Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле



Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле

 


Владельцы патента RU 2550625:

РОДИА ОПЕРАСЬОН (FR)

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл., 10 пр.

 

Настоящее изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения в ультрафиолетовой и видимой области спектра, которые могут быть использованы в способе интенсификации притока из нефтяного месторождения, особенно для обеспечения улучшенного ингибирования солевых отложений в процессе добычи нефти вторичными способами.

При добыче нефти и, более важно, при добыче нефти вторичными способами (когда жидкость, предпочтительно жидкость на основе воды, такую как морская вода, вводят в нефтяную скважину для того, чтобы вытеснить неочищенную нефть) неорганические солевые отложения могут вызывать забивку сети трубопровода и пор в нефтеносных слоях, таким образом снижая или даже останавливая поток нефти. Таким образом, солевые отложения снижают выходы извлечения нефти.

В современных способах ингибирования образования неорганических отложений солей используют соединения, содержащие фосфор, обычно полимеры карбоновой кислоты, сульфокислоты или фосфонового типа.

Например, органические фосфоновые кислоты описаны в патенте США 6063289 и патенте США 6123869. Можно также применять акриловые полимеры, содержащие фосфинатную или фосфонатную группу, например сополимер метакриловой кислоты с фосфатной функциональной группой для обработки промышленной воды (США 4209398). В патенте США 6071434 описано применение в качестве ингибиторов солевых отложений полимеров, полученных сополимеризацией винилсульфоната натрия (SVS) и акриловой кислоты (AA) в присутствии агента-переносчика. Данный полимер разрабатывали в качестве ингибитора солевых отложений для обработки под давлением нефтяных месторождений. В патенте WO2003/029153 описаны композиции для ингибирования неорганических отложений в нефтяном секторе посредством терполимеров, содержащих фосфатный мономер, металлилгидроксифосфат.

Концентрации для обработки вплоть до нескольких сотен частей на миллион (ч./млн) обычно являются эффективными. Ингибирующий отложение солей полимер обычно добавляют к жидкости, которую будут обрабатывать, или его можно применять на нефтяных пластах посредством "обработки под давлением". Обработка под давлением включает перекачивание ингибитора солевых отложений в нефтяную скважину так, чтобы ингибитор входил в горную породу и оставался там. Когда скважина используется для добычи, полученные жидкости обрабатывают ингибитором солевых отложений, который вымывается из горной породы. Таким образом, ингибитор солевых отложений высвобождается в жидкость. Ингибитор солевых отложений можно применять в водной или неводной среде. Задача состоит в предотвращении или контроле образования солевых отложений в системах, в которых применяют жидкость.

Образование солевых отложений контролируется, только если полимер, являющийся ингибитором солевых отложений, присутствует при концентрации для обработки в пределах эффективного диапазона, определяемого в продуктах, например, при минимальной концентрации ингибитора (MIC) конкретной системы (вода+ингибитор солевых отложений). В процессе добычи, когда ингибитор высвободился, например, потреблением, существует необходимость в повторной закачке под давлением. При обработке под давлением концентрация ингибитора солевых отложений в добываемых жидкостях будет уменьшаться с течением времени до того, как будет необходима повторная операция "закачки под давлением". Кроме того, ингибитор солевых отложений может расходоваться, например, поглощением или разложением. Следовательно, существует необходимость в повторном пополнении ингибитора солевых отложений для возмещения данных потерь. Ниже эффективного диапазона концентрации полимера эффективный контроль образования солевых отложений не будет поддерживаться, приводя в результате к накоплению солевых отложений, последствия которого часто являются катастрофическими в данном применении. В общем, можно видеть, что концентрация ингибитора солевых отложений в обработанных жидкостях является очень важной, и химический анализ полимеров, контролирующих образование солевых отложений, был всегда трудным при концентрациях в частях на миллион.

Проблема анализа недавно стала более трудной для подводных месторождений нефти из-за подводного оборудования скважин, когда несколько отдельных скважин объединены на дне моря, и объединенные жидкости подают по трубам на ближайшую эксплуатационную платформу, которая может находиться на расстоянии нескольких десятков миль. В данной конфигурации, если выход нефти снижается в извлеченной объединенной жидкости, невозможно определить конкретную скважину, в которой образовалось слишком много солевых отложений, и/или определить скважину, в которую требуется добавить ингибитор солевых отложений. Из-за этого иногда необходимо останавливать добычу для всех скважин или добавлять слишком большое количество ингибитора солевых отложений (например, добавление слишком большого количества ингибитора солевых отложений в скважину, в которой необходимо меньшее количество). Это снижает общую производительность и/или не является затратоэффективным.

Решение данной проблемы снижения общей производительности раскрыто в 1639228, описывающем способ добычи введением входящего потока жидкости в нефтедобывающую скважину, соединенную с нефтяным месторождением, вытеснением нефти и извлечением выходящего потока жидкости, содержащего нефть, в котором, по меньшей мере, два потока вводят, по меньшей мере, в две продуктивные зоны нефтяной скважины или вводят, по меньшей мере, в две различные нефтедобывающие скважины, из которых, по меньшей мере, два выходящих потока двух зон или скважин объединяются перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкости, отличающийся тем, что применяют два различных ингибитора солевых отложений, специально для двух зон или скважин, причем указанные отличные ингибиторы солевых отложений содержат отличные детектируемые группировки, которые можно отличить анализом. Такие операции также называют способом добычи, причем отдельное определение, по меньшей мере, 2 возвращенных концентраций ингибиторов обеспечивает улучшенный контроль солевых отложений в нескольких зонах, открывая возможность закачки под давлением в различные зоны вне зависимости от того, когда у каждого ингибитора концентрация падает до определенной концентрации.

Хотя 1639228 способ вводит значительное улучшение per se, данный способ показал на практике, что его трудно осуществить. В частности, существует необходимость в ингибирующих полимерах, обладающих достаточно отличными профилями спектрального поглощения.

