RU2528344C2 - Способ снижения вязкости углеводородов - Google Patents
Способ снижения вязкости углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2528344C2 RU2528344C2 RU2012112656/03A RU2012112656A RU2528344C2 RU 2528344 C2 RU2528344 C2 RU 2528344C2 RU 2012112656/03 A RU2012112656/03 A RU 2012112656/03A RU 2012112656 A RU2012112656 A RU 2012112656A RU 2528344 C2 RU2528344 C2 RU 2528344C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrophobically
- oil
- group
- modified
- general formula
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 69
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 40
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 40
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 75
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 83
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 77
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 56
- -1 hydroxypropyl Chemical class 0.000 claims description 41
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 13
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 11
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 11
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 claims description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 8
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims description 7
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 6
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 6
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 4
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 4
- WQZGKKKJIJFFOK-DVKNGEFBSA-N alpha-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-DVKNGEFBSA-N 0.000 claims description 4
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 claims description 4
- WQZGKKKJIJFFOK-RWOPYEJCSA-N beta-D-mannose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-RWOPYEJCSA-N 0.000 claims description 4
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 2
- 102000013142 Amylases Human genes 0.000 claims 1
- 108010065511 Amylases Proteins 0.000 claims 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical class C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 claims 1
- 229920002527 Glycogen Polymers 0.000 claims 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 claims 1
- OVRNDRQMDRJTHS-FMDGEEDCSA-N N-acetyl-beta-D-glucosamine Chemical compound CC(=O)N[C@H]1[C@H](O)O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@@H]1O OVRNDRQMDRJTHS-FMDGEEDCSA-N 0.000 claims 1
- 235000019418 amylase Nutrition 0.000 claims 1
- 229940025131 amylases Drugs 0.000 claims 1
- MSWZFWKMSRAUBD-QZABAPFNSA-N beta-D-glucosamine Chemical compound N[C@H]1[C@H](O)O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@@H]1O MSWZFWKMSRAUBD-QZABAPFNSA-N 0.000 claims 1
- 229940088598 enzyme Drugs 0.000 claims 1
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 claims 1
- 229940096919 glycogen Drugs 0.000 claims 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 claims 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 claims 1
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 2
- 229920000831 ionic polymer Polymers 0.000 abstract 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 70
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 68
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 25
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 19
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 15
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 13
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 9
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 6
- PUAQLLVFLMYYJJ-UHFFFAOYSA-N 2-aminopropiophenone Chemical compound CC(N)C(=O)C1=CC=CC=C1 PUAQLLVFLMYYJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 5
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 5
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 5
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 229920000856 Amylose Polymers 0.000 description 3
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 3
- 125000002511 behenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 3
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 3
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 3
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 125000002914 sec-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 3
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 3
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 3
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N acetaldehyde Diethyl Acetal Natural products CCOC(C)OCC DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 125000004177 diethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000008863 intramolecular interaction Effects 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 125000001421 myristyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 125000001624 naphthyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 2
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 2
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 2
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 2
- ZYVYEJXMYBUCMN-UHFFFAOYSA-N 1-methoxy-2-methylpropane Chemical compound COCC(C)C ZYVYEJXMYBUCMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MSWZFWKMSRAUBD-IVMDWMLBSA-N 2-amino-2-deoxy-D-glucopyranose Chemical compound N[C@H]1C(O)O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@@H]1O MSWZFWKMSRAUBD-IVMDWMLBSA-N 0.000 description 1
- MSWZFWKMSRAUBD-CBPJZXOFSA-N 2-amino-2-deoxy-D-mannopyranose Chemical compound N[C@@H]1C(O)O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@@H]1O MSWZFWKMSRAUBD-CBPJZXOFSA-N 0.000 description 1
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 1
- QOXOZONBQWIKDA-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl Chemical group [CH2]CCO QOXOZONBQWIKDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SXIFAEWFOJETOA-UHFFFAOYSA-N 4-hydroxy-butyl Chemical group [CH2]CCCO SXIFAEWFOJETOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000272161 Charadriiformes Species 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003869 acetamides Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229920005601 base polymer Polymers 0.000 description 1
- MSWZFWKMSRAUBD-UHFFFAOYSA-N beta-D-galactosamine Natural products NC1C(O)OC(CO)C(O)C1O MSWZFWKMSRAUBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000012496 blank sample Substances 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 125000002704 decyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- BQYJATMQXGBDHF-UHFFFAOYSA-N difenoconazole Chemical compound O1C(C)COC1(C=1C(=CC(OC=2C=CC(Cl)=CC=2)=CC=1)Cl)CN1N=CN=C1 BQYJATMQXGBDHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000003467 diminishing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 229960002442 glucosamine Drugs 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 150000002337 glycosamines Chemical class 0.000 description 1
- 125000001188 haloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 125000003187 heptyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000002402 hexoses Chemical class 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000002347 octyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 125000002460 pentacosyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 230000007723 transport mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
- C09K8/604—Polymeric surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Public Health (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
Abstract
В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, внутри затрубного пространства или трубопровода с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение производительности и эффективности выделения нефти после транспортировки. 2 н. и 1 3 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 пр., 3 ил.
Description
Настоящее изобретение относится, в целом, к способам уменьшения вязкости углеводородов при выполнении операций с нефтью. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам увеличения добычи и улучшения транспортировки тяжелой нефти. Эти способы включают использование гидрофобно-модифицированных неионогенных полисахаридных материалов в качестве реагентов, уменьшающих вязкость, в операциях с нефтью. Настоящее изобретение, в частности, относится к приведению в контакт таких материалов в операциях с тяжелой сырой нефтью для образования простых или сложных эмульсий, тем самым уменьшая кажущуюся вязкость углеводородов для повышения эффективности транспортировки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Считается, что более половины всех мировых известных запасов нефти составляет тяжелая нефть (этим термином обычно описывают нефть, имеющую плотность в градусах API не более 20), и большинство этих запасов представляют собой новые месторождения с быстро развивающейся технологией и новыми потребностями. Одной из наиболее сложных проблем при добыче тяжелой нефти является транспортировка высоковязких текучих сред. Транспортировка вязких текучих сред по трубопроводам в процессе добычи сырой нефти, доставки на нефтеперерабатывающий завод или на нефтехранилища имеет множество проблем. Одной из наиболее сложных проблем является добыча и транспортировка высоковязких нефтепродуктов от мест расположения скважин до нефтеперерабатывающих заводов или нефтехранилищ. Транспортировке могут препятствовать множество переменных величин, в том числе скорости диффузии текучих сред, перепад давления по длине трубопроводов, предельно допустимые давления для оборудования, изменение температуры под действием окружающей среды, плотность текучей среды и многое другое. Эти и другие факторы могут, например, ограничивать производительность, быть причиной отличающейся производительности и требовать дополнительное оборудование из-за высокой интенсивности усталостных нагрузок и отказов. На многих известных месторождениях из-за высокой вязкости нефтепродуктов известными способами можно добыть лишь очень небольшую долю имеющейся нефти.
Когда вязкую нефть добывают из подземного пласта, ее необходимо транспортировать от месторождения до нефтеперерабатывающего завода или до морского терминала. Известны различные способы, способствующие добыче вязкой нефти и облегчающие ее транспортировку к нефтеперерабатывающему заводу, нефтехранилищу или к другому месторасположению. К таким способам относятся, например, механическое перекачивание, механическое перекачивание в сочетании с нагнетанием водяного пара, добыча нефти шахтным методом, добавление разбавителей с низкой вязкостью (например, дистилляты тяжелой ароматической нафты, которые иногда называют «HAN»). Недостатки насосных установок отрицательно сказываются на экономичности добычи вязкой нефти из скважин, оборудованных насосом и расположенных во многих регионах мира. Вследствие высокой вязкости такой неочищенной нефти объемный коэффициент полезного действия насосного оборудования имеет низкие значения, расходы снижены, а гидродинамический перепад давления высокий. Применение нагревания и пара требует дополнительных затрат, связанных с вводом энергии, а при использовании разбавителей необходимы затраты на их транспортировку и рециркуляцию.
