Устранение вызванного асфальтенами закупоривания стволов скважин и эксплуатационных трубопроводов

Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины. Способ обработки эксплуатационного трубопровода из ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в эксплуатационном трубопроводе, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в эксплуатационный трубопровод. Система для устранения асфальтеновых отложений, содержащая: растворитель асфальтенов, состоящий из диметилсульфида, хранилище для растворителя асфальтенов, содержащее по меньшей мере часть указанного растворителя асфальтенов, и ствол скважины, проникающий в нефтеносный пласт, где указанное хранилище для растворителя асфальтенов функционально связано по текучей среде со стволом скважины или эксплуатационным трубопроводом из ствола скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл., 2 пр.

 

Уровень техники

Настоящее изобретение в целом относится к растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. В частности, в некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к диметилсульфидным растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах, и связанным с ними способам.

Одной из проблем, с которыми сталкиваются при добыче сырой нефти, является аккумуляция и образование отложений асфальтенов в стволе скважины и эксплуатационных трубопроводах. Асфальтены могут осаждаться в стволе скважины и эксплуатационных трубопроводах в виде твердых отложений или шлама. Твердые отложения асфальтенов могут возникать в результате роста асфальтеновых агрегатов на поверхностях пласта, тогда как шламы могут образовываться в виде крупных агрегатов, суспендированных в сырой нефти, которые осаждаются из суспензии.

Битуминозные материалы, которые входят в состав отложений, могут находиться изначально в растворе в сырой нефти, существующем в продуктивном пласте. Часто при добыче или транспортировке сырых нефтей равновесие в растворе изменяется или нарушается, и эти битуминозные материалы, будучи наименее растворимыми компонентами, выделяются и накапливаются в стволе скважины и в эксплуатационном оборудовании на местах, где скорость потока оказывается меньше, чем необходимо для сохранения асфальтеновых агрегатов в суспензии. Образование асфальтеновых отложений также может усиливаться перерывами в подаче потоков пластовых текучих сред через стволы скважин и эксплуатационные трубопроводы, такими как перерывы, вызванные плановым техническим обслуживанием и/или подготовкой к экстремальным погодным условиям, таким как ураганы. Аккумуляция этих битуминозных материалов постепенно уменьшает скорость движения нефти и, в связи с этим, они должны периодически удаляться.

Различные растворители используются для растворения асфальтенов, которые образуют отложения в нефтеносных пластах. В патенте US 5425422 описано закачивание деасфальтированной нефти в нефтеносный пласт для сольватирования асфальтеновых отложений возле ствола скважины в пласте и, тем самым, повышения добычи нефти из пласта. Закачиваемая нефть может быть получена из пласта и деасфальтирована перед закачиванием в пласт. Также известно использование ароматических растворителей, таких как о-ксилол и толуол, для растворения отложений на основе асфальтенов в пласте вблизи ствола скважины.

Дисульфидные растворители также использовались для растворения отложений на основе асфальтенов в пласте для очистки околоскважинной зоны пласта. В патенте US 4379490 описано использование активированного амином дисульфидного масла для обработки и удаления нежелательных асфальтеновых отложений из поровых пространств нефтеносных пластов. В патенте US 4379490 также описано, что сероуглерод является одним из наиболее эффективных известных растворителей асфальтенов, и что он используется для удаления отложений на основе асфальтенов из нефтеносных пластов.

Такие растворители, однако, имеют некоторые связанные с ними недостатки. Закачивание ароматических соединений, таких как толуол и о-ксилол, может иметь законодательные ограничения и является экономически неэффективным, поскольку такие ароматические соединения являются в еще более высокой степени переработанными и ценными, чем деасфальтированная нефть. Дисульфидные растворители могут подвергаться гидролизу в пласте и в случае сероуглерода могут привести к закислению пласта. Сероуглерод также является высокотоксичным.

Желательно разработать усовершенствованный способ устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах.

Раскрытие изобретения

Настоящее изобретение в целом относится к растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. В частности, в некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к диметилсульфидным растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах, и связанным с ними способам.

В одном варианте осуществления настоящее изобретение предлагает способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, включающий в себя: обеспечение растворителя асфальтенов, который содержит по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.

В другом варианте осуществления настоящее изобретение предлагает способ обработки эксплуатационного трубопровода из ствола скважины, проникающего в подземный пласт, включающий в себя: обеспечение растворителя асфальтенов, который содержит по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, и введение растворителя асфальтенов в эксплуатационный трубопровод.

В другом варианте осуществления настоящее изобретение предлагает систему для устранения асфальтеновых отложений, содержащую: растворитель асфальтенов, содержащий по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида; хранилище для растворителя асфальтенов, содержащее по меньшей мере часть указанного растворителя асфальтенов; и ствол скважины, проникающий в нефтеносный пласт, при этом указанное хранилище для растворителя асфальтенов функционально связано по текучей среде со стволом скважины или эксплуатационным трубопроводом из ствола скважины.

Краткое описание чертежей

Более полное и глубокое понимание настоящих вариантов осуществления и их преимуществ может быть получено исходя из нижеследующего описания, рассматриваемого вместе с сопровождающими чертежами.

На фиг. 1 представлена схема, иллюстрирующая систему настоящего изобретения, которая может использоваться для реализации способа настоящего изобретения.

На фиг. 2 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 30°C при использовании различных растворителей.

На фиг. 3 представлен график, иллюстрирующий извлечение нефти из нефтеносных песков при 10°C при использовании различных растворителей.

Признаки и преимущества настоящего изобретения будут легко понятны специалистам в данной области техники. Хотя специалистами в данной области могут быть осуществлены многочисленные изменения, такие изменения находятся в пределах сущности изобретения.

