RU2765453C1 - Composition for intensification of heavy and viscous oil production, method for its production and method for its use - Google Patents
Composition for intensification of heavy and viscous oil production, method for its production and method for its use Download PDFInfo
- Publication number
- RU2765453C1 RU2765453C1 RU2021123383A RU2021123383A RU2765453C1 RU 2765453 C1 RU2765453 C1 RU 2765453C1 RU 2021123383 A RU2021123383 A RU 2021123383A RU 2021123383 A RU2021123383 A RU 2021123383A RU 2765453 C1 RU2765453 C1 RU 2765453C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- temperature
- working fluid
- oil
- heating
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 124
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 73
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract description 72
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 claims abstract description 13
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 claims abstract description 13
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 13
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N tributyl phosphate Chemical compound CCCCOP(=O)(OCCCC)OCCCC STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 17
- 239000011347 resin Substances 0.000 abstract description 12
- 229920005989 resin Polymers 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 39
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 15
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 6
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical class CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N ferrosoferric oxide Chemical compound O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 description 4
- PZZOEXPDTYIBPI-UHFFFAOYSA-N 2-[[2-(4-hydroxyphenyl)ethylamino]methyl]-3,4-dihydro-2H-naphthalen-1-one Chemical compound C1=CC(O)=CC=C1CCNCC1C(=O)C2=CC=CC=C2CC1 PZZOEXPDTYIBPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 3
- -1 for example Substances 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 3
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000003205 fragrance Substances 0.000 description 2
- 239000000852 hydrogen donor Substances 0.000 description 2
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- VCJMYUPGQJHHFU-UHFFFAOYSA-N iron(3+);trinitrate Chemical compound [Fe+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O VCJMYUPGQJHHFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 150000003112 potassium compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- PFKAKHILNWLJRT-UHFFFAOYSA-H 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;iron(2+) Chemical compound [Fe+2].[Fe+2].[Fe+2].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O PFKAKHILNWLJRT-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021577 Iron(II) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000011640 ferrous citrate Substances 0.000 description 1
- 235000019850 ferrous citrate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical compound Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 159000000014 iron salts Chemical class 0.000 description 1
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- MVFCKEFYUDZOCX-UHFFFAOYSA-N iron(2+);dinitrate Chemical compound [Fe+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O MVFCKEFYUDZOCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WBJZTOZJJYAKHQ-UHFFFAOYSA-K iron(3+) phosphate Chemical compound [Fe+3].[O-]P([O-])([O-])=O WBJZTOZJJYAKHQ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- RUTXIHLAWFEWGM-UHFFFAOYSA-H iron(3+) sulfate Chemical compound [Fe+3].[Fe+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O RUTXIHLAWFEWGM-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 229910000155 iron(II) phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- NPFOYSMITVOQOS-UHFFFAOYSA-K iron(III) citrate Chemical compound [Fe+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NPFOYSMITVOQOS-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910000399 iron(III) phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000360 iron(III) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- SDEKDNPYZOERBP-UHFFFAOYSA-H iron(ii) phosphate Chemical compound [Fe+2].[Fe+2].[Fe+2].[O-]P([O-])([O-])=O.[O-]P([O-])([O-])=O SDEKDNPYZOERBP-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений в целом относится к области нефтедобычи, более детально к составу для интенсификации процесса нефтеотдачи при добыче тяжелых высоковязких нефтей, способу получения заявленного состава и способу его применения для интенсификации процесса нефтеотдачи тяжелых высоковязких нефтей.The group of inventions as a whole relates to the field of oil production, in more detail to a composition for intensifying the oil recovery process in the production of heavy high-viscosity oils, a method for obtaining the claimed composition and a method for its use for intensifying the oil recovery process of heavy high-viscosity oils.