Тяжелая нефть, как правило, имеет вязкость от 10000 до 500000 сП при комнатной температуре. В связи с этим в современной практике для поддержания низкой вязкости для транспортирования по трубопроводам используются насосные и нагревательные станции. Однако в процессе перекачивания часто имеют место продолжительные перерывы, в результате чего нефть охлаждается и забивает трубопроводы и насосы. Изоляция сотен миль труб с целью уменьшения потерь тепла обычно требует слишком высоких затрат. Нагревание сырой нефти также потребляет большое количество энергии и является экономически неэффективным. Иногда с целью уменьшения вязкости для перекачивания и транспортировки используют разбавители (например, HAN, нефтяное топливо или керосин). Однако в месте добычи нефти, как правило, отсутствует необходимый легкодоступный разбавитель в достаточно большом количестве и, кроме того, при существующей практике разбавитель необходимо выделить в месте доставки текучей среды и направить его обратно на месторождение через огромные расстояния.
На сегодняшний день добыча и транспортировка тяжелой нефти из подземных пластов к перерабатывающим предприятиям приводит к значительному перепаду давления, износу насосного оборудования и низкой производительности по потоку текучей среды из-за высокой вязкости сырой нефти, основного компонента добываемой текучей среды. Таким образом, существует необходимость в усовершенствованных способах уменьшения вязкости добываемых углеводородов с целью увеличения производительности и повышения эффективности эксплуатации насосного оборудования, тем самым увеличивая объем производства. Существует также особая необходимость в совершенствовании добычи и транспортировки вязкой нефти и очень вязкой нефти, такой как нефть, обнаруженная в коллекторах тяжелой нефти и других месторождениях.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Таким образом, настоящее изобретение относится к усовершенствованным способам уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, с целью облегчения течения таких текучих сред между двумя месторасположениями. В предпочтительном аспекте настоящее изобретение относится к уменьшению вязкости нефтепродуктов, таких как тяжелая нефть и сырая нефть, с целью облегчения транспортировки из подземного пласта или между местом добычи (например, нефтяная скважина) и нефтеперерабатывающим заводом или нефтехранилищем. В другом предпочтительном аспекте настоящее изобретение представляет собой способ получения эмульсий нефть-в-воде с низкой вязкостью из вязкой нефти. Указанные эмульсии, в свою очередь, будут повышать добычу нефти, и предлагать экономически эффективную альтернативу нагреваемым трубопроводам или разбавителям для транспортировки тяжелой нефти.
Согласно настоящему изобретению предложены новые способы применения гидрофобно-модифицированных полимеров, способных образовывать внешнюю водную эмульсию с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред. Такие полимеры предпочтительно получают из полисахаридов, и они являются неионогенными. Их добавляют с некоторым количеством воды к углеводородной текучей среде для образования эмульсии.
В одном аспекте настоящее изобретение использует гидрофобно-модифицированные неионогенные полисахариды в способе уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью. Способ включает приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полисахарид приведенной ниже общей формулы:
Каждый заместитель R независимо выбран из группы, состоящей из водорода (Н), алкилов, арилов, гидроксиалкилов, фрагментов, имеющих алкокси-группы, и их комбинаций; и n принимает значение от примерно 5 до примерно 5000.
Одно из преимуществ настоящего изобретения состоит в том, что согласно изобретению предложен способ уменьшения перепадов давления, наблюдающихся при транспортировке тяжелой и вязкой сырой нефти, обеспечивающий повышение производительности и повышение эффективности выделения нефти из эмульсий нефть-в-воде после транспортировки.
Другое преимущество настоящего изобретения заключается в том, что согласно изобретению предложена очистка скважины и удаление тяжелых отложений в стволе скважины для дополнительного увеличения производительности.
Дополнительным преимуществом настоящего изобретения является то, что согласно изобретению предложен способ получения внешних водных эмульсий с низкой кажущейся вязкостью, которые могут быть разделены на обезвоженную нефть и воду при воздействии разрушающего эмульсию химиката или тепла.
Другое преимущество настоящего изобретения заключается в том, что согласно изобретению предложен новый способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, с целью облегчения перекачивания таких текучих сред к нефтеперерабатывающим заводам или другим местам хранения.
Еще одним преимуществом настоящего изобретения является то, что предложен способ получения эмульсий нефть-в-воде путем приведения предложенной полимерной композиции в контакт с углеводородными текучими средами, встречающимися в операциях с нефтью, тем самым уменьшая кажущуюся вязкость углеводородных текучих сред и повышая эффективность транспортировки.
Дополнительное преимущество настоящего изобретения состоит в том, что предложен новый способ, который устраняет необходимость в разбавителях и нагреваемых трубопроводах при транспортировке углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью.
Другим преимуществом настоящего изобретения является уменьшение износа оборудования, увеличение добычи нефти, увеличение периода эксплуатации продуктивного пласта и общее повышение эффективности добычи и качества нефти.
Дополнительным преимуществом настоящего изобретения является предложение способа уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.
Другое преимущество настоящего изобретения состоит в том, что предложено улучшенное разделение нефти и воды на основании синергетического эффекта от применения эмульсий с более низким содержанием воды и уменьшенного количества химиката, разрушающего эмульсию.
Еще одним преимуществом настоящего изобретения является то, что согласно изобретению предложены такие способы уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, которые можно реализовать с меньшим пенообразованием, чем при использовании известных ПАВ, и на которые не влияют уровень солености воды в системе.
Дополнительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны из следующего подробного описания, примеров и фигур.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фигура 1 показывает сравнительную производительность насосной установки при перекачивании текучей среды на гидравлическом испытательном стенде.
Фигура 2 показывает результаты испытаний для поверхностного натяжения Полимера А при использовании сырой нефти из двух различных источников.
Фигура 3 показывает результаты испытаний для измерений межфазного натяжения Полимера А.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Следующие определения, также как и любые определения в настоящем описании, следует рассматривать как поясняющие, но не как ограничивающие.
В настоящей заявке термин «алкил» относится к одновалентной группе, полученной из насыщенного углеводорода с прямой/линейной или разветвленной цепью путем удаления одного атома водорода. Типичные алкильные группы включают метил; этил; н- и изопропил; н-, втор-, изо- и трет-бутил; группы от С5 до С12; 2-этилгексил; миристил (С14); пальмитил (C16); стеарил (C18); олеил (C18 мононенасыщенный); эйкозанил (С20); генэйкозанил (C21); докозил (бехенил, С22); трикозанил (С23); тетракозанил (С24); пентакозил (С25), 3-, 7- и 13-метилгексадеканил и тому подобное. Предпочтительные алкилы включают н-бутил, гексил, гептил, октил, децил, додецил, (от С4 до С12), лаурил, миристил, пальмитил, стеарил, олеил и бехенил.
В настоящей заявке термин «алкокси» относится к группе алкил-О-, причем определение термина «алкил» приведено выше. К типичным алкокси-группам относятся метокси, этокси, пропокси, бутокси и тому подобное.
«Арил» означает ароматическую моноциклическую или полициклическую кольцевую систему с числом атомов углерода от около 6 до около 20, предпочтительно от около 6 до около 10 атомов углерода. Арил необязательно замещен одной или несколькими из следующих групп: алкил, алкоксил, галоген или галоалкил. Типичные арильные группы включают фенил, нафтил, замещенный фенил, замещенный нафтил и тому подобное.
Термин «гидроксиалкил» относится к алкокси-группе с дополнительной боковой гидроксильной группой, присоединенной к алкильной группе (например, 2-гидроксиэтилокси), причем термин «алкокси» определен выше. Типичные гидроксиалкильные группы включают: 2-гидроксиэтил, 2-гидроксипропил, 2-гидроксибутил, 2-гидроксипентил, 2-гидроксигексил, 2-гидроксигептил, 2-гидроксиоктил, 2-гидроксинонил, 2-гидроксидецил, 2-гидроксиундецил, 2-гидроксидодецил, 2-гидрокситетрадецил, 2-гидроксигексадецил, 2-гидроксиоктадецил, 2-гидроксиолеил. 2 гидроксиэйкозанил, 2-гидроксидокозил, 3-гидроксипропил, 4-гидроксибутил, 5-гидроксипентил, 6-гидроксигексил, 7-гидроксигептил, 8-гидроксиоктил, 10-гидроксидецил, 12-гидроксидодецил, и тому подобное. Предпочтительные гидроксиалкильные группы включают: 2-гидроксибутил, 2-гидроксипентил, 2-гидроксигексил, 2-гидроксигептил, 2-гидроксиоктил, 2-гидроксинонил, 2-гидроксидецил, 2-гидроксиундецил, 2-гидроксидодецил, 2-гидрокситетрадецил, 2-гидроксигексадецил, 2-гидроксиоктадецил, 2-гидроксиолеил, 2-гидроксиэйкозанил и 2-гидроксидокозил.