Осуществление изобретения

Настоящее изобретение в целом относится к растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. В частности, в некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к диметилсульфидным растворителям, подходящим для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах, и связанным с ними способам.

Нижеследующее описание включает приводимые в качестве примера установки, способы, технологии и последовательности операций, воплощающие технологии объекта изобретения. Тем не менее, подразумевается, что описанные варианты осуществления могут быть осуществлены и без этих конкретных деталей.

Было обнаружено, что диметилсульфид является смешиваемым со всеми фракциями сырой нефти, за исключением твердых парафиновых восков и, в частности, что диметилсульфид является высокоэффективным растворителем асфальтенов. Растворитель асфальтенов, содержащий по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, получают и вводят в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод, содержащий одно или несколько асфальтеновых отложений. Растворитель приводится в контакт с асфальтенами в асфальтеновых отложениях для сольватирования асфальтеновых отложений. Растворитель может сольватировать значительную часть асфальтенов в асфальтеновых отложениях для удаления или уменьшения закупорок в стволах скважин или эксплуатационных трубопроводах.

Диметилсульфид демонстрирует смешиваемость с асфальтенами, аналогичную сероуглероду. Однако DMS является относительно нетоксичным, не подвергается гидролизу при типичных температурах в нефтеносных пластах и может быть получен из сравнительно недорогих компонентов. DMS также имеет низкую температуру кипения по сравнению с большинством компонентов сырой нефти и может быть легко отделен от нефти, добытой из пласта, с помощью мгновенного испарения или перегонки.

Некоторые термины, употребляемые в настоящем документе, определяются следующим образом:

«Асфальтены», как употребляется в настоящем документе, определяются как углеводороды, которые являются нерастворимыми в н-гептане и растворимыми в толуоле при стандартной температуре и давлении.

«Смешивающиеся», как употребляется в настоящем документе, обозначает способность двух или более веществ, композиций или жидкостей быть смешанными в любом соотношении без разделения на две или более фазы в равновесном состоянии.

«Функционально соединенный по текучей среде» или «функционально связанный по текучей среде», как употребляется в настоящем документе, обозначает связь между двумя или более элементами, в которой элементы связаны напрямую или опосредованно, что дает возможность прямого или опосредованного потока текучей среды между элементами. Употребляемый в настоящем документе термин «поток текучей среды» относится к потоку газа или жидкости; термин «прямой поток текучей среды», использованный в настоящем определении, означает, что поток жидкости или газа между двумя определенными элементами протекает непосредственно между этими двумя определенными элементами; и термин «опосредованный поток текучей среды», использованный в настоящем определении означает, что поток жидкости или газа между двумя определенными элементами может быть направлен через один или несколько дополнительных элементов для изменения одного или нескольких аспектов жидкости или газа, по мере того как жидкость или газ протекает между этими двумя определенными элементами. Аспекты жидкости или газа, которые могут быть изменены в опосредованном потоке текучей среды, включают физические характеристики, такие как температура или давление газа или жидкости, состояние текучей среды между жидкостью и газом, и/или состав газа или жидкости. «Опосредованный поток текучей среды», как определено в настоящем документе, исключает изменение состава газа или жидкости между двумя определенными элементами с помощью химической реакции, например, окисления или восстановления одного или нескольких элементов жидкости или газа.

Может существовать несколько потенциальных преимуществ описанных здесь способов над общепринятыми способами. Одним из потенциальных преимуществ способов, описанных в настоящем документе, является то, что они могут создавать возможность для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах без использования дорогостоящих растворителей, использование которых может быть предметом строгих законодательных ограничений. Другое потенциальное преимущество способов, описанных в настоящем документе, заключается в том, что они могут создавать возможность для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах без закисления пласта. Другое потенциальное преимущество способов, описанных в данном документе, заключается в том, что низкая точка кипения DMS может позволить его отделение в принимающем оборудовании и отведение для повторного использования в одном или нескольких местоположениях введения.

В одном варианте осуществления настоящее изобретение предлагает способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, или эксплуатационного трубопровода из ствола скважины, включающий в себя: обеспечение растворителя асфальтенов и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть раствором диметилсульфида. В некоторых вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида. В других вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать по меньшей мере 80 мол. %, или по меньшей мере 85 мол. %, или по меньшей мере 90 мол. %, или по меньшей мере 95 мол. %, или по меньшей мере 99 мол. % диметилсульфида. В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может по существу состоять из диметилсульфида или может состоять из диметилсульфида.

В некоторых вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать одно или несколько соединений, которые образуют смесь с диметилсульфидом в растворе диметилсульфида. Одно или несколько соединений могут быть соединениями, которые образуют азеотропную смесь с диметилсульфидом. Примеры соединений, которые могут образовывать азеотропную смесь с диметилсульфидом, включают пентан, изопентан, 2-метил-2-бутен и изопрен. Таким образом, растворитель асфальтенов может содержать по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида и одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из пентана, изопентана, 2-метил-2-бутена и изопрена.

В некоторых вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать одно или несколько других соединений, которые не образуют азеотропных смесей с диметилсульфидом в растворе диметилсульфида, и в которых асфальтены являются растворимыми при температурах в пределах диапазона температур внутри ствола скважины или трубопроводов, или от -50°C до 300°C. Примеры соединений, которые не образуют азеотропных смесей с диметилсульфидом, включают о-ксилол, толуол, сероуглерод, дихлорметан, трихлорметан, сероводород, дизельное топливо, сольвент-нафту, растворитель битума, керосин и простой диметиловый эфир.