Одной из задач настоящего изобретения является обеспечение способа ингибирования неорганических отложений в нефтяном резервуаре, позволяющего решить проблему снижения общей производительности лучшим способом, чем способ, описанный в основном в 1639228.

В этой связи настоящее изобретение предлагает применять в способе типа, описанного в 1639228, специфические полимеры, являющиеся ингибиторами солевых отложений, двух различных семейств, которые в действительности имеют отличные профили поглощения в спектроскопии ультрафиолетовой и видимой области спектра. Более конкретно, в настоящем изобретении используют полимеры, содержащие различные детектируемые группировки, посредством отличных максимумов поглощения, так что их можно отличить аналитически посредством аналитических способов на поглощение, таких как спектроскопия ультрафиолетовой и видимой области спектра.

В данном объеме настоящее изобретение относится к двум семействам полимеров, имеющих отличные профили поглощения в спектроскопии ультрафиолетовой и видимой области спектра и обладающих хорошими свойствами, препятствующими образованию солевых отложений, и способу получения данных полимеров.

Более конкретно, согласно первому аспекту настоящее изобретение относится к способу обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающему стадии:

a) введения, по меньшей мере, двух входящих потоков жидкости, по меньшей мере, в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или, по меньшей мере, в две отличные нефтедобывающие скважины, из которых, по меньшей мере, два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для одной из двух зон или скважин, причем указанные ингибиторы солевых отложений содержат отличные детектируемые группировки благодаря их отличным максимумам поглощения, которые можно отличить спектроскопическим аналитическим способом на основе поглощения;

b) вытеснения нефти,

c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть,

d) измерения количеств различных ингибиторов солевых отложений в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и

e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины,

в котором:

один из двух различных ингибиторов солевых отложений представляет собой полимер(P1), как получено полимеризацией:

этиленненасыщенного карбоксильного мономера;

этиленненасыщенного сульфонового мономера или его растворимых в воде солей;

стирольного мономера, который можно заместить одной-тремя группами, одинаковыми или различными,

в присутствии гипофосфористого аддукта формулы (A1):

где

X представляет собой H или щелочной металл, щелочно-земельный металл или аммоний, предпочтительно Na,

Y представляет собой алкиленовую группу, линейную или разветвленную, содержащую 1-5 атомов углерода, предпочтительно метиленовую или этиленовую группу;

и

другой ингибитор солевых отложений представляет собой полимер (P2), как получено полимеризацией:

этиленненасыщенного карбоксильного мономера;

этиленненасыщенного сульфонового мономера или его растворимых в воде солей;

винилгетероароматического мономера, содержащего, по меньшей мере, один гетероатом, выбранный из N, P или O, который может быть замещен, по меньшей мере, одной углеводородной группой, содержащей 1-6 атомов углерода и необязательно содержащей функциональные группы, такие как сульфат, карбоксилат, фосфонат и/или фосфинат,

в присутствии гипофосфористого аддукта формулы (A2) (который идентичен или отличается от аддукта A1):

где

X представляет собой H или щелочной металл, щелочно-земельный металл или аммоний, предпочтительно Na,

Y представляет собой алкиленовую группу, линейную или разветвленную, содержащую 1-5 атомов углерода, предпочтительно метиленовую или этиленовую группу.

В пределах объема настоящего изобретения авторы в настоящее время обнаружили, что полимеры (P1) и (P2), как определено в настоящем изобретении выше, определяют два различных семейства полимеров, которые являются эффективными ингибиторами солевых отложений с отличными спектроскопическими профилями поглощения.

Более конкретно, семейство полимеров (P1) имеет максимум поглощения менее чем 240 нм (обычно от 215 до 240 нм) без любого максимума свыше 240 нм, в то время как семейство полимера (P2) имеет максимум поглощения более чем 240 нм (обычно от 240 до 400 нм) с профилем поглощения менее чем 240 нм, который отличается от профиля поглощения семейства полимеров (P1).

На стадии (a) способа, по меньшей мере, два входящих потока вводят, по меньшей мере, в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или, по меньшей мере, в две различные нефтедобывающие скважины, из которых, по меньшей мере, два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют, по меньшей мере, два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для одной из двух зон или скважин, причем указанные различные ингибиторы солевых отложений содержат различные детектируемые группировки. Согласно конкретному варианту осуществления можно использовать, по меньшей мере, три входящих потока, по меньшей мере, с тремя различными ингибиторами солевых отложений, каждый из которых предназначен для одной из трех зон или скважин. Например, можно использовать три, четыре или пять входящих потоков (предпочтительно 3 или 4) с соответственно тремя, четырьмя или пятью различными ингибиторами солевых отложений.

Полимеры (P1) обычно соответствуют средней общей формуле: (1):

где X, Y имеют значения, приведенные выше, и Z1 представляет собой полимерную цепь, являющуюся результатом полимеризации этиленненасыщенного карбоксильного мономера; этиленненасыщенного сульфонового мономера или его растворимых в воде солей; и стирольного мономера, в присутствии аддукта (A1). Присутствие стирольных звеньев вызывает поглощение менее чем 240 нм. Когда стирольный мономер замещен одной-тремя группами, одинаковыми или различными, данные группы предпочтительно выбраны так, чтобы они не придавали полимеру (P1) поглощение выше 240 нм.

Полимеры (P2) обычно соответствуют средней общей формуле (2):

где X, Y имеют значения, приведенные выше, и Z1 представляет собой полимерную цепь, являющуюся результатом полимеризации этиленненасыщенного карбоксильного мономера; этиленненасыщенного сульфонового мономера или его растворимых в воде солей; и винилгетероароматического мономера, в присутствии аддукта (A2).