Предпочтительно способ изобретения включает приведение углеводородной текучей среды в контакт с одним или более описанными полимерами для облегчения транспортировки текучей среды по пути движения текучей среды к нефтеперерабатывающему заводу или к другому месту хранения. В другом варианте реализации настоящее изобретение включает в себя способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе. Предпочтительно настоящее изобретение относится к усовершенствованному способу уменьшения кажущейся вязкости углеводородов, таких как тяжелая нефть и сырая нефть. Настоящее изобретение включает приведение описанных в настоящей заявке полимеров в контакт с углеводородной текучей средой с превращением углеводородной текучей среды из высоковязкой нефти или эмульсий вода-в-нефти в эмульсии нефть-в-воде с низкой вязкостью или в сложные внешние водные эмульсии, обеспечивая повышенную производительность.
Способ согласно настоящему изобретению обладает способностью уменьшать перепад давления, наблюдающийся при транспортировке тяжелой и вязкой сырой нефти, за счет уменьшения кажущейся вязкости добытых текучих сред. Такое уменьшение вязкости и давления, как правило, способствует повышению добычи. В большинстве случаев наблюдалось увеличение добычи, по крайней мере, на 20, а в некоторых случаях более чем на 50 процентов (см. Simon, R. and Poynter, W.G. J. Petroleum Tech. 1968, p.1349-1353; McClaflin, G.G., Clark, C.R. and Sifferman, T.R. J. Petroleum Tech. 1982, p.2258-2264; Des Brisay, С.М., Mudie, D.W. J. Can. Pet. Technol. 1989, p.80-84).
В одном варианте реализации настоящего изобретения предложен механизм транспортировки, при котором добытая текучая среда эмульгирована во внутреннюю фазу эмульсии нефть-в-воде путем добавления воды и полимерного поверхностно-активного вещества (ПАВ) к добытой текучей среде с последующим перемешиванием всех компонентов. Полученная эмульсия имеет кажущуюся вязкость, более близкую к вязкости воды, и значительно сниженный коэффициент трения, который, в свою очередь, уменьшает перепад давления при перекачивании текучих сред, например, к перерабатывающим предприятиям.
Согласно настоящему изобретению предложены новые способы применения водных растворов описанных полимеров к раствору углеводорода для образования внешней водной эмульсии с целью уменьшения кажущейся вязкости текучей среды. Эмульсия может быть разрушена, и эмульгированные текучие среды могут быть разделены на водную и углеводородную фракции, например, путем нагревания эмульсии до температуры, при которой в неионогенном полимере в присутствии воды гидролизуются ацетальные связи, и изменяется характер взаимодействия полимера на границе раздела нефть/вода. Для разрушения эмульсии могут использоваться другие химические реагенты - деэмульгаторы и/или специальные окислители или энзимы, а также комбинации описанных в настоящей заявке и других подходящих способов.
Добавление воды и полимерного поверхностно-активного вещества при перемешивании с низким усилием сдвига эмульгирует добытую текучую среду во внутреннюю фазу эмульсии нефть-в-воде. Полученная эмульсия имеет кажущуюся вязкость, более близкую к вязкости воды, и в силу этого имеет значительно сниженный коэффициент трения, уменьшая перепад давления при перекачивании текучих сред, например, к перерабатывающим предприятиям.
В одном варианте реализации изобретения углеводороды присутствуют в подземном пласте, и полимеры настоящего изобретения подаются в подземный пласт для образования углеводорода с более низкой кажущейся вязкостью. Такая подача может осуществляться путем закачивания через нагнетательную скважину или любым другим подходящим способом подачи, и может сопровождаться подачей других обрабатывающих реагентов, таких как модификаторы проницаемости, подобные тем, которые описаны в патенте США №6,454,003 B1. «Composition and Method for Recovering Hydrocarbon Fluids from a Subterranean Reservoir» (Состав и способ для извлечения углеводородных текучих сред из подземного месторождения).
Для эмульгирования добытых текучих сред с использованием гидрофобно-модифицированных полимеров настоящего изобретения и воды в стволе скважины, как правило, требуется некоторое усилие сдвига. Усилие сдвига может быть результатом воздействия механического усилия, такого как усилие, возникающее при прохождении смешанных текучих сред через внутрискважинную насосную систему, или результатом статического воздействия, такого как внутренний сдвиг, созданный потоком, текущим через трубу эксплуатационной обсадной колонны, или результатом воздействия динамического усилия сдвига, такого как воздействие газовых пузырьков в результате нагнетания газа или пониженного давления при переходе через точку начала кипения. Фактические усилия сдвига будут влиять на степень перемешивания текучей среды, а также на процесс образования капель и на размер капель. Тип эмульсии (например, вода-в-нефти или нефть-в-воде) может также зависеть от величины усилия сдвига. Это достаточно хорошо описано в литературе (см. Salager, J.-L.; Briceno, М. I.; Bracho, С.L. Heavy hydrocarbon Emulsions: Making Use of the State of the Art in Formulation Engineering in Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology J. Sjoblom ed., Marcel Dekker, New York, 2001). Для целей настоящей заявки более предпочтительными являются условия с более низким усилием сдвига, однако существует минимальная величина усилия сдвига, необходимого для перемешивания текучей среды.
Специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что для применения изобретения специалист может выбрать любой подходящий способ. В предпочтительном варианте реализации доставка гидрофобно-модифицированного полимера настоящего изобретения наиболее эффективна в виде полностью гидратированного раствора. Температура замерзания раствора полимера может быть понижена за счет использования концентрированных растворов солей без ущерба для эксплуатационных качеств химического реагента, если полимер подается в виде суспензии, осажденной солью, которая быстро вновь гидратируется пресной водой и некоторым усилием сдвига в жидкости. Предполагается, что для использования в настоящей заявке являются приемлемыми большое количество солей. Конкретная используемая соль будет выбрана специалистом в данной области техники. Типичные соли включают феррат, феррит, катионы магния, кальция, натрия, калия и аммония в различных комбинациях с формиатом, карбонатом, хлоридом, бромидом, гидроксидом, сульфидом и тому подобное.
В другом варианте можно также использовать сухой порошок, но этот вариант в большинстве случаев требует применения системы предварительной обработки для создания достаточного усилия сдвига и обеспечения времени в воде, необходимого для гидратирования полимера перед его подачей к поверхности раздела нефть/вода. Подача реагента в зону добычи сырой нефти может осуществляться путем периодического или непрерывного нагнетания реагента вниз по затрубному пространству или через капиллярную насосно-компрессорную колонну. Альтернативным способом подачи является использование отведенного потока для закачки пластовой воды с остаточным содержанием нефти и с неионогенным ПАВ обратно в скважину. Преимущество этого способа с использованием отведенного потока состоит в уменьшении общего количества, используемого химического реагента, поскольку часть реагента будет использоваться в системе повторно с возвратной водой из отведенного потока. Альтернативной системой подачи может быть подача в верхние строения платформы, когда реагент и вода добавляются к добытой текучей среде ниже устья добывающей скважины по направлению потока, в точке, в которой будет образовываться эмульсия для перемещения потока по трубопроводам между скважинами-спутниками и центральной станцией разделения и очистки добытых текучих сред. Эта альтернатива может работать также и для эмульгирования тех обработанных текучих сред, которые необходимо отправить на нефтеперерабатывающие предприятия.