В некоторых вариантах осуществления раствор диметилсульфида может содержать текучую среду, которая имеет плотность больше, чем у диметилсульфида. В некоторых вариантах осуществления текучая среда может иметь плотность больше, чем у нефти в стволе скважины или в эксплуатационном трубопроводе. В некоторых вариантах осуществления текучая среда может включаться в раствор диметилсульфида для усиления режима поршневого потока раствора диметилсульфида через ствол скважины или эксплуатационный трубопровод. Текучая среда может иметь плотность по меньшей мере 0,9 г/см3 или по меньшей мере 1,0 г/см3. Примеры подходящих текучих сред включают декантированную нефть. В варианте осуществления растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, может содержать до 25 мол. % декантированной нефти.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с жидкими нефтяными композициями, предпочтительно с любыми жидкими нефтяными композициями. В жидкой фазе или в газовой фазе растворитель может быть смешивающимся при первом контакте по существу со всеми сырыми нефтями, включающими легкую сырую нефть, тяжелую сырую нефть, сверхтяжелую сырую нефть и битум, и может являться смешивающимся при первом контакте в жидкой фазе или в газовой фазе с нефтью в нефтеносном пласте.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с жидкой фазой асфальтенов в углеводородной композиции. Растворитель асфальтенов может растворять по меньшей мере часть асфальтеновых отложений в стволе скважины или эксплуатационном трубопроводе, включая асфальтеновые шламы и твердые асфальтеновые отложения. Растворитель асфальтенов также может быть смешивающимся при первом контакте с C3-C8 алифатическими и ароматическими углеводородами, содержащими менее 5% масс. кислорода, менее 10% масс. серы и менее 5% масс. азота.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с нефтью, имеющей умеренно высокую или высокую вязкость. Растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с нефтью, имеющей динамическую вязкость по меньшей мере 1000 мПа⋅с (1000 сП), или по меньшей мере 5000 мПа⋅с (5000 сП), или по меньшей мере 10000 мПа⋅с (10000 сП), или по меньшей мере 50000 мПа⋅с (50000 сП), или по меньшей мере 100000 мПа⋅с (100000 сП), или по меньшей мере 500000 мПа⋅с (500000 сП) при 25°C. Растворитель асфальтенов может быть смешивающимся при первом контакте с нефтью, имеющей динамическую вязкость от 1000 мПа⋅с (1000 сП) до 5000000 мПа⋅с (5000000 сП), или от 5000 мПа⋅с (5000 сП) до 1000000 мПа⋅с (1000000 сП), или от 10000 мПа⋅с (10000 сП) до 500000 мПа⋅с (500000 сП), или от 50000 мПа⋅с (50000 сП) до 100000 мПа⋅с (100000 сП) при 25°C.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, может иметь низкую вязкость. Растворитель асфальтенов может быть текучей средой, имеющей динамическую вязкость не более 0,35 мПа⋅с (0,35 сП), или не более 0,3 мПа⋅с (0,3 сП), или не более 0,285 мПа⋅с (0,285 сП) при температуре 25°C.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, может иметь относительно высокую плотность энергии когезионной связи. Растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, может иметь плотность энергии когезионной связи от 300 Па до 410 Па или от 320 Па до 400 Па.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов, предназначенный для использования в способе или системе настоящего изобретения, предпочтительно является относительно нетоксичным или является нетоксичным. Растворитель асфальтенов может иметь водную токсичность LC50 (радужная форель) более 200 мг/л при 96-часовом воздействии. Растворитель асфальтенов может иметь острую пероральную токсичность LD50 (мышь и крыса) от 535 мг/кг до 3700 мг/кг, острую кожную токсичность LD50 (кролик) более 5000 мг/кг, и острую токсичность при вдыхании LC50 (крыса) 40250 ч/млн при 4-часовом воздействии.

В некоторых вариантах осуществления ствол скважины может быть стволом скважины, проникающим в подземный нефтеносный пласт. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт может быть подводным пластом. В некоторых вариантах осуществления ствол скважины может быть открытым стволом скважины. В других вариантах осуществления ствол скважины может быть обсаженным стволом скважины с потоком в обсадной колонне. В других вариантах осуществления ствол скважины может быть обсаженным стволом скважины с колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) с потоком в колонне НКТ.

В некоторых вариантах осуществления эксплуатационный трубопровод может быть эксплуатационным трубопроводом из ствола скважины. Примеры компонентов, которые могут находиться в эксплуатационных трубопроводах включают без ограничения эксплуатационные трубы, клапаны регулирования потока, предохранительные клапаны, устьевые задвижки, устьевые штуцеры, поверхностные насосы, эксплуатационные и тестовые манифольды, эксплуатационные и тестовые сепараторы, резервуары для сырой нефти и эксплуатационные расходомеры.

В некоторых вариантах осуществления эксплуатационный трубопровод может быть эксплуатационным трубопроводом в удаленное местоположение или на внеплощадочный объект, таким как экспортный трубопровод сырой нефти, используемый для доставки добытой сырой нефти в места переработки и отгрузочные терминалы.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может вводиться в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод с помощью любых традиционных средств. Примеры традиционных средств включают хранилище для растворителя асфальтенов, нагнетательный насос, колонны для закачивания, колонну НКТ, трубы, внутрискважинные клапаны регулирования потока, устьевые задвижки и измерители для контроля и мониторинга потока.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть введен в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод перед добычей нефти из подземного пласта. В таких вариантах осуществления растворитель асфальтенов может вводиться с расходом 1-1000 баррелей в сутки или 100-10000 баррелей в сутки или 1000-50000 баррелей в сутки для подготовки ствола скважины и эксплуатационных трубопроводов для операций добычи.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть введен в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод после добычи нефти из подземного пласта. В таких вариантах осуществления растворитель асфальтенов может вводиться с расходом 1-1000 баррелей в сутки или 100-10000 баррелей в сутки или 1000-50000 баррелей в сутки для очистки ствола скважины и эксплуатационных трубопроводов после периода операций добычи.

