состав для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, интенсификации технологических процессов нефтедобычи и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти

Формула изобретения

1. Состав для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, интенсификации технологических процессов нефтедобычи и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти, включающий неионное поверхностно-активное вещество, натрий алкансульфонат, полиэлектролит-деэмульгатор, отличающийся тем, что он дополнительно содержит азотсодержащий блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе этилендиамина, алкилфосфат, комплексон и триэтаноламин при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе жирных спиртов фракции С₁₀-С₁₃ или фракции С₁₀-С₂₀, либо моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля, либо полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов жирных кислот фракции C₁₀-C₁₆, либо оксиэтилированные алкилфенолы на основе тримеров пропилена - 2 - 20

Полиэлектролит-деэмульгатор - 1 - 7

Блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена - 5 - 25

Триэтаноламин - 1 - 10

Оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевая соль - 1 - 5

Комплексон - 0,5 - 2

Алкансульфонат натрия, содержащий 11-18 атомов углерода - Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что, с целью снижения температуры застывания и улучшения товарной формы (снижения вязкости и уменьшения пенообразования), состав может содержать также алифатический спирт группы C₁-С₃ 20-30 мас. % и этиленгликоль или пропиленгликоль 10-20 мас. %.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи и трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов и может быть использовано для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, вторичной добычи нефти вытесняющей водой в широком диапазоне пластовых температур, обработки призабойной зоны пласта, для предотвращения образования на твердых поверхностях (стенках труб, насосах, скважинном оборудовании и т.п.) асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и отложений минеральных солей, для снижения гидравлических сопротивлений при транспортировании высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий по трубам, очистки емкостей и трубопроводов от нефтеостатков, а также для внутрискважинной деэмульсации и промысловой подготовки нефти.

Известен состав для предотвращения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений [Патент СССР 1706204, С 09 К 3/00, Е 21 В 37/00. Состав для предотвращения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений], содержащий натрий алкансульфонат, натрий алкилбензолсульфонат, неионогенное поверхностно-активное вещество, с 6-13 оксиэтильными группами, оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевую или этаноламиновую соль, углеводородный растворитель, а также алифатический спирт, этиленгликоль или пропиленгликоль при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Натрий алкилбензолсульфонат - 10-30

Неионогенное поверхностно-активное вещество, с 6-13 оксиэтильными группами - 4-10

Оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевая или этаноламиновая соль - 1-5

Углеводородный растворитель - 7,5-15

Алифатический спирт - 10-20

Этиленгликоль или пропиленгликоль - 5-15

Натрий алкансульфонат - Остальное

Недостатком этого состава является способность его водных растворов частично смешиваться с транспортируемой нефтью, что сокращает период эффективной защиты поверхностей от АСПО, уровень и длительность снижения гидравлических сопротивлений при движении нефти по трубам, и в то же время увеличивает остаточное содержание нефти в растворе.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и снижения гидравлических сопротивлений высоковязких нефтей при добыче и транспортировании их по трубам [А.с. СССР 1132535, С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06. Состав для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и снижения гидравлических сопротивлений высоковязких нефтей при добыче и транспортировании их по трубам], включающий неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкилбензолсульфонат, натрий алкансульфонат и катионные полимеры четвертичных солей N,N-диалкил, N,N-диаллиламмонийхлоридов или сополимеры этих мономеров с акриловой кислотой при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неионное поверхностно-активное вещество, содержащее 6-13 оксиэтильных групп - 5-10

Натрий алкилбензолсульфонат - 20-24

Полимеры четвертичных солей N,N-диалкил, N,N-диаллиламмонийхлоридов или сополимеры этих мономеров с акриловой кислотой - 1-10

Натрий алкансульфонат - Остальное

Недостатком этого состава является его ограниченная эффективность при переходе из турбулентного режима течения (насос, скважина) в ламинарный (в призабойной зоне пласта), особенно при наличии в пластовой жидкости большого количества неорганических солей и при высокой температуре продуктивного пласта.

Целью изобретения является расширение функций состава (улучшение нефтевытесняющей способности в пластовых условиях и увеличение охвата воздействием призабойной зоны пласта), а также повышение эффективности его комплексного действия в технологических операциях нефтедобычи.