Согласно другому варианту реализации изобретения обработка образовавшейся эмульсии и отделение воды от нефти, как правило, включает многоступенчатую сепарацию, имеющую сепаратор свободной воды (FWKO), и последующий резервуар для тепловой обработки. И резервуар для тепловой обработки, и сепаратор свободной воды могут быть обогреваемыми, и потому любой из них может инициировать инверсию неионогенного полимера, вызывая нарушение стабильности эмульсии. Кроме того, эмульсию, полученную с помощью химического реагента, можно обработать ферментами или окислителями для расщепления целлюлозных материалов по эфирной связи cахаров и, таким образом, нарушить стабильность эмульсии. Использование ферментной или окислительной обработки для расщепления полисахаридов подробно описано в литературе, посвященной применению жидкостей для гидроразрыва, например, гуаровых смол, ксантановых смол и других полисахаридов.
Согласно одному варианту реализации полимер настоящего изобретения имеет температуру инверсии около 40°С. Описываемый полимер имеет связанные гидрофобные фрагменты, которые при нагревании раскручиваются в результате внутримолекулярных взаимодействий, образуя гидрофобные зоны в воде. Эти гидрофобные зоны могут затем повторно связываться с другими молекулами, порождая внутримолекулярные взаимодействия. В результате этих превращений обычно образуется замутненный или мутный раствор. Регулирование температуры инверсии легко осуществляется путем регулирования содержания специфических реакционных групп в полимере, таких как 2-гидроксипропильные группы, полученные из пропиленоксида. В альтернативном варианте реализации полимер настоящего изобретения не имеет температуры инверсии при атмосферном давлении.
В варианте реализации изобретения эмульсия, полученная путем добавления описываемого полимера к углеводородной текучей среде, содержит от примерно 1 до примерно 95% воды в пересчете на общий объем эмульсии. Предпочтительно содержание воды составляет от примерно 5 до примерно 50%, от примерно 5 до примерно 30% или от примерно 10 до примерно 20% в пересчете на общий объем эмульсии.
В предпочтительном варианте реализации настоящее изобретение - это способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью. Способ включает приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную ниже общую формулу:
В приведенной выше общей формуле есть три основных компонента. Первый компонент - это основная полимерная цепь углевода. К типичным углеводам относятся: поли-β-глюкоза, поли-α-глюкоза, амилоза или крахмал, поли-β-манноза, гуаровые смолы, ксантановые смолы, декстраны и тому подобное, и их комбинации. Ацетальные связи углевода могут быть связями либо альфа (α) типа, либо бета (β) типа, а основным углеводом может быть любой гексозный сахар (например, глюкоза, манноза, галактоза и тому подобное, и их комбинации), и она может также иметь различные связи, такие как связь 4C1 целлюлозы или связь 6C1, существующую в боковых цепях амилозы. Кроме того, могут быть включены модификации, такие как аминосахара (например, глюкозамин, маннозамин и тому подобное, и их комбинации). Кроме этого, могут быть включены производные, такие как ацетамиды, обнаруженные в хитине, или другие обычно встречающиеся в природе модификации полисахаридов. Второй компонент включает гидрофильные функциональные группы (например, свободные гидроксильные группы от углевода или алкоксилатов, таких как этоксилат или пропоксилат). Третий компонент включает гидрофобные модификаторы (например, алкильные цепочки, такие как цетиловые цепочки, замещающие некоторые концевые гидроксильные группы). Этот третий компонент обычно содержит цепочку из по меньшей мере 4 атомов углерода для обеспечения достаточной гидрофобности относительно степени замещения молекулы. В другом варианте реализации изобретения вторая и третья функциональные группы могут быть также объединены в одно целое, например, 2-гидроксиоктильную группу, которая имеет как гидрофильный гидроксил, так и гидрофобную октальную цепочку или амфофильные вещества, такие как полиэфиры, полученные из пропиленоксида, этиленоксида и тому подобное, которые, как правило, имеют концевые гидроксильные группы.
Каждый заместитель R в приведенной выше общей формуле независимо выбран из группы, состоящей из водорода (Н), алкилов, арилов, заместителей, имеющих алкокси-группы, и их комбинаций; и n составляет от примерно 5 до примерно 10000.
В варианте реализации изобретения R имеет общую формулу (С2H4O), где m составляет от 1 до примерно 25.
В другом варианте реализации изобретения R имеет общую формулу CxH2x+1 и является разветвленным или линейным, где х принимает значение от примерно 4 до примерно 24, или предпочтительно от 8 до 22, или от 12 до 18.
В другом варианте реализации изобретения R представляет собой разветвленный алкил общей формулы СхН2х+1, где х составляет от примерно 4 до примерно 24, или предпочтительно от 8 до 24, или от 14 до 18 в основной цепочке разветвленного алкила. Одна или несколько боковых цепочек могут включать, например, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, втор-бутил, диметил и/или диэтил.
В другом варианте реализации изобретения R имеет общую формулу CxH2x+1O и является разветвленным или линейным, где х составляет от примерно 4 до примерно 24 или предпочтительно от 8 до 22, и кислород присутствует в форме свободного гидроксила (ОН), который замещает водород где-нибудь на алкильной цепочке. Например, если х = 2 (то есть, R = С2Н5О), то возможную структуру полимера настоящего изобретения можно представить следующей формулой:
В другом варианте реализации изобретения R имеет общую формулу (С2H4O)mCxH2x+1, где m составляет от примерно 4 до примерно 24.
В другом варианте реализации изобретения R имеет общую формулу (C2H4O)mCxH2x+1O и является разветвленным или линейным, где m составляет от 1 до 5, и х составляет от примерно 4 до примерно 24 или предпочтительно от 8 до 22, и кислород присутствует в форме свободного гидроксила (ОН), который замещает водород где-нибудь на алкильной цепочке.
В другом варианте реализации изобретения R является разветвленным и имеет общую формулу (С2Н4О)mСхН2Х+1, где m составляет от 1 до 5, и х составляет от примерно 4 до примерно 24 в его основной цепочке. Одна или несколько боковых цепочек могут включать, например, метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, втор-бутил, диметил и/или диэтил.
Согласно другому варианту реализации настоящего изобретения гидрофобно-модифицированный полимер получен из полисахарида. К типичным полисахаридам относятся, например, поли-β-глюкоза, поли-α-глюкоза, амилоза, крахмал, поли-β-манноза, гуаровые смолы, ксантановые смолы, декстраны и/или хитины.
Согласно одному из вариантов реализации гидрофобно-модифицированный полимер имеет следующую общую формулу, где n coставляет от 3 до примерно 300.
Ниже показаны другие типичные структуры гидрофобно-модифицированного неионогенного полимера согласно настоящему изобретению, включающие, например, различные цепочки основного полимера, такого как поли-α-глюкоза, различные сахариды, такие как поли-β-манноза, и различные функциональные группы с концевой гидроксильной группой, такие как 2-гидроксипропил, бутил и додецил.
С точки зрения эмульгирующего количества описываемого полимера его можно использовать в концентрации вплоть до 200 ррm активных веществ в пересчете на общий объем эмульсии. В другом варианте реализации изобретения используется дозировка от примерно 200 ррm до примерно 1000 ррm активных веществ в пересчете на общий объем эмульсии. Изменение дозировки может влиять на стабильность эмульсии во времени, и в каждом конкретном случае дозировка должна подбираться с учетом как эмульгируемой текучей среды, так и необходимости разделения эмульсии в определенном месте ниже по направлению потока.
Предполагается, что настоящее изобретение должно работать во всех применениях, имеющих отношение к нефтепромыслу (например, подземный коллектор, трубопровод, производственное оборудование, смеси сырой нефти). Например, к операциям с нефтью обычно относят системы первичной, вторичной и третичной добычи нефти. В варианте реализации изобретения обрабатываемая углеводородная текучая среда может быть любой текучей средой, встречающейся в операциях с нефтью. Предпочтительными текучими средами являются нефть, газоконденсаты (например, текучие среды с низкой точкой кипения при давлении и температуре окружающей среды) или газ.