В некоторых вариантах осуществления растворитель асфальтенов может быть введен в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод во время добычи нефти из подземного пласта. В таких вариантах осуществления растворитель асфальтенов может вводиться с расходом относительно добычи нефти 1-100000 массовых частей на миллион (м.ч./млн) или 10-10000 м.ч./млн или 100-1000 м.ч./млн, исходя из скорости добычи нефти.

В некоторых вариантах осуществления ствол скважины или эксплуатационный трубопровод может содержать асфальтеновые отложения. Асфальтеновые отложения могут состоять из твердого скопления асфальтенов, которые отложились на поверхностях внутри ствола скважины или эксплуатационного трубопровода. Асфальтеновые отложения могут состоять из шлама асфальтенов, которые осадились из нефти в стволе скважины или эксплуатационном трубопроводе. В некоторых вариантах осуществления асфальтеновые отложения могут возникать в результате добычи нефти из пласта из-за изменения давления, температуры, состава и/или скорости сдвига.

Обратимся теперь к фиг. 1, на которой показана система изобретения, подходящая для осуществления способа настоящего изобретения. Растворитель асфальтенов, содержащий по меньшей мере 75 мол. % диметилсульфида, как описано выше, обеспечивается и хранится в хранилище 101 для растворителя асфальтенов. Хранилище 101 для растворителя асфальтенов функционально связано по текучей среде со стволом 103 скважины и/или эксплуатационным трубопроводом 107. Ствол 103 скважины проникает в нефтеносный пласт 105. Эксплуатационный трубопровод 107 функционально связан по текучей среде со стволом 103 скважины. В некоторых вариантах осуществления (не показано) хранилище 101 для растворителя асфальтенов может быть расположено на морском дне.

Нефтеносный пласт 105 может быть подземным пластом. Подземный пласт может содержать один или несколько материалов с пористой матрицей, выбранных из группы, состоящей из пористой минеральной матрицы, пористой породной матрицы, и сочетания пористой минеральной матрицы и пористой породной матрицы, при этом материал с пористой матрицей может находиться под перекрывающими породами на глубине в диапазоне от 50 м до 6000 м, или от 100 м до 4000 м, или от 200 м до 2000 м ниже земной поверхности. Пласт может иметь проницаемость от 0,000001 до 15 Дарси, или от 0,001 до 1 Дарси. Материал с пористой породной или минеральной матрицей в пласте может состоять из песчаника, глинистого сланца и/или карбонатной породы, выбранной из доломита, известняка, и их смесей, причем известняк может быть микрокристаллическим или кристаллическим известняком и/или мелом. Подземный пласт может быть подводным пластом.

Одно или несколько асфальтеновых отложений 109 могут находиться в стволе 103 скважины, эксплуатационном трубопроводе 107 и/или эксплуатационном трубопроводе 132. Асфальтеновые отложения 109 могут препятствовать потоку текучей среды через участок ствола 103 скважины, эксплуатационный трубопровод 107 и/или эксплуатационный трубопровод 132, в котором находятся отложения.

Система может быть сконструирована и выполнена с возможностью введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 для контактирования в нем с асфальтеновыми отложениями 109. Система может быть сконструирована и выполнена с возможностью введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 во время добычи нефти из нефтеносного пласта 105. Ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 могут быть функционально связаны по текучей среде с хранилищем 101 для растворителя асфальтенов через оборудование 111 закачивания/добычи. Хранилище 101 для растворителя асфальтенов может быть функционально связано по текучей среде с оборудованием 111 закачивания/добычи по трубопроводу 113 для подачи растворителя асфальтенов в оборудование закачивания/добычи. Оборудование 111 закачивания/добычи может быть функционально связано по текучей среде со стволом 103 скважины и/или эксплуатационным трубопроводом 107 для подачи растворителя асфальтенов в ствол скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107. В некоторых вариантах осуществления (не показано) оборудование 111 закачивания/добычи может быть расположено на морском дне.

Оборудование 111 закачивания/добычи может включать в себя устройство для введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107. Данное устройство может состоять из насоса 115. В одном варианте осуществления растворитель асфальтенов может подаваться непосредственно из хранилища 101 для растворителя асфальтенов в насос 115 для введения в ствол 103 скважины или эксплуатационный трубопровод 107 при отсутствии оборудования 111 закачивания/добычи.

Растворитель асфальтенов вводится в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, например, закачиванием с помощью насоса растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107. Растворитель асфальтенов может вводиться в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 при давлении, превышающем мгновенное давление в стволе 103 скважины и/или эксплуатационном трубопроводе 107, чтобы заставить растворитель асфальтенов поступать в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107. Давление, при котором растворитель асфальтенов вводится в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, может находиться в диапазоне от мгновенного давления в стволе 103 скважины и/или эксплуатационном трубопроводе 107, до давления гидроразрыва пласта 105, но не включая последнее. Давление, при котором растворитель асфальтенов может закачиваться в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, может находиться в диапазоне от 20% до 95% или от 40% до 90% от давления гидроразрыва пласта 105. Давление, при котором растворитель асфальтенов может закачиваться в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, может находиться в диапазоне давления, превышающем более чем на 0-37 МПа исходное пластовое давление, измеренное перед началом закачивания.