Поставленная цель достигается составом для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, интенсификации технологических процессов нефтедобычи и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти, включающим неионное поверхностно-активное вещество, натрий алкансульфонат, полиэлектролит-деэмульгатор, отличающимся тем, что с целью улучшения коллекторских свойств и увеличения охвата воздействием продуктивного пласта он дополнительно содержит азотсодержащий блоксополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе этилендиамина, алкилфосфат, комплексон и триэтаноламин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неионное поверхностно-активное вещество - 2-20

Полиэлекторолит-деэмульгатор - 1-7

Блоксополимер оксида этилена и оксида пропилена - 5-25

Триэтаноламин - 1-10

Алкилфосфат - 1-5

Комплексон - 0,5-2,0

Натрий алкансульфонат - Остальное

С целью снижения температуры застывания и улучшения товарной формы (снижения вязкости и уменьшения ценообразования) состав может содержать также алифатический спирт группы C₁-С₃ 20-30 мас.% и этиленгликоль или пропиленгликоль 10-20 мас.%

В качестве неионного поверхностноактивного вещества состав содержит моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе жирных спиртов фракции С₁₀-С₁₃ (Синтанол ДТ-7, ТУ 6-14-1037-79) или фракции С₁₀-С₂₀ (СинтанолДС-10, ТУ 6-14-577-77), моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля (Смачиватель ДБ, МРТУ 6-02-530-80), полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов жирных кислот фракции С₁₀-C₁₆ (Синтамид 5, Синтамид 10, ТУ 6-02-640-80), оксиэтилированные алкилфенолы на основе тримеров пропилена (Неонол 9-12, Неонол 9-10, ТУ 38-1036-25-87).

В качестве натрий алкансульфоната используется Алкилсульфонат, содержащий 12-18 атомов углерода (ТУ 6-01-5763450-102-90) или Волгонат, содержащий 11-17 атомов углерода (ОСТ 6-01-32-77).

В качестве полиэлектролита используется натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы со степенью этерификации от 0,4 до 1,2 (Na-КМЦ), полиакрилат или полиметакрилат натрия (ПАК или ПМАК), полиакриламид (ПАА), поли N,N-диалкил, N, N-диаллиламмонийхлорид (ВПК-402, ТУ 6-05-231-238-83), сополимер N,N-диалкил, N, N-диаллиламмонийхлорида с акриловой кислотой (сополимер АТ-2, СТП 01-22-81), полиэтиленимин (ПЭИ) или полимеры пиридиновой соли (ППС). В качестве комплексонов используется 2 окси- 1,3 диаминпропантетраметиленфосфоновая кислота (ДПФ-1, ТУ-09-4915-80) или ее натриевая соль (ДПФ-1 Н, ТУ 6-09-20-36-80), 1-гидроксиэтилендифосфоновая кислота (ОЭДФ) или нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ).

В качестве алкилфосфата используется оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты (Оксифос КД-6) или его калиевая соль (Оксифос А, Оксифос Б - ТУ 6-02-1177-79).

В качестве азотсодержащего блоксополимера оксида этилена и оксида пропилена на основе этилендиамина используется Дипроксамин-57, Дипроксамин-157 (ТУ 6-14-614-76), Проксамин HP-71, Tetronic serie (BASF) или Genapol PF (Hoechst, Германия))

В качестве алифатических спиртов группы C₁-С₃ используется спирт этиловый технический (ГОСТ 17299-78), спирт пропиловый (ГОСТ 69-95-77) или спирт изопропиловый (ГОСТ 9805-84).

Варианты состава приведены в таблице 1, а их рабочие характеристики - в таблице 2. При введении в нефть состав растворяют в пресной, морской или пластовой воде до содержания 0,001 -100%.

Эффективность состава определялась в лабораторных и промысловых условиях по следующим показателям:

1. Снижение гидравлических сопротивлений высоковязких нефтей при их движении по трубам (увеличение полезной производительности трубопровода).

2. Гидродинамическая устойчивость кольцевого потока.

3. Эффективность предотвращения образования АСПО.

4. Стабилизирующая способность (остаточное содержание нефти в растворе).

5. Нефтевытесняющая способность и коэффициент нефтевытеснения при различных пластовых температурах.