Способ согласно настоящему изобретению может быть осуществлен путем приведения описанных полимеров в контакт с углеводородными текучими средами или путем добавки полимеров к углеводородным текучим средам любым известным способом. В предпочтительном способе согласно настоящему изобретению полимеры согласно изобретению добавляют в любой точке трубопровода, расположенной по технологическому потоку выше той точки, в которой необходимо обеспечить уменьшенную вязкость. Примером применения способа согласно настоящему изобретению в добыче нефти первичными методами является метод обработки пласта под давлением, в котором полимеры вводят под давлением в продуктивный пласт, они адсорбируются на пластах и десорбируются по мере добычи текучих сред. Кроме того, полимеры могут быть добавлены при эксплуатации месторождения с применением заводнения в процессе вторичной добычи нефти, а также могут добавляться в трубопроводы, транспортирующие трубопроводы и нефтеперерабатывающие установки.
В одном варианте реализации изобретения предложенную композицию нагнетают вниз по затрубному пространству, где полимеры контактируют с добываемыми текучими средами у основания эксплуатационной насосно-компрессорной колонны. В другом варианте реализации изобретения предложенную композицию добавляют к добываемой текучей среде через отведенный поток.
В некоторых случаях предложенные полимеры могут быть получены в составе с другими материалами, широко применяемыми для обработки углеводородных текучих сред и эмульсий нефть-в-воде, встречающихся в операциях с нефтью. Такие другие материалы включают, но не ограничиваются ими, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, поверхностно-активные вещества, ингибиторы отложения парафинов, ингибиторы образования гидратов, пенообразователи, пеногасители, другие составы для обработки, их комбинации и тому подобное.
Вышеизложенное можно лучше понять из следующих примеров, которые приведены с целью пояснения и не должны рассматриваться как ограничивающие объем изобретения.
Пример 1
Образцы сырой нефти, полученные из региона Канады Plover Lake (приблизительно: 14,46% предельные углеводороды; 62,56% ароматические соединения; 13,20% смолы; и 9,78% асфальтены), обработали 20% воды и активными полимерными веществами, как показано в Таблицах 1а и 1b. Полимер А имел следующую структуру и был одним и тем же в каждом из приведенных ниже примеров. Полимер А состоял из (а) гидроксилов с гидрофобными концевыми группами, (b) этоксилированных гидроксилов с гидрофобными концевыми группами, (с) этоксилированных гидроксилов и (d) немодифицированных сахаров в произвольно повторяющихся структурных единицах.
Полимер А согласно настоящему изобретению продемонстрировал существенно пониженную вязкость в диапазоне дозировок реагента (Таблица 1). Результаты подтверждают, что Полимер А эффективен как реагент, уменьшающий вязкость, в диапазоне дозировок от 200 ррm до 1000 ррm. В Таблице 2 содержатся дополнительные сравнительные данные испытаний двух различных имеющихся на рынке целлюлозных полимеров. При использовании второго образца сырой нефти, полученной из второй скважины того же месторождения и имеющей немного отличающийся состав, было проведено сравнение уменьшения вязкости эмульгированной текучей среды в зависимости от дозировки (Таблица 2). «Коммерческий А» представлял собой обычный имеющийся на рынке целлюлозный полимер, а «Коммерческий В» представлял собой обычный имеющийся на рынке поливиниловый спирт (в приведенных ниже примерах использовались одни и те же сравнительные продукты).
| Таблица 1 | ||||
| Эффективность реагента в зависимости от дозировки реагента | ||||
| Полимер А | ||||
| Дозировка, активное вещество (ррт) | 1000 | 500 | 200 | 0 |
| ВЯЗКОСТЬ (СП) | 2120 | 3259 | 6159 | 39112 |
| Таблица 2 | |||||
| Сравнение реагентов, уменьшающих вязкость | |||||
| Реагент | Только сырая нефть | Коммерческий А | Коммерческий А | Коммерчес кий В | Полимер А |
| Дозировка, активное вещество (ррт) | 0 | 1000 | 200 | 1000 | 1000 |
| Вода (%) | 0 | 20 | 20 | 20 | 20 |
| Вязкость (сП) | 10408 | 1404 | 10738 | 260 | 1866 |
Пример 2
Одним из физических свойств, которые считаются критическими для 10 применения на нефтепромысле, является температура инверсии полимера в воде. Температура инверсии - это температура, выше которой гидрофобные фрагменты полимера начинают взаимодействовать с образованием сшитой сетки полимеров, которая является вязким гелем и имеет значительно более низкую растворимость в воде. На одном из этапов процесса обработки нефти добытые из скважины текучие среды нагревают в 15-разделительном сосуде для ускорения отделения воды от нефти. Обычно температура этих сосудов превышает 50°С и может превышать 120°С.Часто такая температура является достаточно высокой для того, чтобы инициировать процесс инверсии полимера и вызвать осаждение инвертированного полимера на дно сосуда в виде осадка, и создать препятствие для дальнейшей эксплуатации разделительного сосуда. Испытания на термическую стабильность показали, что Полимер А не имел явной температуры инверсии в испытаниях вплоть до 95°С в лабораторных условиях, и по существу не образовывал осадка, что является обязательным условием для применения на нефтепромысле.
Пример 3
Наряду с тем, что различные реагенты могут образовывать внешние водные эмульсии, необходимые для уменьшения вязкости тяжелой нефти, большое значение имеет также отделение воды от нефти в конечном пункте транспортировки. Качество разделения смеси нефть-вода на нефтепромысле количественно определяли по методике «bottle test», то есть в стандартном испытании с отбором проб откачиваемой эмульсии в бутылки (точная методика не определена руководящим органом, испытание с отбором проб откачиваемой эмульсии в бутылки является стандартной процедурой на нефтепромысле и обычно включает в себя отбор пробы сырой нефти, обработку реагентом, нагревание и наблюдение процесса разделения текучей среды во времени). В испытании измеряли скорость отделения воды (капель воды) и конечное влагосодержание слоя нефти (то есть, насколько эффективно была удалена вода). В полевых испытаниях эти характеристики измеряли в сравнении с полимером четвертичного амина (обозначен «Quat А» в Таблице 3), «Коммерческим А» и Полимером А.
Условные обозначения в Таблице 3: сл = следы; Осадок воды = видимая вода, отделенная в 100 мл жидкости; Тепло = нагревание до 150°F (65,6°С); Проба = проба жидкости объемом 10 мл, отобранная с глубины 55% от верха жидкости; Вода = свободная вода после центрифугирования; СЭ = слой эмульсии; Осадок = объем воды после использования деэмульгатора для осаждения всей остаточной эмульгированной воды.
| Таблица 3 | |||||||
| Результаты полевых испытаний реагентов с отбором проб откачиваемой эмульсии в бутылки | |||||||
| Осадок воды (мл) | Проба на 55% | ||||||
| Реагент | Дозировка | 20 | 15 мин, | 90 мин, | Вода | СЭ | Осад |
| (ppm) | мин | нагрев | нагрев | ок | |||
| 1000 | 8 | 20 | 34 | 6 | сл | 6 | |
| Коммерческий А | 600 | 8 | 20 | 33 | 4,6 | сл | 4,8 |
| 200 | 8 | 15 | 34 | 2,8 | 0 | 2,8 | |
| 1000 | 0 | 8 | 30 | 2,4 | 0 | 2,4 | |
| Quat А | 600 | 8 | 18 | 29 | 6,4 | 0,2 | 7,6 |
| 200 | 10 | 20 | 29 | 6,4 | сл | 7 | |
| 1000 | сл | 10 | 32 | 1,6 | 0 | 1,6 | |
| Полимер А | 600 | сл | 18 | 34 | 1,8 | 0 | 1,8 |
| 200 | сл | 18 | 31 | 1,8 | сл | 2 | |
| Чистая | 0 | 0 | 1 | 10 | 21,5 | 0 | 22 |
| нефть | |||||||
Результаты испытаний, приведенные в Таблице 3, представляют собой результаты стандартных испытаний с отбором проб откачиваемой эмульсии в бутылки, в которых нефть перемешивали с раствором реагента в определенной дозировке и двадцатью процентами воды (общий объем 100 мл), нагревали до 130°F (54,4°С) и встряхивали 100 раз. Бутылки оставляли в покое при температуре окружающей среды на двадцать минут и измеряли осадок воды. Затем в пробы дозировали 300 ррm деэмульгатора и нагревали до температуры 150°F (65,6°С) в течение 90 минут. Через определенные интервалы времени визуально определяли количество свободной воды на дне бутылок. По окончании испытания на осадок воды из всех бутылок отбирали пробы объемом 10 мл на отметке 55 мл с помощью шприца и пробоотборной иглы. Затем отобранные пробы подвергали стандартной процедуре центрифугирования для определения остаточной воды и остаточной эмульсии в нефти.