Некоторое количество растворителя асфальтенов может вводиться в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 для контактирования и растворения по меньшей мере части асфальтеновых отложений 109. После введения в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 растворитель асфальтенов может контактировать с асфальтеновыми отложениями 109. Асфальтены в асфальтеновых отложениях 109 могут быть очень хорошо растворимы в растворителе асфальтенов, при этом асфальтены могут быть смешивающимися при первом контакте с растворителем асфальтенов. Растворитель асфальтенов может сольватировать и мобилизовывать по Меньшей мере часть, и предпочтительно по существу все асфальтены в асфальтеновых отложениях после контакта с асфальтеновыми отложениями.

Растворитель асфальтенов может быть оставлен для впитывания в стволе 103 скважины и/или эксплуатационном трубопроводе 107 после введения в пласт для контактирования, сольватирования и мобилизации асфальтенов в асфальтеновых отложениях 109. Растворитель асфальтенов может приводиться в контакт с асфальтеновыми отложениями в течение достаточного периода времени для сольватирования по меньшей мере части, и предпочтительно по существу всех асфальтенов в асфальтеновых отложениях, например, по меньшей мере 50% масс., или по меньшей мере 75% масс., или по меньшей мере 90% масс. асфальтенов в асфальтеновых отложениях, которые контактировали с растворителем асфальтенов. Растворитель асфальтенов может быть оставлен для впитывания в стволе 103 скважины и/или эксплуатационном трубопроводе 107 на период времени от 1 часа до 15 суток, или от 5 часов до 50 часов.

После введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 и контактирования растворителя асфальтенов. с асфальтеновыми отложениями, смесь из растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов, сольватированных растворителем, может быть удалена из места (прежних) асфальтеновых отложений. Смесь растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов может быть удалена из места (прежних) асфальтеновых отложений с помощью закачивания дополнительного растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, или с помощью закачивания другой текучей среды, например, воды, в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107, или с помощью добычи смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107.

Смесь растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов может быть извлечена и добыта из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107. Система может содержать устройство для добычи смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107 после введения растворителя асфальтенов, например, после окончания введения растворителя асфальтенов в ствол 103 скважины и/или эксплуатационный трубопровод 107 и следующего за ним периода впитывания. Устройство для извлечения и добычи смеси растворителя асфальтенов и асфальтенов может включать в себя насос 112, который может быть расположен в оборудовании 111 закачивания/добычи и/или внутри ствола 103 скважины и который откачивает растворитель асфальтенов и смесь растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107 для подачи растворителя асфальтенов и смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов в оборудование 111.

В качестве альтернативы, устройство для извлечения и добычи смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107 может состоять из компрессора 114. Компрессор 114 может быть функционально связан по текучей среде с резервуаром 119 для хранения газа по трубопроводу 121 и может сжимать газ из резервуара для хранения газа для закачивания в пласт 105 через ствол 103 скважины. Компрессор может сжимать газ до давления, достаточного для добычи смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107, при этом подходящее давление можно определить общепринятыми способами, известными специалистам в данной области.

Нефть и, необязательно, газ и вода, также могут быть мобилизованы и извлечены из пласта 105 при извлечении и добыче смеси растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов из ствола 103 скважины и/или эксплуатационного трубопровода 107. Смесь растворителя асфальтенов и мобилизованных асфальтенов и, необязательно, нефти, воды и газа может направляться обратно вверх по стволу 103 скважины в оборудование 111 закачивания/добычи. Добытые мобилизованные асфальтены, необязательно вместе с добытой нефтью, могут быть отделены от добытого растворителя асфальтенов и, необязательно, от добытой воды и газа в сепарационной установке 125. Сепарационная установка 125 может содержать традиционную испарительную колонну или перегонную колонну для отделения добытого растворителя асфальтенов от добытых мобилизованных асфальтенов и, необязательно, добытой нефти и добытой воды. Сепарационная установка также может содержать традиционный газожидкостный сепаратор для отделения добытого газа от добытых мобилизованных асфальтенов и добытого растворителя асфальтенов и, необязательно, от добытой нефти и добытой воды; и традиционный водосепараторный сосуд для отделения добытых мобилизованных асфальтенов и, необязательно, добытой нефти, от добытой воды.

Отделенные добытые асфальтены и, необязательно, добытая нефть могут подаваться из сепарационной установки 125 оборудования 111 закачивания/добычи, в резервуар 127 для хранения жидкости, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой оборудования закачивания/добычи по трубопроводу 129. Отделенный добытый газ, если имеется, может быть подан из сепарационной установки 125 оборудования 111 закачивания/добычи, в резервуар 119 для хранения газа, который может быть функционально связан по текучей среде с сепарационной установкой оборудования закачивания/добычи по трубопроводу 131. Отделенный добытый растворитель асфальтенов может подаваться из сепарационной установки 125 оборудования 111 закачивания/добычи в хранилище 101 для растворителя асфальтенов по трубопроводу 133. Эксплуатационный трубопровод 132 может быть функционально связан с резервуаром 127 для хранения жидкости.

В некоторых вариантах осуществления плавучая система для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO) может использоваться в качестве системы сепарации и рециркуляции для извлечения растворителя асфальтенов из добытых текучих сред и возвращения растворителя асфальтенов в хранилище для закачивания в ствол скважины или эксплуатационный трубопровод.

Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие примеры конкретных вариантов осуществления. Нижеследующие примеры никоим образом не следует считать ограничивающими или определяющими объем изобретения.

Пример 1

Оценивали качество диметилсульфида как растворителя асфальтенов, исходя из смешиваемости диметилсульфида с сырой нефтью по сравнению с другими соединениями.