На дату предоставления заявочных материалов в мире в целом существует проблема, связанная с тем, что известные способы интенсификации добычи высоковязких нефтей и природных битумов достигли предела возможностей и перестают удовлетворять требованиям нефтедобычи, особенно эта проблема относится к добыче высоковязких нефтей и природных битумов. Указанные недостатки обусловлены тем, что на дату представления настоящей заявки существует актуальная проблема истощения запасов легкого углеводородного сырья (нефти) в силу того, что идет интенсивный процесс ее добычи.At the date of submission of application materials in the world as a whole, there is a problem associated with the fact that the known methods for intensifying the production of high-viscosity oils and natural bitumens have reached the limit of their capabilities and no longer meet the requirements of oil production, this problem especially applies to the production of high-viscosity oils and natural bitumens. These shortcomings are due to the fact that at the date of submission of this application there is an urgent problem of depletion of reserves of light hydrocarbons (oil) due to the fact that there is an intensive process of its extraction.
Наиболее распространенными способом интенсификации добычи высоковязких нефтей и природных битумов являются термические методы добычи, например, паротепловое воздействие. Однако известные методы являются достаточно энергозатратными и неэффективными - необходимы затраты на водоподготовку и парообразование. При этом следует обратить внимание на то, что известные технологии добычи высоковязких нефтей и природных битумов обеспечивают снижение вязкости лишь на этапе добычи нефти, которое является краткосрочным, обратимым и наблюдается только в период обработки перегретым паром и в достаточно широком для обеспечения повышения текучести нефти диапазоне температур от 50 до 300°С.The most common way to intensify the production of high-viscosity oils and natural bitumen is thermal methods of extraction, for example, steam-thermal treatment. However, the known methods are quite energy-consuming and inefficient - the costs of water treatment and steam generation are required. At the same time, attention should be paid to the fact that known technologies for the production of high-viscosity oils and natural bitumens provide a decrease in viscosity only at the stage of oil production, which is short-term, reversible and is observed only during treatment with superheated steam and in a temperature range wide enough to ensure an increase in oil fluidity. from 50 to 300°C.
Таким образом, существует проблема разработки менее энергозатратных в отношении технологий при одновременном повышении эффективности добычи высоковязких нефтей и природных битумов.Thus, there is a problem of developing less energy-intensive technologies while increasing the efficiency of production of high-viscosity oils and natural bitumen.
Для реализации этих целей наиболее эффективными, по мнению заявителя, являются способы и составы с использованием смесей реагентов, известных как таковых из других областей техники, способных повысить нефтеотдачу и обеспечивающих более эффективное воздействие на пласт при минимальных затратах.To achieve these goals, the most effective, according to the Applicant, are methods and compositions using mixtures of reagents, known as such from other fields of technology, capable of increasing oil recovery and providing more effective stimulation at minimal cost.
Анализ исследованного заявителем уровня техники на дату представления заявочных материалов позволяет сделать вывод о том, что в целом требуется одновременное выполнение нескольких факторов, а именно: повышение нефтеотдачи, снижение стоимости состава в целом, при одновременном повышении технологичности и эффективности при использовании по назначению.An analysis of the prior art studied by the applicant as of the date of submission of the application materials allows us to conclude that, in general, the simultaneous implementation of several factors is required, namely: increasing oil recovery, reducing the cost of the composition as a whole, while simultaneously increasing manufacturability and efficiency when used for its intended purpose.
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение по патенту РФ № 2695353 «Композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара», сущностью является композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара c температурой воздействия 100-400°С, включающая наноразмерный катализатор с размером частиц 60-155 нм на основе смешанного оксида железа Fe3O4, отличающаяся тем, что дополнительно содержит водород-донорный растворитель нефрас С4 -155/205 в соотношении: катализатор Fe3O4: нефрас C4 - 155/205 = 1-40 мас.% : 99-60 мас.%.From the studied state of the art, an invention was revealed according to the patent of the Russian Federation No. 2695353 “Composition for underground upgrading of heavy oil and stimulation of oil recovery during steam injection”, the essence is a composition for underground upgrading of heavy oil and stimulation of oil recovery during steam injection with an exposure temperature of 100-400°C, including a nano-sized catalyst with a particle size of 60-155 nm based on mixed iron oxide Fe3O4, characterized in that it additionally contains a hydrogen-donor solvent nefras C4 -155/205 in the ratio: catalyst Fe3O4: nefras C4 - 155/205 = 1-40 wt% : 99-60 wt%.