В тех бутылках, в которые дозировали Полимер А, вода не выпадала в течение 20 минут при комнатной температуре, но после обработки деэмульгатором и нагревания вода быстро отделялась от добытой нефти, причем разделение было лучше, чем в бутылке с холостой пробой, в которой не было реагента, уменьшающего вязкость. Эти результаты свидетельствуют о том, что Полимер А способен образовывать стабильные эмульсии нефть-в-воде в полевых условиях, то есть обладает свойством, необходимым для эффективного уменьшения вязкости и повышения производительности. Еще более важно то, что после обработки деэмульгатором эмульсию можно вновь разделить на воду и сухую нефть. Возможность создавать и разрушать эмульсию в нужный момент является очень важным элементом такого применения реагента, уменьшающего вязкость.
Результаты центрифугирования в Примере 3 показали, что хотя и Коммерческий А и Полимер А превосходили Quat А в испытаниях на осадок воды, текучая среда, обработанная Полимером А, давала более сухую нефть в сравнении как с Коммерческим А, так и с Quat А.
Пример 4
Главными задачами реагента, уменьшающего вязкость, являются увеличение добычи нефти и минимизация требований к оборудованию, а также износу оборудования. Для увеличения добычи нефти необходимо добавить некоторое количество воды для образования внешней водной эмульсии. Однако требующееся количество воды может влиять на производительность сепарационного оборудования технологических установок. Кроме этого доставка больших объемов воды, необходимых для применения реагента, уменьшающего вязкость, на нефтепромысел может быть сопряжена с большими трудностями. Большим преимуществом является минимизация количества воды, необходимое для уменьшения вязкости. Была исследована способность Полимера А эмульгировать нефть с различным количеством воды при различных дозировках реагента. Результаты показали, что реагент способен образовывать эмульсии нефть-в-воде в широком диапазоне содержаний воды (Таблица 4).
| Таблица 4. | ||||
| Внешние водные эмульсии с полимером А | ||||
| Осадок воды (мл) | ||||
| Дозировка реагента (ррm) | Содержание воды (%) | 20 мин | 60 мин | 90 мин |
| 1000 | 20 | 2 | 3 | 0 |
| 15 | следы | следы | следы | |
| 10 | 0 | 0 | 0 | |
| 600 | 20 | 8 | 10 | 5 |
| 15 | 1 | 3 | 3 | |
| 10 | 0 | следы | следы | |
| 200 | 20 | 19 | 20 | 15 |
| 15 | 2 | 8 | следы | |
| 10 | 0 | следы | следы | |
В Таблице 4 представлены результаты испытаний с отбором проб откачиваемой эмульсии в бутылки без деэмульгатора и оценки количества выделившейся свободной воды. Содержимое бутылок перемешивали, встряхивали 100 раз, давали им постоять в течение 60 минут, встряхивали еще 100 раз и давали им постоять еще в течение 30 минут. Результаты показывают, что в диапазоне содержаний воды от 20 до 10 процентов можно получить стабильную эмульсию с минимальным количеством свободной воды.
Пример 5
Дополнительная оценка эксплуатационных характеристик Полимера А на гидравлическом испытательном стенде показывает, что эмульгированные текучие среды текут лучше, чем добытая нефть сама по себе, а объемные расходы аналогичны расходам с Коммерческими А и В и Quat А (Фигура 1). Испытания на гидравлическом стенде проводили следующим образом: воду и реагент добавляли к нефти и перемешивали верхнеприводной мешалкой. Затем с помощью эксцентрикового винтового насоса перемешанные текучие среды прокачивали через замкнутый трубопровод длиной восемь футов (2,44 м), оборудованный обратным клапаном на 40 фунтов на кв. дюйм (276 кПа) для поддержания постоянного давления. Перед измерением текучие среды непрерывно прокачивали по замкнутому контуру, как минимум, в течение одной минуты.
На Фигуре 1 видно, что самый низкий перекачиваемый объем наблюдался для Коммерческого В при каждой дозировке реагента. Все другие реагенты продемонстрировали повышение производительности насосной установки при более низкой дозировке и примерно одинаковые величины перекачиваемого объема. Были также проведены дублирующие исследования реагента Коммерческий А (на графике не показано). Все результаты воспроизводились в пределах 10%.
Пример 6
Механизм действия Полимера А как эмульгатора можно косвенно определить по результатам измерений поверхностного натяжения и межфазного натяжения. Уменьшение поверхностного натяжения капель воды при добавлении Полимера А указывает на то, что реагент мигрирует к поверхности раздела вода/воздух и нарушает образование водородных связей капель воды на поверхности раздела. Результаты измерений такого поверхностного натяжения с использованием сырой нефти из двух различных источников показаны на Фигуре 2. Поверхностное натяжение очень быстро достигает, по существу, предельного значения при малой дозировке реагента, о чем свидетельствует минимальное изменение поверхностного натяжения при увеличении концентрации реагента на два порядка.
Пример 7
В измерениях межфазного натяжения между водой и сырой нефтью при добавлении Полимера А наблюдалось поведение, аналогичное тому, которое наблюдалось при измерениях поверхностного натяжения. В случае межфазного натяжения с нефтью в качестве второй текучей среды наблюдалось более значительное уменьшение величины натяжения по сравнению с величинами, полученными в том случае, когда второй текучей средой был воздух. Это подтверждает, что гидрофобные фрагменты Полимера А сильнее взаимодействуют с нефтью и обеспечивают дополнительное взаимодействие полимера на границе раздела. Результаты измерений межфазного натяжения показаны на Фигуре 3. Измерения межфазного натяжения проводили при 1000 ррm Полимера А в растворе. Измерения проводили через каждую секунду до достижения состояния равновесия, при котором и определяли межфазное натяжение в равновесном состоянии.
Все композиции и способы, описанные в настоящей заявке, могут быть реализованы без проведения излишних экспериментов в свете настоящего описания изобретения. В то время как настоящее изобретение может быть воплощено во многих различных формах, в настоящей заявке подробно описаны определенные предпочтительные варианты реализации настоящего изобретения. Настоящее описание изобретения представляет собой описание примеров и принципов изобретения и не ставит целью ограничить изобретение конкретными описанными вариантами реализации. Кроме того, любой представленный в настоящем описании примерный перечень следует понимать как перечень, включающий в себя любую комбинацию перечисленных элементов перечня.
Любые диапазоны, приведенные либо в абсолютном, либо в относительном выражении, должны включать ограничивающие их пределы. Любые определения, использующиеся в настоящей заявке, следует рассматривать как поясняющие, но не как ограничивающие. Несмотря на то что численные диапазоны и параметры, использованные для широкого объема настоящего изобретения являются приближенными значениями, численные значения, указанные в конкретных примерах, приведены настолько точно, насколько это возможно, и следует понимать, что все они включают в себя выражение «примерно». Однако любая численная величина неизбежно содержит некоторые ошибки, обусловленные стандартным отклонением результатов соответствующих измерений этой величины. Кроме того, следует понимать, что все указанные в настоящей заявке диапазоны должны включать все и любые поддиапазоны (включая дробные и целые значения), относящиеся к диапазону.
Более того, настоящее изобретение охватывает все возможные комбинации всех различных вариантов реализации изобретения, описанных в настоящей заявке. Все без исключения патенты, заявки на патент, научные статьи и иные материалы, упомянутые в настоящей заявке и любые ссылки, упомянутые в них, полностью включены в настоящую заявку посредством ссылки. Следует также понимать, что различные изменения и модификации описанных в настоящей заявке предпочтительных вариантов реализации изобретения будут очевидны для любого специалиста в данной области техники. Такие изменения и модификации можно внести, не выходя за рамки сущности и объема изобретения, и не уменьшая его предполагаемых преимуществ. Следовательно, предполагается, что такие изменения и модификации включены в объем прилагаемой формулой изобретения.
Claims (15)
1. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включающий: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную ниже общую формулу.