Смешиваемость диметилсульфидного, этилацетатного, о-ксилольного, сероуглеродного, хлороформного, дихлорметанового, тетрагидрофуранового и пентанового растворителей с добываемыми нефтеносными песками измеряли с помощью экстракции нефтеносных песков растворителями при 10°C и при 30°C с определением доли углеводородов, экстрагированных из нефтяных песков растворителями. Содержание битума добываемых нефтеносных песков измеряли при средних значениях выхода битумного экстракта 11% масс. для растворителей, которые, как известно, эффективно извлекали по существу весь битум из нефтеносных песков, в частности, для хлороформа, дихлорметана, о-ксилола, тетрагидрофурана и сероуглерода. На каждый растворитель для каждой температуры экстрагирования готовили один образец нефтеносных песков, при этом растворителями, используемыми для экстракции образцов нефтеносных песков, были диметилсульфид, этилацетат, о-ксилол, сероуглерод, хлороформ, дихлорметан, тетрагидрофуран и пентан. Каждый образец нефтеносных песков взвешивали и помещали в целлюлозную экстракционную гильзу, которую помещали на пористый полиэтиленовый опорный диск в снабженном рубашкой стеклянном цилиндре с клапаном регулирования скорости падения капель. Каждый образец нефтеносных песков затем экстрагировали выбранным растворителем при выбранной температуре (10°C или 30°C) в циклическом эксперименте контактирования и слива, в котором время контактирования находилось в диапазоне от 15 до 60 мин. Применяли свежий контактирующий растворитель, и циклическую экстракцию повторяли до тех пор, пока раствор, сливаемый из устройства, не становился бледно-коричневого цвета.

Экстрагированные растворы десорбировали от растворителя с помощью роторного испарителя и затем сушили в вакууме для удаления остаточного растворителя. Все полученные образцы битума содержали остаточный растворитель в диапазоне от 3% масс. до 7% масс. Остаточную твердую фазу и экстракционную гильзу сушили на воздухе, взвешивали и далее сушили в вакууме. По существу не наблюдали потери в весе после вакуумной сушки остаточной твердой фазы, что указывает, что твердая фаза не сохраняла ни экстрагирующего растворителя, ни легкоподвижной воды. В совокупности, вес твердой фазы или образца и гильзы, полученный после экстракции, плюс количество битума, извлеченное после экстракции, деленные на массу исходного образца нефтеносных песков вместе с массой гильзы, представляют сходимость в весе для экстракций. Вычисленный процент сходимости в весе образцов был несколько выше, поскольку полученные для битума значения не были скорректированы на 3-7% масс. остаточного растворителя. Результаты экспериментов по экстракции обобщены в таблице 1.

На фиг. 2 представлен график, показывающий массовый процент выхода экстрагированного битума в зависимости от экстракционной текучей среды при 30°C, с применением поправочного коэффициента для остаточной экстракционной текучей среды в извлеченном битуме, и на фиг. 3 представлен аналогичный график для экстракции при 10°C без поправочного коэффициента. На фиг. 2 и 3 и в таблице 1 видно, что диметилсульфид сопоставим по извлечению битума из нефтеносного песка с наиболее известными текучими средами для извлечения битума из нефтеносного песка - о-ксилолом, хлороформом, сероуглеродом, дихлорметаном, тетрагидрофураном, - и существенно лучше, чем пентан и этилацетат.

Образцы битума, экстрагированные при 30°C из каждого образца нефтеносных песков, оценивали с помощью SARA-анализа (анализ насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов), чтобы определить содержание насыщенных углеводородов, ароматических соединений, смол и асфальтенов в образцах битума, экстрагированных каждым растворителем. Результаты показаны в таблице 2.

SARA-анализ показал, что пентан и этилацетат были гораздо менее эффективными для экстракции асфальтенов из нефтеносных песков, чем известные высокоэффективные текучие среды для экстракции асфальтенов, такие как дихлорметан, сероуглерод, о-ксилол, тетрагидрофуран и хлороформ. SARA-анализ также показал, что диметилсульфид обладает превосходными свойствами смешиваемости даже для наиболее трудных углеводородов - асфальтенов.

Данные показали, что диметилсульфид в большинстве случаев настолько же хорош, как и общепризнанные очень хорошие асфальтеновые экстракционные текучие среды для удаления асфальтенов из нефтеносных песков. Эти данные также показывают, что DMS в высокой степени совместим со всеми классами углеводородов сырой нефти - насыщенными углеводородами, ароматическими углеводородами, смолами и асфальтенами, и, следовательно, едва ли вызовет фазовую нестабильность в сырой нефти после введения в нефтеносный пласт.

Пример 2

Два эксперимента осуществляли на природном тармате, извлеченном из нефтеносного пласта, чтобы сравнить скорости растворения тармата при использовании диметилсульфида и А150, коммерчески доступного растворителя, состоящего из смеси ароматических углеводородов, которые обычно используются для растворения асфальтеновых отложений. Материал тармата природного происхождения, извлеченный из нефтеносного пласта на глубине 4690 м и при температуре пласта 50°C, использовали в качестве материала тармата для сравнения. Материал тармата состоял по существу из асфальтеновых углеводородов.

В первом эксперименте два образца растворителя DMS и два образца растворителя А150 по отдельности смешивали с материалом тармата при температуре и давлении окружающей среды, при этом соотношение объема (мл) к массе (г) каждого образца растворителя к материалу тармата составляло приблизительно 100:1. Продолжительность времени, необходимого для полного растворения материала тармата, измеряли и регистрировали. Результаты представлены в таблице 3 ниже.

Во втором эксперименте четыре образца растворителя DMS и четыре образца растворителя А150 по отдельности смешивали с материалом тармата при температуре и давлении окружающей среды, при этом соотношение объема (мл) к массе (г) каждого образца растворителя к материалу тармата составляло приблизительно 10:1. Продолжительность времени, необходимого для полного растворения материала тармата, измеряли и регистрировали. Результаты представлены в таблице 4 ниже.