Примеры конкретного использования:

При изготовлении аналога, прототипа и примеров 3-11 исходные компоненты, взятые в определенном массовом соотношении, вводят в состав в указанной последовательности и перемешивают до образования однородной маловязкой массы.

Пример 1 ( 3 по табл.1). Берут 65 г натрий алкансульфоната и при постоянном перемешивании в него вводят 10 г неионного ПАВ (Неонол АФ9-12), 1,5 г полиэлектролита ВПК-402, 3 г алкилфосфата (Оксифос Б), 15 г блоксополимера оксида этилена и пропилена (Дипроксамин157), 5 г триэтаноламина, 0,5 г комплексона (ОЭДФ).

По достижении однородности смеси полученные 100 г композиции используют согласно принятой технологии.

Пример 2 ( 11 по табл.1). Берут 44 г натрий алкансульфоната и при постоянном перемешивании в него вводят 6 г неионного ПАВ (Неонол АФ9-12), 1,5 г полиэлектролита ВПК-402, 5 г алкилфосфата (Оксифос КД6), 10 г блоксополимера оксида этилена и пропилена (Дипроксамин157), 3 г триэтаноламина, 0,5 г комплексона (ДПФ-1н), 20 г спирта изопропилового и 10 г этиленгликоля. По достижении однородности смеси полученные 100 г композиции используют согласно принятой технологии.

Примеры 4-10 готовят аналогично. Соотношение компонентов указано в таблице 1.

Коэффициент нефтевытеснения и нефтевытесняющую способность определяли на модели пористой среды по экспресс-методике СибНИПИ.

Составы при фиксированном давлении пропускали через термостатируемый насыпной керн, предварительно насыщенный водой и высоковязкой Узеньской нефтью с известной вязкостью и плотностью. Коэффициент нефтевытеснения KB рассчитывался по формуле

KB=Vн2/Vн1,

где Vн2 - объем нефти, вытесненной испытуемым составом из керна, мл,

Vн1 - объем нефти, взятый для предварительного насыщения керна, мл.

Нефтевытесняющая способность состава НВС расчитывалась по формуле

НВС=Vн2/Vпop,

где Vпop - предварительно определенный поровый объем керна, мл.

Гидравлические сопротивления при движении по трубам высоковязких нефтей определяли на трубчатом реометре разомкнутого типа с двумя оттарированными параллельными трубками. Испытуемый состав вводили в одну из трубок непосредственно в объем продавливаемой нефти. Расход нефти определяли при равном перепаде давления с помощью жидкостных расходомеров.

Гидродинамическую устойчивость периферийного кольцевого потока испытуемого состава определяли на том же приборе по длительности периодов релаксации и последействия, определяемых с момента прекращения введения в трубку реагента.

Эффективность защиты поверхностей от отложений АСПО определялась методом "холодного цилиндра" и рассчитывалась по формуле

Э=(m0-mi)100%/m0,

где m0 - масса АСПО, отложившаяся на стенках "холодного цилиндра" из контрольной пробы (без введения в нефть состава), mi - масса АСПО, отложившаяся на стенках "холодного цилиндра" в присутствии испытуемого состава.

Стабилизирующая способность состава характеризовалась остаточным содержанием нефти в его водном 0,1%-ном растворе после введения в 1 л этого раствора 100 г нефти, дозированного механического диспергирования и семисуточного отстоя.

Содержание нефти в растворе определялось методом инфракрасной спектроскопии после удаления с поверхности раствора всплывшей нефти.

Как видно из приведенных в таблице 2 данных, дополнительное введение в состав азотсодержащего блоксополимера оксида этилена и оксида пропилена на основе этилендиамина, алкилфосфата и триэтаноламина обеспечивает в отличие от прототипа улучшение коллекторских свойств и увеличение охвата воздействием призабойной зоны пласта в широком диапазоне пластовых температур, а также повышает эффективность защиты поверхностей от АСПО, дает более значительное и длительное по сравнению с прототипом снижение гидравлических сопротивлений при движении высоковязкой нефти по трубам и предотвращает образование двухфазной водовоздушной системы при снижении пластового давления. Низкая стабилизирующая способность состава позволяет использовать его многократно, что способствует предотвращению загрязнения окружающей среды при проведении технологических операций интенсификации работ добывающих и нагнетательных скважин и трубопроводов.