где каждый заместитель R независимо выбран из группы, состоящей из водорода (Н), алкилов, арилов, гидроксиалкилов, фрагментов, имеющих алкокси-группы, и их комбинаций; и n составляет от примерно 5 до примерно 5000.
где каждый заместитель R независимо выбран из группы, состоящей из водорода (Н), алкилов, арилов, гидроксиалкилов, фрагментов, имеющих алкокси-группы, и их комбинаций; и n составляет от примерно 5 до примерно 5000.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что R выбран из группы, состоящей из: группы, имеющей общую формулу (C2H4O)m, где m составляет от 1 до примерно 5; группы, имеющей общую формулу CxH2x+1, где x составляет от примерно 4 до примерно 24; разветвленного алкила общей формулы СxH2x+1, где х составляет от примерно 4 до примерно 24 в основной цепочке разветвленного алкила; группы, имеющей общую формулу (C2H4О)mCxH2х+1, где m составляет от 1 до 5 и х составляет от примерно 4 до примерно 24; разветвленной группы, имеющей общую формулу (С2Н4О)mСхН2х+1, где m составляет от 1 до 5 и х составляет от примерно 4 до примерно 24 в ее основной цепочке; группы, имеющей общую формулу CxH2x+1O, где х составляет от примерно 4 до примерно 24 и О представляет собой свободную ОН-группу, замещающую водород; группы, имеющей общую формулу (C2H4О)mCxH2x+1O, где m составляет от 1 до 5, х составляет от примерно 4 до примерно 24 и О представляет собой свободную ОН-группу, замещающую водород; и их комбинации.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер получен из полисахарида.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что полисахарид выбран из группы, состоящей из: поли-α-глюкозы; поли-β-глюкозы; поли-β-маннозы; поли-β-глюкозамина; поли-(N-ацетил)-β-глюкозамина; амилазы; гликогена; целлюлозы; крахмала; гуаровых смол; ксантановых смол; декстрана; хитозана; хитина; и их комбинации.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер имеет следующую общую формулу, причем n составляет от 1 до примерно 1000; а составляет от 0 до примерно 25; b составляет от 0 до примерно 25; с принимает значение от 0 до примерно 25 и d составляет от 0 до примерно 25.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что n составляет от 5 до примерно 2000; а составляет от 1 до 5; b составляет от 1 до 5; с составляет от 1 до 5 и d составляет от 1 до 5.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер выбран из группы, состоящей из: гидрофобно-модифицированной гидроксиэтилцеллюлозы; гидрофобно-модифицированного гидроксиэтилгуара; гидрофобно-модифицированного гидроксиэтилксантана; гидрофобно-модифицированного гидроксиэтилдекстрана; гидрофобно-модифицированной гидроксипропилцеллюлозы; гидрофобно-модифицированного гидроксипропилгуара; гидрофобно-модифицированного гидроксипропилдекстрана; гидрофобно-модифицированного гидроксипропилксантана и их комбинации.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобные алкильные фрагменты представляют собой 2-гидроксиалкилэфирные группы, замещающие концевые гидроксильные группы.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер имеет температуру инверсии около 40°С.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер не имеет температуры инверсии при атмосферном давлении.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер имеет поверхностное натяжение меньше чем 65 мН/м в воде при концентрации активного вещества не более 100 ррm.
12. Способ по п.1, дополнительно включающий образование внешней водной эмульсии и необязательно разделение внешней водной эмульсии посредством способа, выбранного из группы, состоящей из: нагревания; добавления деэмульгатора; добавления специальных окислителей; добавления ферментов и их комбинаций.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, приводит к образованию эмульсии, имеющей от примерно 1 до примерно 50 процентов воды в пересчете на общий объем эмульсии.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что эффективное эмульгирующее количество композиции составляет до примерно 1000 ррm активных веществ в пересчете на общий объем эмульсии.
15. Способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе, включающий: приведение в контакт углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, внутри затрубного пространства или трубопровода с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную ниже общую формулу.
где каждый R независимо выбран из группы, состоящей из Н, алкилов, гидроксиалкилов, фрагментов, имеющих алкокси-группы, и их комбинаций; и n составляет от примерно 5 до примерно 5000.
где каждый R независимо выбран из группы, состоящей из Н, алкилов, гидроксиалкилов, фрагментов, имеющих алкокси-группы, и их комбинаций; и n составляет от примерно 5 до примерно 5000.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/582,329 US9315715B2 (en) | 2009-10-20 | 2009-10-20 | Method of reducing the viscosity of hydrocarbons |
| US12/582,329 | 2009-10-20 | ||
| PCT/US2010/053149 WO2011049923A2 (en) | 2009-10-20 | 2010-10-19 | Method of reducing the viscosity of hydrocarbons |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012112656A RU2012112656A (ru) | 2013-11-27 |
| RU2528344C2 true RU2528344C2 (ru) | 2014-09-10 |
Family
ID=43879758
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012112656/03A RU2528344C2 (ru) | 2009-10-20 | 2010-10-19 | Способ снижения вязкости углеводородов |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9315715B2 (ru) |
| EP (1) | EP2491091B1 (ru) |
| AR (1) | AR078666A1 (ru) |
| BR (1) | BR112012009507A2 (ru) |
| CA (1) | CA2775964C (ru) |
| MX (1) | MX345154B (ru) |
| RU (1) | RU2528344C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011049923A2 (ru) |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2012355429B8 (en) * | 2011-12-21 | 2015-03-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and composition for reducing viscosity of a hydrocarbon mixture |
| GB2510526A (en) | 2011-12-21 | 2014-08-06 | Shell Int Research | Method and composition for inhibiting foam in a hydrocarbon mixture |
| AU2012355432B2 (en) | 2011-12-21 | 2015-09-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and composition for inhibiting asphaltene deposition in a hydrocarbon mixture |
| US9416307B2 (en) | 2011-12-21 | 2016-08-16 | Shell Oil Company | Method and composition for inhibiting wax in a hydrocarbon mixture |
| EP2951267B1 (en) * | 2013-02-04 | 2017-09-13 | Basf Se | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks |
| AR095937A1 (es) * | 2013-04-05 | 2015-11-25 | Acraf | Potenciador de la solubilidad en agua a base de glucógeno |
| US10155897B2 (en) | 2013-08-16 | 2018-12-18 | Hilliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and hydrophilically modified polysaccharides and methods of using the same for treatment of a subterranean formation |
| US10253249B2 (en) | 2014-08-01 | 2019-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating subterranean formations |
| US20160032700A1 (en) * | 2014-08-01 | 2016-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating subterranean formations |
| US10125306B2 (en) | 2014-10-02 | 2018-11-13 | Croda, Inc. | Asphaltene inhibition |
| CA3022829A1 (en) | 2016-06-24 | 2017-12-28 | Croda, Inc. | Method and composition for asphaltene dispersion |
| WO2018085177A1 (en) * | 2016-11-01 | 2018-05-11 | Biocapital Holdings, Llc | Methods for producing carbo sugars and applications thereof |
| CN108624313A (zh) * | 2017-03-15 | 2018-10-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于降低稠油粘度的组合物和稠油降粘剂及制备方法和稠油降粘方法和稠油油藏开采方法 |
| US11015103B2 (en) | 2017-05-11 | 2021-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanocelluloses and biogums for viscosity modification |
| CN107142096B (zh) * | 2017-06-14 | 2020-01-14 | 西南石油大学 | 一种生物质辅助稠油自催化改质降粘的方法 |
| US10407624B2 (en) * | 2017-11-16 | 2019-09-10 | Dpd Chemical, Inc. | Methods to deconstruct asphaltene in petroleum products |