Присутствие винилгетероароматических звеньев вызывает, по меньшей мере, один максимум поглощения более чем 240 нм. Когда винилгетероароматический мономер замещен необязательно функционализированными углеводородными группами, данные группы выбраны так, чтоб они не подвергали риску данный максимум поглощения более чем 240 нм.

Согласно другому аспекту настоящее изобретение относится к каждому из двух семейств полимеров (P1) и (P2), пригодных в способе, описанном выше.

Таким образом, с одной стороны, настоящее изобретение относится к первому семейству, соответствующему полимерам (P1) типа, описанного выше, которые имеют максимум поглощения от 215 до 240 нм и имеют среднюю общую формулу (1):

где X представляет собой H или щелочной металл, щелочно-земельный металл или аммоний, предпочтительно Na, Y представляет собой алкиленовую группу, линейную или разветвленную, содержащую 1-5 атомов углерода, предпочтительно метиленовую или этиленовую группу, и Z1 представляет собой полимерную цепь, как получено полимеризацией этиленненасыщенного карбоксильного мономера с этиленненасыщенным сульфоновым мономером или его растворимыми в воде солями и стирольного мономера, который может быть замещен одной-тремя группами, одинаковыми или различными, и выбранными, чтобы обеспечить указанное поглощение, в присутствии гипофосфористого аддукта формулы (A1):

где X и Y имеют значения, указанные выше.

Замещающие группы стирольного мономера предпочтительно выбраны из H, SO3H, SO3Na, NH2, COOH, CH2Cl и OH.

Примеры подходящих стирольных мономеров приведены в следующей таблице 1.

Таблица 1
Мономер Сокращения Структура
Аминостирол AS
N,N-диметилвенилбензиламин DMVBA
Стиролсульфонат натрия NaSS
Стиролсульфоновая кислота HSS
8-винилбензилхлорид 4-VBC
Стиролкарбоновая кислота SCA

Примерами этиленненасыщенных карбоксильных мономеров являются акриловая кислота, метакриловая кислота, малеиновая кислота, фумаровая кислота, итаконовая кислота, аконитовая кислота, мезаконовая кислота, цитраконовая кислота, кротоновая кислота, изокротоновая кислота, ангеликовая кислота и тиглиновая кислота. Примерами этиленненасыщенного сульфонового мономера являются винилсульфоновая кислота, стирол-п-сульфоновая кислота и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота, (мет)аллилсульфоновая кислота, (мет)аллилоксибензолсульфоновая кислота, 1-аллилокси-2-гидроксипропилсульфонат натрия. Предпочтительными этиленненасыщенными сульфоновыми мономерами являются винилсульфоновые кислоты и их растворимые в воде соли, в частности, натрия, аммония и калия.

Предпочтительными сополимерами являются сополимеры винилсульфоновой кислоты с акриловой и/или малеиновой кислотой и/или винилфосфоновой и/или винилидендифосфоновой кислотой. Предпочтительно данные сополимеры содержат значительную долю винилсульфоновых групп.

Полимеры формулы (1) можно конкретно получить следующим способом получения, включающим стадии:

a) получения гипофосфористого аддукта (A1), который представляет собой аддукт алкилидендифосфоната тетранатрия и гипофосфористой кислоты, полученный добавлением алкилидендифосфоната тетранатрия в водную реакционную среду приблизительно при 100°C,

b) кипячения с обратным холодильником водной реакционной смеси и охлаждения ее до комнатной температуры, и

c) выделения раствора образовавшегося гипофосфористого аддукта,

d) взаимодействия указанного гипофосфористого аддукта с этиленненасыщенным карбоксильным мономером с этиленненасыщенным сульфоновым мономером или его растворимыми в воде солями и стирольным мономером в присутствии персульфата натрия, и

e) выделения полимера.

С другой стороны, настоящее изобретение относится ко второму семейству полимеров, соответствующему полимерам (P2) типа, описанным выше, которые имеют, по меньшей мере, один максимум поглощения от 240 до 400 нм и имеют среднюю общую формулу (2):

где X представляет собой H или щелочной металл, щелочно-земельный металл или аммоний, предпочтительно Na, Y представляет собой алкиленовую группу, линейную или разветвленную, содержащую 1-5 атомов углерода, предпочтительно метиленовую или этиленовую группу, и Z2 представляет собой полимерную цепь, как получено полимеризацией этиленненасыщенного карбоксильного мономера с этиленненасыщенным сульфоновым мономером или его растворимыми в воде солями и ненасыщенным винилгетероароматическим мономером, содержащим, по меньшей мере, один гетероатом, выбранный из N, P или O, которые можно заместить, по меньшей мере, одной углеводородной группой, содержащей 1-6 атомов углерода и необязательно содержащей функциональные группы, такие как сульфат, карбоксилат, фосфонат и/или фосфинат, в присутствии гипофосфористого аддукта формулы (A2):

где X и Y имеют значения, указанные выше.

Этиленненасыщенный карбоксильный мономер и этиленненасыщенные сульфоновые мономеры, которые могут присутствовать в полимерах формулы (2), можно выбрать из мономеров, пригодных для получения полимеров формулы (1).

Предпочтительные ненасыщенные гетероциклические мономеры представляют собой:

2-винилпиридин (2VP), 4-винилпиридин (4VP), 1-(3-сульфопропил)-2-винилпиридинийбетаин (2-SPV), 1-(3-сульфопропил)-4-винилпиридинийбетаин (4-SPV), 1-винилимидазол (VI), 1-винил-1,2,4-триазол (VT), метилвинилтриазол (MVT).

