшей мере, с одной другой текучей средой.

14. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором геологическая формация окружает буровую нефтяную скважину.