| CN110272727B (zh) * | 2018-03-14 | 2022-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 降粘剂及其制备方法 |
| US11149294B2 (en) | 2018-05-01 | 2021-10-19 | Biocapital Holdings, Llc | DNA constructs and biological devices for producing carbo sugars |
| US12012546B2 (en) * | 2018-06-13 | 2024-06-18 | Cameron International Corporation | Asphaltene inhibition and/or dispersion in petroleum fluids |
| CN109897620A (zh) * | 2019-03-27 | 2019-06-18 | 广州市天河区车陂亚贝思烘焙店 | 一种低温高效原油降凝剂 |
| CN110358516A (zh) * | 2019-07-19 | 2019-10-22 | 新疆肯迪能源科技有限公司 | 基于常温催化断链稠油沥清胶质解堵降粘剂及其制备方法 |
| CN110746944B (zh) * | 2019-11-15 | 2021-11-09 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种合成基钻井液用流型调节剂及其制备方法 |
| CN114133487A (zh) * | 2021-11-29 | 2022-03-04 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 改性纤维素基聚表剂、乳化降粘剂及其制备方法和在稠油降粘中的应用 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4228277A (en) * | 1979-02-12 | 1980-10-14 | Hercules Incorporated | Modified nonionic cellulose ethers |
| US4529523A (en) * | 1982-06-08 | 1985-07-16 | Hercules Incorporated | Hydrophobically modified polymers |
| US5669456A (en) * | 1994-03-03 | 1997-09-23 | Institut Francais Du Petrole | Process and water-base fluid utilizing hydrophobically modified cellulose derivatives as filtrate reducers |
| US6454003B1 (en) * | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| RU2351627C2 (ru) * | 2003-05-16 | 2009-04-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2582323A (en) | 1948-02-13 | 1952-01-15 | Union Oil Co | Rotary drilling fluids |
| US3425429A (en) | 1967-01-11 | 1969-02-04 | Chevron Res | Method of moving viscous crude oil through a pipeline |
| US3378074A (en) * | 1967-05-25 | 1968-04-16 | Exxon Production Research Co | Method for fracturing subterranean formations |
| US3679582A (en) * | 1969-10-08 | 1972-07-25 | Shell Oil Co | Flow improvement of waxy hydrocarbon with the aid of polysaccharide derivatives |
| GB1465704A (en) * | 1973-12-04 | 1977-03-02 | Allied Colloids Ltd | Secondary recovery of oil and polymers useful for this |
| US3893510A (en) * | 1974-08-12 | 1975-07-08 | Halliburton Co | Emulsion method of introducing polymers into a subterranean formation |
| US4788001A (en) | 1985-04-02 | 1988-11-29 | Dow Corning Corporation | Oil-in-water emulsion |
| US4744865A (en) | 1986-06-03 | 1988-05-17 | Betz Laboratories, Inc. | Process for controlling pitch deposition from pulp in papermaking systems |
| US6660802B2 (en) | 1999-06-07 | 2003-12-09 | Donald Eagland | Polymeric material |
| EP1033471B1 (en) | 1999-03-02 | 2003-09-17 | Rohm And Haas Company | Improved recovery and transportation of heavy crude oils |
| US7041707B2 (en) | 2003-01-24 | 2006-05-09 | Nalco Company | Polyether polyesters having anionic functionality |
| EP2256401A1 (en) | 2003-10-02 | 2010-12-01 | Oilflow Solutions Holdings Limited | Method for reducing the viscosity of viscous fluids |
| EP1961799A1 (en) | 2007-02-20 | 2008-08-27 | BIOeCON International Holding N.V. | Process for reducing the viscosity of highly viscous hydrocarbon mixtures |
| US8512480B2 (en) | 2008-01-22 | 2013-08-20 | The Procter & Gamble Company | Liquid detergent composition comprising a hydrophobically modified cellulosic polymer |
-
2009
- 2009-10-20 US US12/582,329 patent/US9315715B2/en active Active
-
2010
- 2010-10-18 AR ARP100103793A patent/AR078666A1/es active IP Right Grant
- 2010-10-19 RU RU2012112656/03A patent/RU2528344C2/ru active
- 2010-10-19 CA CA2775964A patent/CA2775964C/en active Active
- 2010-10-19 BR BR112012009507A patent/BR112012009507A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2010-10-19 WO PCT/US2010/053149 patent/WO2011049923A2/en active Application Filing
- 2010-10-19 EP EP10825504.3A patent/EP2491091B1/en active Active
- 2010-10-19 MX MX2012004305A patent/MX345154B/es active IP Right Grant
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4228277A (en) * | 1979-02-12 | 1980-10-14 | Hercules Incorporated | Modified nonionic cellulose ethers |
| US4228277B1 (ru) * | 1979-02-12 | 1992-10-20 | Aqualon Co | |
| US4529523A (en) * | 1982-06-08 | 1985-07-16 | Hercules Incorporated | Hydrophobically modified polymers |
| US5669456A (en) * | 1994-03-03 | 1997-09-23 | Institut Francais Du Petrole | Process and water-base fluid utilizing hydrophobically modified cellulose derivatives as filtrate reducers |
| US6454003B1 (en) * | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| RU2351627C2 (ru) * | 2003-05-16 | 2009-04-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2012004305A (es) | 2012-05-08 |
| WO2011049923A2 (en) | 2011-04-28 |
| AR078666A1 (es) | 2011-11-23 |
| EP2491091A2 (en) | 2012-08-29 |
| EP2491091B1 (en) | 2019-12-04 |
| CA2775964C (en) | 2018-04-24 |
| WO2011049923A3 (en) | 2011-08-18 |
| US20110092393A1 (en) | 2011-04-21 |
| MX345154B (es) | 2017-01-18 |
| RU2012112656A (ru) | 2013-11-27 |
| CA2775964A1 (en) | 2011-04-28 |
| BR112012009507A2 (pt) | 2016-05-17 |
| US9315715B2 (en) | 2016-04-19 |
| EP2491091A4 (en) | 2013-04-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2528344C2 (ru) | Способ снижения вязкости углеводородов | |
| Mohamed et al. | Influence of surfactant structure on the stability of water‐in‐oil emulsions under high‐temperature high‐salinity conditions | |
| US6234183B1 (en) | Method for removing deposits comprising heavy hydrocarbonaceous materials and finely divided inorganic materials from a flow line using a surfactant composition | |
| US9012376B2 (en) | Inulin as corrosion inhibitor | |
| CA2737377C (en) | Polymer gels as flow improvers in water injection systems | |
| RU2545193C2 (ru) | Способ уменьшения вязкости углеводородных текучих сред | |
| RU2494135C2 (ru) | Инжекционная композиция для скважин на основе биоцида и способы обработки скважин | |
| Fu et al. | Application of low-dosage hydrate inhibitors in deepwater operations | |
| CA2640475A1 (en) | Synergistic surfactant compositions for unloading fluids from oil and gas wells | |
| CA2858089A1 (en) | Copolymers for use as paraffin behavior modifiers | |
| RU2707231C2 (ru) | Способ повышения подвижности тяжелой сырой нефти в подземных пластах | |
| US20120111415A1 (en) | Systems and methods for producing and transporting viscous crudes | |
| RU2569384C2 (ru) | Щелочной персульфат для разжижения при низкой температуре загущенной разветвленным полимером технологической жидкости | |
| WO2017155524A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
| AU2015380352A1 (en) | Use of anti-agglomerants in high gas to oil ratio formations | |
| US20180223179A1 (en) | Composition and method for reducing the viscosity of heavy oil | |
| Husin et al. | An overview of viscosity reducers in heavy crude oil production | |
| US11447705B2 (en) | Means and methods for managing ammonia, amine and normal salt fouling in oil production and refining | |
| WO2023041539A1 (fr) | Dispersion de polymere hydrosoluble pour la fracturation hydraulique | |
| Simms et al. | Testing of the vortoil deoiling hydrocyclone using Canadian offshore crude oil | |
| Udie et al. | Formulation of de-emulsifier for crude oil emulsion treatment using non-polymer de-emulsifying additives | |
| US20230203930A1 (en) | Compositions and methods for improved reservoir fluids separation | |
| EP4526395A1 (en) | Additives for well treatment, methods for preparing well treatment composition using these additives, and applications of said composition | |
| Mohammad-Taheri et al. | Study on Emulsification Tendency of Hydrate and Corrosion Inhibitors on Water-Hydrocarbon Mixture in Gas Pipelines. | |
| Mirvokhid et al. | THE EFFECT OF WATER QUANTITY ON THE RELATIVE VISCOSITY OF WATER-OIL EMULSIONS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PD4A | Correction of name of patent owner |