Более конкретно, предпочтительными ненасыщенными гетероциклическими мономерами являются мономеры формул, приведенных в таблице 2 ниже:

Таблица 2
Мономер Сокращения Структура
1-Винилимидазол VI
1-Винил-1,2,4-триазол VT
Метилвинилтриазол MVT
2-Винилпиридин 2VP
4-Винилпиридин 4VP
1-3-Сульфопропил-2-винилпиридинийбетаин 2SPV
1-3-Сульфоппропил-4-винилпиридинийбетаин 4SPV

Данное второе семейство полимеров формулы (2) можно получить посредством следующего способа получения, включающего стадии:

a) получения гипофосфористого аддукта (A2), который представляет собой аддукт алкилидендифосфоната тетранатрия и гипофосфористой кислоты, полученный добавлением алкилидендифосфоната тетранатрия в водную реакционную среду приблизительно при 100°C,

b) кипячения с обратным холодильником водной реакционной среды и охлаждения ее до комнатной температуры, и

c) выделения раствора образовавшегося гипофосфористого аддукта,

d) взаимодействия указанного гипофосфористого аддукта с этиленненасыщенным карбоксильным мономером, с этиленненасыщенным сульфоновым мономером или его растворимыми в воде солями и ненасыщенным винилгетероароматическим мономером, содержащим, по меньшей мере, один гетероатом, выбранный из N, P или O, который может быть замещен одной или более алкильными группами, содержащими 1-6 атомов углерода, в присутствии растворимых в воде инициаторов, таких как персульфат, броматы, пероксиды, пербораты, перхлораты и азоинициаторы. Персульфат натрия представляет собой один из предпочтительных инициаторов.

и

e) извлечения полимера.

Полимеры (P1) и (P2), то есть соединения формул(1) и (2) (также называемые в настоящем изобретении "ингибиторами солевых отложений семейства (1) и (2)") можно использовать отдельно или в комбинации с обработкой под давлением нефтяных скважин. Они являются особенно эффективными для предотвращения отложений сульфата бария и кальция, например карбонатной соли. Например, в нефтяных скважинах отверстие обычно промывают водным поверхностно-активным веществом для обеспечения гидрофильной поверхности и затем пропитывают раствором ингибитора. В случае кальция кальциевая соль может образовываться in situ или кальцием в породе, когда последняя содержит известняк, или предшествующей или последующей обработки отверстия водной кальциевой солью, например карбонатом, например, когда порода содержит песчаник.

Эффективные концентрации обычно могут составлять диапазон 0,2-50 частей на миллион, предпочтительно 0,5-20 частей на миллион в зависимости от свойств водной системы. Для относительно мягкой воды 1-20 частей на миллион, самое предпочтительное 2-10 частей на миллион, могут давать подходящую защиту от образования солевых отложений. Ингибиторы солевых отложений семейства (1) и (2) согласно настоящему изобретению может быть необходимо использовать в комбинации друг с другом и/или в комбинации с другими агентами для обработки воды, включающими: поверхностно-активные вещества, такие как анионные поверхностно-активные вещества (например, C10-20 алкилбензолсульфонаты, C10-20 олефинсульфонаты, C10-20 алкилсульфаты, C10-20 алкил 1-25 моль эфирсульфаты, C10-20 парафинсульфонаты, C10-20 мыла, C10-20 алкилфенолсульфаты, сульфосукцинаты, сульфосукцинаматы, лигнинсульфонаты, сульфонаты жирных кислот, C10-20 алкилфенилэфирсульфаты, C10-20 алкилэтаноламидсульфаты, соли C10-20 альфасульфожирных кислот, C10-20 ацилсаркозинаты, изетионаты, C10-20 ацилтауриды, C10-20 алкилгидрофосфонаты), неионные поверхностно-активные вещества (например, этоксилированные и/или пропоксилированные C10-20 спирты, этоксилированные и/или пропоксилированные C10-20 карбоновые кислоты, алканоламиды, оксиды аминов и/или C10-20 ацилсорбитан и/или глицерилэтоксилаты), амфотерные поверхностно-активные вещества (например, бетаины, сульфобетаины и/или кватернизированные имидазолины) и/или катионные поверхностно-активные вещества (например, бензалкониевые соли, соли C10-20 алкилтриметиламмония и/или соли C10-20 алкилтриметил или трис(гидроксиметил)фосфония); секвестранты, хелатообразующие агенты, ингибиторы коррозии и/или другие агенты, изменяющие порог осаждения (например, триполифосфат натрия, этилендиаминтетрацетат натрия, нитрилотриацетат натрия, пирофосфат тетракалия, ацетодифосфоновая кислота и ее соли, аммонийтрисметиленфосфоновая кислота и ее соли, этилендиаминтетракис(метиленфосфоновая)кислота и ее соли, диэтилентриаминпентакис(метиленфосфоновая)кислота и ее соли); толилтриазол и смеси нитрата, бензоата HHP и/или PTCB), биоциды (например, тетракис(гидроксиметил)фосфониевые соли, формальдегид, глутаральдегид); окисляющие биоциды и/или дезинфицирующие агенты (например, хлор, диоксид хлора, пероксид водорода, перборат натрия); агенты, контролирующие пенообразование, такие как силиконовые противовпениватели; поглотители кислорода, такие как гидразины и/или гидроксиламины; контролирующие pH и/или буферные агенты, такие как амины, бораты, цитраты и/или ацетаты; соли хрома; соли цинка; и/или другие агенты для обработки воды, такие как полимерные диспергаторы и коагулянты, включая полималеиновые, полиакриловые и поливинилсульфоновые кислоты и их соли, крахмалы и/или карбоксиметилцеллюлозу, и/или молибдаты. Настоящее изобретение относится к составам, содержащим эффективное количество продукта настоящего изобретения, как указано выше, и любой из указанных выше известных агентов для обработки воды. Данные составы могут, например, содержать 5-95% масс. продукта настоящего изобретения и 5-90% масс. одного или более из указанных выше агентов для обработки воды. Другой аспект настоящего изобретения относится к применению данных двух семейств полимеров формулы (1) и (2), содержащих различные детектируемые группировки посредством их отличных максимумов поглощения так, чтобы их можно было отличить аналитически посредством аналитических способов на поглощение, таких как спектроскопия ультрафиолетовой и видимой области спектра.