Таким образом, в целом, достигается повышение эффективности облагораживания и конверсии тяжелых нефтей за счет совместного применения наноразмерного катализатора и водород-донорного растворителя нефрас при паротепловом воздействии.Thus, in general, an increase in the efficiency of upgrading and conversion of heavy oils is achieved due to the combined use of a nanoscale catalyst and a hydrogen-donor solvent nefras under thermal steam exposure.
Недостатком известного технического решения в отношения способа является необходимость паротеплового воздействия при температурах в диапазоне 100-400°С и использование нефраса C4 - 155/205 = 1-40 мас.% : 99-60 мас.%, что является не только высокозатратным и низкоэффективным в смысле затрат энергоресурсов, но и одновременно не экологичным, так как нефрас является взрыво-пожароопасным, оказывает токсичное воздействие, что требует введение соответствующих природоохранных мер.The disadvantage of the known technical solution in relation to the method is the need for steam and thermal exposure at temperatures in the range of 100-400°C and the use of nefras C4 - 155/205 = 1-40 wt.%: 99-60 wt.%, which is not only costly and inefficient in terms of energy costs, but at the same time not environmentally friendly, since nefras is explosive and flammable, has a toxic effect, which requires the introduction of appropriate environmental measures.
Кроме того известное изобретение предполагает нагрев воды до высоких температур и необходимость применения мер по технике безопасности при работе в высокотемпературными и взрыво-пожароопасными реагентами, что в целом снижает эффективность его использования по назначению.In addition, the well-known invention involves heating water to high temperatures and the need to apply safety measures when working in high-temperature and explosive reagents, which generally reduces the efficiency of its intended use.
Из исследованного уровня техники выявлена группа изобретений по патенту РФ 2655391 «Способ получения наноразмерного катализатора на основе смешанного оксида железа для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья и катализатор, полученный этим способом».From the studied level of technology, a group of inventions was identified according to the RF patent 2655391 "Method for producing a nanosized catalyst based on mixed iron oxide for intensifying the production of heavy hydrocarbon raw materials and the catalyst obtained by this method."
Сущностью известного изобретения является способ получения наноразмерного катализатора на основе смешанного оксида железа Fe3O4 для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, который ведут при комнатной температуре и атмосферном давлении посредством смешения двух предварительно приготовленных водных растворов, при этом первый водный раствор состоит из смеси солей железа Fe2+ и Fe3+, второй водный раствор состоит из осадителя, в качестве последнего используют основные гидроксиды, например гидроксид аммония, гидроксиды щелочноземельных металлов, и стабилизирующего вещества, в качестве которого используют поверхностно-активные вещества, при этом процесс смешивания ведут при непрерывном кавитационном воздействии посредством ультразвукового диспергатора в течение не более тридцати минут, с получением золя смешанного оксида железа Fe3O4, далее полученную реакционную массу подвергают обработке ионообменными смолами без отключения кавитационного воздействия на массу, при этом ионообменные смолы добавляют в реакционную массу до тех пор, пока значение pH массы не достигнет нейтрального значения, с получением целевого продукта.The essence of the known invention is a method for producing a nanoscale catalyst based on mixed iron oxide Fe 3 O 4 for intensifying the production of heavy hydrocarbon feedstock, which is carried out at room temperature and atmospheric pressure by mixing two pre-prepared aqueous solutions, while the first aqueous solution consists of a mixture of iron salts Fe 2+ and Fe 3+ , the second aqueous solution consists of a precipitant, as the latter, basic hydroxides are used, for example, ammonium hydroxide, alkaline earth metal hydroxides, and a stabilizing agent, which is used as surfactants, while the mixing process is carried out at a continuous cavitation effect by means of an ultrasonic disperser for no more than thirty minutes, to obtain a sol of mixed iron oxide Fe 3 O 4 , then the resulting reaction mass is subjected to treatment with ion-exchange resins without turning off the cavitation effect on the mass, at e In this case, ion exchange resins are added to the reaction mass until the pH value of the mass reaches a neutral value, to obtain the target product.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве исходных соединений железа Fe2+ и Fe3+ используют, например, хлорид железа (II), хлорид железа (III), сульфата железа (II), сульфат железа (III), нитрат железа (II), нитрат железа (III), цитрат железа (II), цитрат железа (III), фосфат железа (II) и фосфат железа (III).2. The method according to claim 1, characterized in that, for example, iron (II) chloride, iron (III) chloride, iron (II) sulfate, iron (III) sulfate are used as the starting iron compounds Fe 2+ and Fe 3+ ), iron(II) nitrate, iron(III) nitrate, iron(II) citrate, iron(III) citrate, iron(II) phosphate, and iron(III) phosphate.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве стабилизирующего поверхностно-активного вещества используют, например, полиакриловую кислоту, лаурилсульфат натрия, полиметакриловую кислоту.4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ионообменных смол используют катиониты и аниониты, например в качестве катионита используют Катионит КУ-2-8, в качестве анионита - Анионит АВ-17-8.3. The method according to claim 1, characterized in that, for example, polyacrylic acid, sodium lauryl sulfate, polymethacrylic acid are used as a stabilizing surfactant. The method according to claim 1, characterized in that cation exchangers and anion exchangers are used as ion exchange resins, for example, KU-2-8 Cation exchanger is used as cation exchanger, AV-17-8 Anion exchanger is used as anion exchanger.