Как показали результаты каждого из экспериментов, DMS растворял природный тармат с более высокой скоростью, чем А150. В частности, DMS растворял природный тармат со скоростью, которая была не менее чем в 1,4 раза больше, чем у растворителя А150. Эти данные показывают, что DMS является эффективным растворителем для растворения асфальтеновых углеводородных материалов, и что DMS растворяет асфальтеновые углеводородные материалы быстрее, чем А150, коммерчески используемый растворитель для растворения асфальтеновых отложений.

В то время как варианты осуществления описаны со ссылкой на различные варианты реализации и применения, следует понимать, что эти варианты осуществления являются иллюстративными, и что объем объекта изобретения ими не ограничивается. Возможно осуществление множества изменений, модификаций, дополнений и усовершенствований.

Множественное число может быть предусмотрено для компонентов, операций или конструкций, описанных в данном документе в единственном числе. В целом, конструкции и функциональные элементы, представленные в виде отдельных компонентов в приводимых в качестве примера конфигурациях, могут быть реализованы в виде комбинированной конструкции или компонента. Аналогичным образом, конструкции и функциональные элементы, представленные в виде одного компонента, могут быть реализованы в виде отдельных компонентов. Эти и другие изменения, модификации, дополнения и усовершенствования могут находится в пределах объема объекта изобретения.

Настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также целей и преимуществ, которые являются неотъемлемыми для данного изобретения. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, использующих преимущества изобретения, описанного в данном документе. Более того, на детали конструкции или дизайн, приведенные в настоящем документе, не налагается ограничений, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Хотя системы и способы описаны терминами «охватывающие», «содержащие» или «включающие в себя» различные компоненты или этапы, композиции и способы также могут «состоять по существу из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Всякий раз, когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон в пределах данного диапазона являются конкретно раскрытыми. В частности, каждый диапазон значений (в форме «от а до b», или равнозначно, «от а-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как указывающий на каждое число и диапазон в более широком диапазоне значений. Всякий раз, когда описан числовой диапазон, имеющий только конкретный нижний предел, имеющий только конкретный верхний предел, или конкретный верхний предел и конкретный нижний предел, данный диапазон также включает в себя любое числовое значение «около» заданного нижнего предела и/или заданного верхнего предела. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно патентообладателем. Более того, формы единственного числа, используемые в формуле изобретения, определяются в настоящем документе как означающие один или более элементов, которые они вводят.

1. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий в себя:

обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и

введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.

2. Способ по п.1, в котором указанные асфальтеновые отложения содержат асфальтеновые аккреции или шлам на поверхности ствола скважины.

3. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя приведение в контакт указанных асфальтеновых отложений с указанным растворителем асфальтенов.

4. Способ по п.1, в котором указанный растворитель асфальтенов растворяет указанные асфальтеновые отложения.

5. Способ по любому из пп.1-4, дополнительно включающий в себя добычу нефти из подземного пласта одновременно с введением указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.

6. Способ обработки эксплуатационного трубопровода из ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в эксплуатационном трубопроводе, включающий в себя:

обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и

введение указанного растворителя асфальтенов в эксплуатационный трубопровод.

7. Способ по п.6, в котором указанные асфальтеновые отложения содержат асфальтеновые аккреции или шлам на поверхности эксплуатационного трубопровода.

8. Способ по п.6, дополнительно включающий в себя приведение в контакт указанных асфальтеновых отложений с указанным растворителем асфальтенов.

9. Способ по п.6, в котором указанный растворитель асфальтенов растворяет указанные асфальтеновые отложения.

10. Способ по любому из пп.6-9, дополнительно включающий в себя добычу нефти из подземного пласта одновременно с введением указанного растворителя асфальтенов в эксплуатационный трубопровод.

11. Система для устранения асфальтеновых отложений, содержащая:

растворитель асфальтенов, состоящий из диметилсульфида;

хранилище для растворителя асфальтенов, содержащее по меньшей мере часть указанного растворителя асфальтенов; и

ствол скважины, проникающий в нефтеносный пласт, при этом указанное хранилище для растворителя асфальтенов функционально связано по текучей среде со стволом скважины или эксплуатационным трубопроводом из ствола скважины.

12. Система по п.11, которая сконструирована и выполнена с возможностью добычи нефти из пласта и указанного растворителя асфальтенов из ствола скважины или эксплуатационного трубопровода.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи реагентов в скважину и наземное оборудование. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью.

Изобретение относится к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, оборудованную штанговым насосом. Устройство содержит устанавливаемые в скважину ниже нефтедобывающего оборудования емкость для реагента и сообщенный с ней имеющий собственный привод поршневой насос-дозатор, полость которого имеет возможность соединения всасывающим каналом с емкостью для реагента, а нагнетательным - со скважиной.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована при добыче нефти с большим содержанием асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти (АСПО).

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть применено для предупреждения гидратообразования и разрушения гидратов в газосборных шлейфах (ГСШ), расположенных в районах Крайнего Севера.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземного пласта. Способ извлечения углеводородов из подземного пласта, включающий формирование суспензии, содержащей флюид-носитель и реакционно-способные наночастицы, каждая из которых содержит ядро, содержащее один или более из следующих металлов: Mg, Mn и Zn, и оболочку из оксида алюминия, наносимую на и полностью инкапсулирующую ядро, ядро является более реакционно-способным экзотермически реагировать с водой, чем оболочка из оксида алюминия, подачу суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал с образованием эмульсии, стабилизированной реакционно-способными наночастицами и содержащей диспергированную фазу из углеводородного материала и непрерывную фазу из водного материала, экзотермическую реакцию по крайней мере части реакционно-способных наночастиц по крайней мере с водным материалом внутри подземного пласта, при этом образуется обработанный углеводородный материал из углеводородного материала, и извлечение обработанного углеводородного материала из подземного пласта.