Предпочтительно, замещающие группы стирольного мономера первого семейства предпочтительно выбирают из H, SO3H, SO3Na, NH2, COOH, CH2Cl, OH, -CH2OH и -N(CH3)2.

Предпочтительный способ анализа представляет собой спектроскопию ультрафиолетовой и видимой области спектра.

Следующие примеры иллюстрируют настоящее изобретение.

Пример 1

Получение DPPE

480 г винилидендифосфоната тетранатрия (37,4% водный раствор, 0,47 моль) и 358 г гипофосфорной кислоты (16% водный раствор, 0,47 моль) загружали в реакционную колбу и нагревали до 100°°C.

22,3 г персульфата натрия (10% водный раствор, 0,0094 моль) добавляли через капельную воронку в течение 1 часа. Реакционную смесь кипятили с обратным холодильником в течение следующих 2 часов и охлаждали. Продукт содержал непрореагировавший винилдифосфонат по данным 31P ЯМР.

Пример 2

Получение DPPE с концевым NaSS-stat-AA-stat-SVS теломером

В 1 л реактор с рубашкой, снабженный обратным холодильником и механической мешалкой, добавляли винилсульфонат натрия (127,7 г, 25% активного вещества), раствор DPPE (70 г, 14,7% активного вещества) и раствор стиролсульфоната натрия (146,4 г, 10%). Реакционную смесь нагревали до температуры кипения (115°C температура рубашки) при перемешивании. После достижения температуры кипения в реактор независимо добавляли три порции. Порция 1 состояла из акриловой кислоты (127,4 г, 80%) и ее добавляли к реакционной смеси в течение 120 минут. Порция 2 состояла из винилсульфоната натрия (383,2 г, 25% активного вещества) и стиролсульфоната натрия (146,4 г, 10%) и ее добавляли параллельно в течение 120 минут. Последней порцией был персульфат натрия (84,2 г, 10%) и его добавляли в течение 190 минут. После завершения добавления персульфата реакционную смесь кипятили с обратным холодильником в течение следующих 30 минут, затем охлаждали до комнатной температуры, и раствор выгружали. Анализ 31P ЯМР показал, что прореагировало 75% DPPE аддукта, образовав полимерные частицы. Водная эксклюзионная хроматография давала бимодальное распределение с Mn 3198, Mw 8947 г/моль. ВЭЖХ анализ показал практически количественное преобразование акриловой кислоты (<10 ч./млн) и стиролсульфоната натрия (<10 ч./млн).

Пример 3

Получение DPPE с концевым 2VP-stat-AA-stat-SVS теломером

В 250 мл 3-горлую круглодонную колбу, снабженную обратным холодильником и магнитной мешалкой, добавляли раствор винилсульфоната натрия (13,1 г, 25% активного соединения) и раствор DPPE (5 г, 14,7% активного соединения). Реакционную колбу нагревали на масляной бане, установленной на 95°C. После достижения требуемой температуры в колбу независимо добавляли три порции. Порция 1 состояла из акриловой кислоты (9,1 г, 80%) и 2-винилпиридина (1,1 г, 99,8%) и ее добавляли в реакционную смесь в течение 120 минут. Порция 2 состояла из винилсульфоната натрия (39,4, 25% активного соединения), и ее добавляли параллельно в течение 120 минут. Последней порцией был персульфат натрия (6 г, 10%) и его добавляли в течение 195 минут. После завершения добавления персульфата реакционную смесь выдерживали при данной температуре в течение следующих 30 минут, затем охлаждали до комнатной температуры и раствор выгружали. Анализ 31P ЯМР показал, что прореагировало 60% DPPE аддукта, образовав полимерные частицы. Водная эксклюзионная хроматография (PEO калибровка) давала бимодальное распределение с Mn 3358, Mw 11580 г/моль. Мультидетекторный ГПХ анализ (КИ и УФ при 254 нм) подтвердил гомогенное введение 2VP по всему распределению молекулярных масс. ВЭЖХ анализ показал практически количественное преобразование акриловой кислоты (<10 ч./млн) и 2-винилпиридина (<20 ч./млн).

Пример 4

Получение DPPE с концевым 4VP-stat-AA-stat-SVS теломером

В 250 мл 3-горлую круглодонную колбу, снабженную обратным холодильником и магнитной мешалкой, добавляли раствор винилсульфоната (13,1 г, 25% активного соединения) и раствор DPPE (5 г, 14,7% активного соединения). Реакционную колбу нагревали на масляной бане, установленной на 95°C. После достижения требуемой температуры в колбу добавляли независимо три порции. Порция 1 состояла из акриловой кислоты (9,1 г, 80%) и 4-винилпиридина (1,1 г, 99,8%) и ее добавляли в реакционную смесь в течение 120 минут. Порция 2 состояла из винилсульфоната натрия (39,4, 25% активного соединения) и ее добавляли параллельно в течение 120 минут. Последней порцией был персульфат натрия (6 г, 10%) и его добавляли в течение 195 минут. После завершения добавления персульфата реакционную смесь выдерживали при данной температуре в течение следующих 30 минут, затем охлаждали до комнатной температуры и раствор выгружали. Анализ 31P ЯМР показал, что 49,3% DPPE аддукта прореагировало, образовав полимерные частицы. Водная эксклюзионная хроматография (PEO калибровка) давала бимодальное распределение с Mn 4300, Mw 8900 г/моль. Мультидетекторный ГПХ анализ (КИ и УФ при 254 нм) подтвердил гомогенное введение 4VP по всему распределению молекулярных масс. ВЭЖХ анализ показал практически количественное преобразование акриловой кислоты (<10 ч./млн) и 4-винилпиридина (<20 ч./млн).