2. Катализатор на основе смешанного оксида железа Fe3O4 для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, полученный по п. 1, представляющий собой золь магнетита с химической формулой Fe3O4 с размерами частиц, находящимися в диапазоне от 50 и до 165 нм и их объемной концентрацией на уровне не менее 90% от объема полученного целевого продукта.2. The catalyst based on mixed iron oxide Fe 3 O 4 for intensifying the production of heavy hydrocarbon raw materials, obtained according to claim 1, which is a magnetite sol with the chemical formula Fe 3 O 4 with particle sizes ranging from 50 to 165 nm and their volume concentration at the level of at least 90% of the volume of the resulting target product.
Недостатком известного технического решения в отношении способа получения наноразмерного катализатора является необходимость смешивания при непрерывном использовании ультразвукового диспергатора, что может представлять сложности при применении наноразмерного катализатора в промышленных объемах.The disadvantage of the known technical solution in relation to the method of obtaining a nanosized catalyst is the need for mixing with continuous use of an ultrasonic disperser, which can be difficult when using a nanosized catalyst in industrial volumes.
Недостатком известного технического решения в отношении катализатора является использование высоких температур в промысловых условиях паротеплового воздействия - в интервале температур от плюс 180 до 300°С для достижения эффективности использования катализатора. Таким образом, известное изобретение является малоэффективным при использовании по назначению по сравнению с заявленным техническим решением.The disadvantage of the known technical solution in relation to the catalyst is the use of high temperatures in field conditions of thermal steam exposure - in the temperature range from plus 180 to 300°C to achieve the efficiency of the catalyst. Thus, the known invention is ineffective when used for its intended purpose in comparison with the claimed technical solution.
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение по патенту РФ 2228951 «Средство для очистки твердой поверхности», сущностью является средство для очистки твердой поверхности от нефти, ее высокоатомных составляющих и парафинов, включающее синтамид-5, трибутиловый эфир фосфорной кислоты, моноэтаноламин, соединение калия, хвойную отдушку и воду, отличающееся тем, что в качестве соединения калия содержит гидроокись калия и дополнительно - антивспениватель ПК-3 при следующем соотношении компонентов, мас.%:From the studied level of technology, an invention was revealed according to the RF patent 2228951 "Means for cleaning a hard surface", the essence is a means for cleaning a hard surface from oil, its high-atomic components and paraffins, including synthamide-5, tributyl ester of phosphoric acid, monoethanolamine, a potassium compound, coniferous fragrance and water, characterized in that it contains potassium hydroxide as a potassium compound and, additionally, an antifoam agent PK-3 in the following ratio, wt.%:
Синтамид-5 60-65Syntamid-5 60-65
Трибутиловый эфир фосфорной кислоты 15-20Phosphoric acid tributyl ester 15-20
Моноэтаноламин 9,5-10,5Monoethanolamine 9.5-10.5
Гидроокись калия 5,0-10,0Potassium hydroxide 5.0-10.0
Хвойная отдушка 0,1-0,5Coniferous fragrance 0.1-0.5
Антивспениватель ПК-3 0,1-0,5Antifoam agent PK-3 0.1-0.5
Вода до 100Water up to 100
Недостатком известного технического решения в отношения состава является сложный состав и сложность технологии его получения в связи с применением большого количества компонентов - шесть против трех, используемых в заявленном техническом решении, что значительно менее затратно (в заявленном техническом решении) и, как следствие, более технологично и, соответсвенно, экономически целесообразнее при использовании по назначению.The disadvantage of the known technical solution in terms of composition is the complex composition and the complexity of the technology for its production due to the use of a large number of components - six versus three used in the claimed technical solution, which is much less expensive (in the claimed technical solution) and, as a result, more technologically advanced and, accordingly, more cost-effective when used for its intended purpose.