Изобретение относится к экспериментально-аналитическим методам прогнозирования эффективности ингибиторов гидратообразования и может быть использовано как экспресс-метод в нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны добывающей скважины или скважины, переведенной в нагнетательную из добывающей скважины, работа которых осложнена выпадением парафиновых асфальто-смолистых веществ (АСВ) в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к предотвращению отложений на глубинно-насосном оборудовании. Способ включает приготовление гидрофобной термопластичной смеси, содержащей ингибитор, размещение ее в цилиндрическом корпусе с отверстиями на торцах, спуск корпуса в скважину, нагрев смеси до температуры окружающей среды, растворение гидрофобной части смеси на поверхности проницаемого материала, перекрывающего дозировочное отверстие в днище корпуса, скапливающейся под ним нефтью с последующим растворением частичек водорастворимого ингибитора водой (при наличии ингибитора в смеси), частично содержащейся в нефти на поверхности проницаемого материала, и окончательным растворением упавшего ингибитора в гидрозатворе нижерасположенной секции.
Настоящее изобретение относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений при обработке подземного пласта, в том числе гидравлическим разрывом.

Предложен способ обработки подземной формации, включающий создание трещины в подземной формации, введение заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в обрабатывающую текучую среду и последующее введение закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, сводя к минимуму чрезмерное вытеснение расклинивающего наполнителя из трещины.

Изобретение относится к технологии изготовления керамических проппантов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к производству и использованию композиции поверхностно-активного вещества в способе третичной добычи нефти. Композиция поверхностно-активных веществ для повышения добычи нефти содержит катионно-неионное поверхностно-активное вещество - КПАВ и анионное поверхностно-активное вещество – АПАВ приведенных формул.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к составам и способам, предназначенным для обработки подземной формации. Суспензия сшивающего агента для жидкости для обслуживания скважин включает эмульсию, содержащую жидкость на водной основе и масло, эмульгатор и борсодержащее соединение в количестве от приблизительно 10% до приблизительно 50%.

Группа изобретений относится к смазкам, применяемым в скважинных флюидах. Технический результат – улучшение смазывания металлических поверхностей с целью снижения трения, скручивающих и осевых нагрузок.

Изобретение относится к расклинивающему агенту для гидравлического разрыва. Способ получения частиц расклинивающего агента включает использование суспензии боксита, суспензия содержит реагент, содержащий полисахарид, где содержание твердой фазы в суспензии составляет от 25 вес.

Изобретение относится к комплексам лантанидов с производными пиразоловых кислот, а именно к новым пиразолкарбоксилатам лантанидов общей формулы: Ln(L)3(H2O)x, в которой L означает C3N2A1A2B1B2COO-, и имеет структурную формулу, приведенную ниже, и где Ln=Eu, Tb, Gd, x=2 и А2=В1=В2=Н или A2=СН3, В1=Н, В2=С6Н5 или А1=СН3, В1=Н, В2=С6Н5 или А1=СН3, В1=I, В2=Н или Ln=Eu, х=6 и А1=СН3, В1=Н, В2=C4H3S или Ln=Eu, х=2 и А2=СН3, В1=Н, В2=C4H3S.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и касается способа подбора кислотного состава. Способ включает в себя отбор проб нефти до проведения обработки призабойной зоны кислотным составом, пробоподготовку, основанную на обезвоживании нефти способом центрифугирования, и приготовление раствора исходной нефти в толуоле.
Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке. По другому варианту композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла, по меньшей мере частично нанесенный на ядро, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, поглощенный внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла на термообработанной подложке, причем реагент и/или индикатор для обработки скважины способен непрерывно высвобождаться в течение длительного периода времени в пластовой жидкости, содержащейся в подземном пласте. Способ обработки скважины в пробуренном пласте подземной формации, включающий закачку в пласт скважинного флюида для обработки пласта, содержащего указанный выше композиционный материал. Способ интенсификации скважины в пробуренном пласте подземной формации, включающий закачку в пласт скважинного флюида для обработки пласта, содержащего указанный выше композиционный материал. Способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента и/или индикатора для обработки скважины в подземной формации или пласте путем введения в формацию или пласт указанного выше композиционного материала, в котором реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный по меньшей мере на часть оксида металла термообработанной подложки, имеет срок службы, исходя из одного сеанса обработки по меньшей мере шесть месяцев. Способ борьбы с пескопроявлением в пробуренном пласте подземной формации, включающий подачу в пласт суспензии указанного выше композиционного материала и жидкости-носителя, размещение композиционного материала в прилегающей подземной формации для формирования флюидопроницаемого фильтра, способного снижать или в значительной степени предотвращать прохождение частиц породы из подземной формации в продуктивный пласт, позволяя проход пластовых флюидов из подземной формации в пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 6 н. и 33 з.п. ф-лы,

Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины. Способ обработки эксплуатационного трубопровода из ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в эксплуатационном трубопроводе, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в эксплуатационный трубопровод. Система для устранения асфальтеновых отложений, содержащая: растворитель асфальтенов, состоящий из диметилсульфида, хранилище для растворителя асфальтенов, содержащее по меньшей мере часть указанного растворителя асфальтенов, и ствол скважины, проникающий в нефтеносный пласт, где указанное хранилище для растворителя асфальтенов функционально связано по текучей среде со стволом скважины или эксплуатационным трубопроводом из ствола скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл., 2 пр.

Наверх