Пример 5

Получение DPPE с концевым 2-SPV-stat-AA-stat-SVS теломером

В 250 мл 3-горлую круглодонную колбу, снабженную обратным холодильником и магнитной мешалкой, добавляли раствор винилсульфоната (13,1 г, 25% активного соединения) и раствор DPPE (5 г, 14,7% активного соединения). Реакционную колбу нагревали на масляной бане, установленной на 95°C. После достижения требуемой температуры в колбу добавляли независимо три порции. Порция 1 состояла из акриловой кислоты (9,1 г, 80%), 1-(3-сульфопропил)-2-винилпиридинийбетаина (2,32 г, 99%) и воды (20,8 г) и ее добавляли в реакционную смесь в течение 120 минут. Порция 2 состояла из винилсульфоната натрия (39,4, 25% активного соединения) и ее добавляли параллельно в течение 120 минут. Последней порцией был персульфат натрия (6 г, 10%) и его добавляли в течение 195 минут. После завершения добавления персульфата реакционную смесь выдерживали при данной температуре в течение следующих 30 минут, затем охлаждали до комнатной температуры и раствор выгружали. Анализ 31P ЯМР показал, что 44,9% DPPE аддукта прореагировало, образовав полимерные частицы. Водная эксклюзионная хроматография (PEO калибровка) давала бимодальное распределение с Mn 11556, Mw 20580 г/моль. ВЭЖХ анализ показал практически количественное преобразование акриловой кислоты (<10 ч./млн) и 1-(3-сульфопропил)-2-винилпиридинийбетаина (<20 ч./млн).

Пример 6

Получение DPPE с концевым 4SPV-stat-AA-stat-SVS теломером

В 250 мл 3-горлую круглодонную колбу, снабженную обратным холодильником и магнитной мешалкой, добавляли раствор винилсульфоната (13,1 г, 25% активного соединения) и раствор DPPE (5 г, 14,7% активного соединения). Реакционную колбу нагревали на масляной бане, установленной на 95°C. После достижения требуемой температуры в колбу добавляли независимо три порции. Порция 1 состояла из акриловой кислоты (9,1 г, 80%), 1-(3-сульфопропил)-4-винилпиридинийбетаина (2,32 г, 99%) и воды (20,8 г) и ее добавляли в реакционную смесь в течение 120 минут. Порция 2 состояла из винилсульфоната натрия (39,4, 25% активного соединения) и ее добавляли параллельно в течение 120 минут. Последней порцией был персульфат натрия (6 г, 10%) и его добавляли в течение 195 минут. После завершения добавления персульфата реакционную смесь выдерживали при данной температуре в течение следующих 30 минут, затем охлаждали до комнатной температуры и раствор выгружали. Анализ 31P ЯМР показал, что 47,2% DPPE аддукта прореагировало, образовав полимерные частицы. Водная эксклюзионная хроматография (PEO калибровка) давала бимодальное распределение с Mn 5500, Mw 11300 г/моль. ВЭЖХ анализ показал практически количественное преобразование акриловой кислоты (<10 ч./млн) и 1-(3-сульфопропил)-4-винилпиридинийбетаина (<20 ч./млн).

Пример 7

УФ-профили поглощения

Поглощающие в УФ-области мономеры, полученные в примерах 2-6, детектировали, используя спектроскопию ультрафиолетовой и видимой области спектра. Что касается мономеров, получали 10 ч./млн (в качестве активного полимера) раствор каждого образца. Что касается полимеров, получали 100 ч./млн (в качестве активного полимера) раствор каждого полимера. pH данных растворов доводили до 5,5. Затем поглощение измеряли в диапазоне длин волн 200 нм-400 нм в стандартной ячейке с 1 см световым путем, используя Perkin Elmer спектрофотометр ультрафиолетовой и видимой области.

Максимум поглощения и соответствующий коэффициент поглощения определяли для каждого образца.

Результаты приведены в таблице 3 ниже.

Таблица 3
Данные для ультрафиолетовой и видимой области спектра семейства 1
Образец Максимум поглощения (нм) Соответствующий коэффициент поглощения
NaSS мономер 246 1,09
Пример 2 223 0,48
Таблица 4
Данные для ультрафиолетовой и видимой области спектра семейства 2
Образец Максимум поглощения (нм) Соответствующий коэффициент поглощения
2VP мономер 278 0,92
Пример 3 264 0,25
4VP мономер 246 1,05
Пример 4 258 0,18
2SVP мономер 287 0,43
Пример 5 269 0,24
4SVP мономер 271 0,63
Пример 6 257 0,13

Данные из таблицы 3 и 4 показывают сдвиг максимума поглощения между поглощающими в УФ мономерами и полимерами. Данный сдвиг соответствует идеальному встраиванию поглощающих в УФ мономеров в процессе полимеризации.

Пример 8

Термическая устойчивость УФ профилей

Растворы полимеров из примера 2-6 разбавляли до требуемой концентрации (5% активного полимера) в синтетической морской воде. pH доводили до 5,5. 60 мл каждого раствора выливали в тефлоновый вкладыш (внутренний объем 100 мл) бомбы из нержавеющей стали. Затем индивидуальные растворы дегазировали в течение приблизительно 30 минут. Затем тефлоновые вкладыши герметично закрывали и помещали в бомбы из нержавеющей стали, которые помещали в сушильный шкаф при 212°F на 1 неделю. После этого бомбы охлаждали.

УФ-профили поглощения определяли для каждого выдержанного раствора после разбавления при 100 ч./млн активного полимера и сравнивали с УФ-профилем поглощения невыдержанного раствора при той же концентрации. УФ-профили поглощения перед и после выдерживания являются полностью одинаковыми.