Из исследованного уровня техники выявлена группа изобретений по патенту РФ № 2605935 «Способ получения катализатора для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья и способ его применения», выбранных заявителем в качестве прототипа. Сущностью является способ получения катализатора для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, заключающийся в том, что проводят реакцию взаимодействия при нагревании от 80 до 180°C оксида металла переменной валентности и алкилбензолсульфокислоты.From the studied prior art, a group of inventions was identified according to the RF patent No. 2605935 "Method for producing a catalyst for intensifying the production of heavy hydrocarbon raw materials and a method for its use", selected by the applicant as a prototype. The essence is a method for producing a catalyst for intensifying the production of heavy hydrocarbon raw materials, which consists in the fact that an interaction reaction is carried out by heating from 80 to 180°C a metal oxide of variable valence and alkylbenzenesulfonic acid.
Недостатком в отношении способа получения катализатора является сложность его изготовления, так как предполагается нагрев компонентов до высокой (от 80 до 180°C) температуры, что снижает эффективность использования способа при добыче нефти, т.к. эта операция делается предварительно на достаточно сложном оборудовании и с применением кислоты.The disadvantage in relation to the method of obtaining a catalyst is the complexity of its manufacture, since it is assumed that the components are heated to a high (from 80 to 180°C) temperature, which reduces the efficiency of using the method in oil production, tk. this operation is done previously on rather sophisticated equipment and with the use of acid.
Недостатком в отношении способа применения катализатора является то, что температура применяемого в промысловых условиях паротеплового воздействия составляет от 180 до 300°C, в то время как в заявленном техническом решении температура теплового воздействия находится в диапазоне от 60 до 80°С. The disadvantage in relation to the method of using the catalyst is that the temperature of the steam-thermal effect used in field conditions is from 180 to 300°C, while in the claimed technical solution the temperature of the thermal effect is in the range from 60 to 80°C.
При этом получено высокое содержание смол, асфальтенов и низкая доля легких углеводородов.At the same time, a high content of resins, asphaltenes and a low proportion of light hydrocarbons were obtained.
Таким образом, недостатками прототипа по сравнению с заявленным техническим решением в целом являются:Thus, the disadvantages of the prototype compared to the claimed technical solution as a whole are:
1 - высокое содержание смол,1 - high resin content,
2 - высокое содержание асфальтенов,2 - high content of asphaltenes,
3 - низкая доля легких углеводородов,3 - low proportion of light hydrocarbons,
4 - энергозатраты на парообразование при паротепловом воздействии,4 - energy consumption for vaporization under thermal steam exposure,
5 - затраты на водоподготовку, для которой используются химреагенты, и необходимость закупки оборудования для водоподготовки.5 - the cost of water treatment, for which chemicals are used, and the need to purchase equipment for water treatment.
Целями и техническим результатом заявленного технического решения является устранение недостатков прототипа, а именно:The goals and technical result of the claimed technical solution is to eliminate the shortcomings of the prototype, namely:
1 - снижение содержания асфальтенов,1 - reduction of asphaltene content,
2 - снижение содержания смол,2 - reduction of resin content,
3 - увеличение доли легких углеводородов, 3 - increase in the proportion of light hydrocarbons,
4 - исключение затрат на парообразование,4 - exclusion of the cost of steam generation,
5 - исключение затрат на водоподготовку, включая исключение закупки оборудования для водоподготовки и химреагентов.5 - exclusion of water treatment costs, including the exclusion of the purchase of water treatment equipment and chemicals.