Пример 9

Ингибирование образования солевых отложений сульфата бария

Полимеры, полученные в примерах 2-6, испытывали на их способность ингибировать образование солевых отложений сульфата бария. Способ испытания для измерения ингибирования отложения сульфата бария состоит из измерения концентрации растворимого бария после смешивания двух несовместимых солевых растворов в емкости, последующего наблюдения изменения смеси без перемешивания в течение указанного промежутка времени и измерения растворимого бария спектроскопическим способом (ICP-AES). Эксперименты включают контрольное испытание без ингибирования и испытания в присутствии ингибиторов.

Данную оценку осуществляли при 95°C и pH 5,5 после смешения двух соляных растворов, один из которых имеет состав пластовой воды сороковых широт в Северном море (содержит барий), а другой имел состав морской воды, содержащей сульфат. Ингибитор помещали в морскую воду. Концентрация ингибитора составляла 15 ч./млн (активного ингредиента) относительно конечной смеси. pH раствора морской воды, содержащего ингибитор, разбавляли приблизительно до 5,5 буферным раствором ацетат натрия/уксусная кислота.

Соляной состав (вода сороковых широт и морская вода) был следующим:

Вода сороковых широт
Ион Мг/л Соль Соль (г/л)
Na+ 31275 NaCl 79,50
Са+ 2000 CaCl2, 2H2O 7,34
Mg2+ 739 MgCl2, 6H2O 6,18
К+ 654 KCl 1,25
Ва* 269 BaCl2, 2H2O 0,48
Sr+ 87,6 SrCl2, 6H2O 2,35
Морская вода
Ион мг/л Соль Соль (г/л
Na+ 10890 NaCl 24,40
Са2+ 428 CaCl2, 2H2O 1,57
Mg2+ 1368 MgCl2, 6H2O 11,44
К+ 460 KCl 0,88
SO42- 2690 Na2SO4 3,97

100 мл каждой из данных жидкостей помещали в полиэтиленовые бутыли. Когда температура соляных растворов устанавливалась равной 95°C в сушильном шкафу, содержимое бутыли с "водой сороковых широт" выливали в бутыль, содержащую барий. Смесь встряхивали вручную, затем помещали в сушильный шкаф при 95°C на 2 часа. Для каждой серии испытаний проводили два контрольных испытания.

Минимальный раствор сравнения: это представляет собой испытание без ингибитора и содержание ионов бария будет минимальным (максимальное осаждение BaSO4);

Максимальный раствор сравнения: это представляет собой испытание без сульфата и без ингибитора; морскую воду заменяют очищенной водой и содержание ионов бария будет максимальным, поскольку осаждение отсутствует.

После двух часов испытаний бутыли удаляли из сушильного шкафа, и затем 5 мл образца разбавляли в 5 мл "пропитывающего" раствора, состав которого был следующим: 5000 ч./млн KCl/1000 ч./млн PVA (поливинилсульфонат натрия), доведенный до pH 8-8,5 (0,01н. NaOH). Барий из данных образцов анализируют (ICP-AES) и выводят эффективность ингибирования, выраженную формулой ниже:

где

[Ba2+]max=Ba2+ концентрация в максимальном растворе сравнения

[Ba2+]min=Ba2+ концентрация в минимальном растворе сравнения

Результаты показаны в следующей таблице 5.

Таблица 5
Ингибитор % BaSO4 эффективность ингибирования (15 частей на миллион)
Пример 2 37
Пример 3 42
Пример 4 45
Пример 5 42
Пример 6 48

Данное испытание также проводили на термически выдержанных полимерах, полученных в примере 8, т.е. термически выдержанной морской воде при 122°F в течение 1 недели. Характеристики, измеренные для выдержанных полимеров, были такими, как характеристики, измеренные для свежих полимеров и представленные в таблице 4.

Пример 10

Адсорбирование на глине в статических условиях

Добавки согласно настоящему изобретению оценивали на их способность адсорбироваться на глине.

Для этой цели раствор неизвестной концентрации ингибитора в синтетическом соляном растворе приводили в контакт в течение 20 часов при 85°C с неизвестным количеством твердого вещества. Затем твердую суспензию центрифугировали и фильтровали, затем анализировали на растворенный органический углерод. Адсорбированное количество измеряли, применяя следующий протокол:

для каждого раствора добавки, разбавленной в морской воде при соответствующей концентрации, определяли концентрацию органического углерода (COTSM- в ч./млн) и коэффициент отклика K (концентрация добавки в растворе/концентрация органического углерода в растворе);

определяли концентрацию органического углерода (COTfiltrate в ч./млн) в надосадочном растворе после адсорбции.

Затем адсорбированное количество (QA) рассчитывали, используя следующую формулу:

где

SM=объем раствора в см3

Msolid=масса твердых веществ в граммах

SBET=удельная поверхность твердых веществ.

Используемой глиной был измельченный каолинит. Его удельная поверхность, измеренная BET-способом с азотом, составляла 12 м2/г. Для каждого продукта растворы 1,0 мг/л активного ингредиента получали в соляном растворе, состав которого представлен в таблице ниже.

Соль Концентрация (г/л)
NaCl 2,4
MgCl2, 6H2O 5,7
CaCl2, 2H2O 1,5

Для каждого испытания использовали 15 мл раствора и 2,0 г каолинита, т.е. соотношение жидкость:твердые вещества 7,5.

Результаты показаны в следующей таблице 6 ниже.

Таблица 6
Ингибитор Адсорбированное количество (мг добавки/м2 глины)
Пример 2 0,28
Пример 3 0,31
Пример 4 0,33
Пример 5 0,39
Пример 6 0,31

1. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии:
a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, причем указанные различные ингибиторы солевых отложений содержат различные детектируемые группировки благодаря их отличным максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение;
b) вытеснения нефти,
c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть,
d) измерения количеств различных ингибиторов солевых отложений в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и
e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины,
где
один из двух отличных ингибиторов солевых отложений представляет собой полимер (P1), как получено полимеризацей: этиленненасыщенного карбоксильного мономера;
этиленненасыщенного сульфонового мономера или его растворимых в воде солей;
стирольного мономера, необязательно замещенного одной-тремя группами,
в присутствии гипофосфористого аддукта формулы (A1):

где
X представляет собой H или щелочной металл, щелочно-земельный металл или аммоний, предпочтительно Na,
Y представляет собой алкиленовую группу, линейную или разветвленную, содержащую 1-5 атомов углерода, предпочтительно метиленовую или этиленовую группу;
и
другой ингибитор солевых отложений представляет собой полимер (P2), как получено полимеризацией:
этиленненасыщенного карбоксильного мономера;
этиленненасыщенного сульфонового мономера или его растворимых в воде солей;
винилгетероароматического мономера, содержащего по меньшей мере один гетероатом, выбранный из N, P или O, который может быть замещен по меньшей мере одной углеводородной группой, содержащей 1-6 атомов углерода и необязательно содержащей функциональные группы, такие как сульфат, карбоксилат, фосфонат и/или фосфинат,
в присутствии гипофосфористого аддукта формулы (A2):

где
X представляет собой H или щелочной металл, щелочно-земельный металл или аммоний, предпочтительно Na,
Y представляет собой алкиленовую группу, линейную или разветвленную, содержащую 1-5 атомов углерода, предпочтительно метиленовую или этиленовую группу.

2. Полимер, имеющий максимум поглощения от 215 до 240 нм и имеющий среднюю общую формулу (1):

где X представляет собой H или щелочной металл, щелочно-земельный металл или аммоний, предпочтительно Na, Y представляет собой алкиленовую группу, линейную или разветвленную, содержащую 1-5 атомов углерода, предпочтительно метиленовую или этиленовую группу, и Z1 представляет собой полимерную цепь, полученную полимеризацией этиленненасыщенного карбоксильного мономера с этиленненасыщенным сульфоновым мономером или его растворимыми в воде солями и стирольным мономером, который может быть замещен одной-тремя группами, одинаковыми или различными, и выбранными, чтобы обеспечить указанное поглощение, в присутствии гипофосфористого аддукта формулы (A1):

где X, Y имеют такие же значения, как в формуле (1).

3. Полимер по п. 2, в котором замещающие группы стирольного мономера выбраны из Н, SO3H, SO3Na, NH2, Me2N COOH, CH2Cl, CH2OH и ОН.

4. Полимер, имеющий максимум поглощения от 240 до 400 нм и имеющий среднюю общую формулу (2):

где X представляет собой H или щелочной металл, щелочно-земельный металл или аммоний, предпочтительно Na, Y представляет собой алкиленовую группу, линейную или разветвленную, содержащую 1-5 атомов углерода, предпочтительно метиленовую или этиленовую группу, и Z2 представляет собой полимерную цепь, полученную полимеризацией этиленненасыщенного карбоксильного мономера с этиленненасыщенным сульфоновым мономером или его растворимыми в воде солями и винилгетероароматическим мономером, необязательно замещенным одной-тремя группами, одинаковыми или различными, и выбранными для обеспечения указанного поглощения, в присутствии гипофосфористого аддукта формулы (A2):

где X, Y имеют такие же значения, как в формуле (2).

5. Полимеры по любому из пп. 2-4, в которых этиленненасыщенные карбоксильные мономеры представляют собой акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, фумаровую кислоту, итаконовую кислоту, аконитовую кислоту, мезаконовую кислоту, цитраконовую кислоту, кротоновую кислоту, изокротоновую кислоту, ангеликовую кислоту или тиглиновую кислоту.

6. Полимеры по любому из пп. 2-4, в которых этиленненасыщенные сульфоновые мономеры представляют собой винилсульфокислоту (как определено выше) или 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоту, аллилсульфокислоту, металлилсульфокислоту.

7. Полимеры по любому из пп. 2-4, в которых полимеры выбраны из сополимеров винилсульфокислоты с акриловой и/или малеиновой кислотой, и/или винилфосфоновой кислотой, и/или винилидендифосфоновой кислотой.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании. Регулировку расхода реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выборе эффективных растворителей для удаления отложений парафина. Способ включает отбор из нефтяного оборудования образцов отложений, определение группового состава и типа отложений, процедуру предварительного смешивания пустых бюксов, приготовления в этих бюксах 10% растворов нефтяного парафина, где в качестве растворителей выступают различные углеводороды и их композиции, доведение до постоянно веса в сушильном шкафу бюксов с содержимым.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для очистки скважин. На устье монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, которое обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением. Устройство содержит колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений. Колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, к первой затрубной задвижке монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью.Насосным агрегатом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство растворитель, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии и отложений на оборудовании. Устройство содержит установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания в виде жесткого шланга, соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор.

Изобретение относится к вариантам способа исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины, имеющей первое значение давления забоя, через зону, которая простирается к эксплуатационной скважине, имеющей второе значение давления забоя, при этом разница между первым значением давления забоя и вторым значением давления забоя определяется как ΔPbh, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной посредством указанной зоны, такую что ΔPbh уменьшается по меньшей мере на 50 фунт/кв.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Группа изобретений относится к нефтепромысловым применениям, в частности к способам для устранения поглощения бурового раствора в забое скважины, в подземном резервуаре.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов. Технический результат изобретения заключается в снижении разрушаемости гранул проппанта при сохранении низкой плотности материала.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности бурения скважин в глинистых породах, особенно в многолетнемерзлых породах в условиях аномально-низких пластовых давлений, за счет высоких ингибирующих свойств бурового раствора и невысокого пенообразования. Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах содержит, % мас.: торф 5-7; калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5; ингибитор - хлористый калий 1-3; полимерный флокулянт и понизитель водоотдачи Polydia 0,1-0,5; пеногаситель МАС-200М 1-3; воду остальное. 2 табл., 1 ил.
Наверх