Сущностью заявленного технического решения является состав для интенсификации добычи тяжелых и вязких нефтей характеризующийся тем, что содержит следующее соотношение компонентов, мас. %The essence of the claimed technical solution is a composition for intensifying the production of heavy and viscous oils, characterized in that it contains the following ratio of components, wt. %
Способ получения состава по п.1, заключающийся в том, что берут 50 - 70 масс.% смеси полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17, нагревают до температуры в диапазоне от 40 до 70°C при активном перемешивании, добавляют 20 - 30 масс.% трибутилового эфира фосфорной кислоты с поддержанием перемешивания и нагрева при температуре от 40 до 70°C, добавляют 10 - 20 масс.% моноэтаноламина с поддержанием перемешивания и нагрева при температуре от 40 до 70°C, при этом нагрев и перемешивание осуществляется в течение 1 - 4 часов; после завершения синтеза реакционную массу охлаждают при комнатной температуре. Способ использования состава по п.1, заключающийся в том, что берут состав по п.1, растворяют в рабочей жидкости - воде в диапазоне концентрации от 0,1 до 10% состава в рабочей жидкости; далее раствор перемешивают и доводят до полного растворения состава в рабочей жидкости при температуре окружающей среды; далее растворенный в рабочей жидкости состав в концентрации от 0,1 до 10% добавляют в реактор с образцом нефти в соотношении раствор рабочей жидкости с составом : нефть = 1 : 1 и выдерживают 6 часов при температуре 80°С под заданным давлением.The method for obtaining the composition according to claim 1, which consists in taking 50 - 70 wt.% of a mixture of polyoxyethylated esters of monoethanolamides of fatty acids of coconut oil fraction C7-C17, heated to a temperature in the range from 40 to 70 ° C with active stirring, add 20 - 30 wt.% tributyl ester of phosphoric acid while maintaining stirring and heating at a temperature of 40 to 70°C, add 10 to 20 wt.% monoethanolamine with maintaining stirring and heating at a temperature of 40 to 70°C, while heating and stirring carried out within 1 - 4 hours; after completion of the synthesis, the reaction mass is cooled at room temperature. The method of using the composition according to claim 1, which consists in taking the composition according to claim 1, dissolving it in the working fluid - water in the concentration range from 0.1 to 10% of the composition in the working fluid; then the solution is stirred and brought to complete dissolution of the composition in the working fluid at ambient temperature; then the composition dissolved in the working fluid at a concentration of 0.1 to 10% is added to the reactor with an oil sample in the ratio of the working fluid solution with the composition : oil = 1 : 1 and kept for 6 hours at a temperature of 80°C under a given pressure.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.Further, the applicant provides a description of the claimed technical solution.
Поставленные цели и заявленный технический результат достигаются за счет разработки состава, способа его получения и способа использования для добычи высоковязкой нефти путем снижения ее вязкости и облагораживания (уменьшения плотности путем снижения содержания асфальтенов, смол).The set goals and the claimed technical result are achieved by developing a composition, a method for its production and a method for using it for the production of high-viscosity oil by reducing its viscosity and upgrading (reducing density by reducing the content of asphaltenes, resins).
Заявленный состав и содержание компонентов подобраны заявителем экспериментальным путем, диапазон концентраций зависит от состава нефти и породы пласта.The claimed composition and content of the components are selected by the applicant experimentally, the range of concentrations depends on the composition of the oil and the reservoir rock.
Ниже заявителем приведен заявленный состав, масс.%:Below, the applicant gives the claimed composition, wt.%:
Далее заявителем приведено краткое описание каждого компонента заявленного состава.The applicant then provides a brief description of each component of the claimed composition.
Смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17 является поверхностно-активным веществом и выступает в роли диспергатора. Имеет санитарно-эпидемиологическое заключение № 2.20.05.248.П.001903.10.07 от 10.10.2007 г. [http://biohim-nn.ru/Katalog/Sintamid-5K].A mixture of polyoxyethylated ethers of monoethanolamides of fatty acids of coconut oil fraction C7-C17 is a surfactant and acts as a dispersant. He has a sanitary-epidemiological conclusion No. 2.20.05.248.P.001903.10.07 dated October 10, 2007 [http://biohim-nn.ru/Katalog/Sintamid-5K].
Трибутиловый эфир фосфорной кислоты является растворителем. Выпускается, например, по ТУ 2435-305-05763458-01 [http://asta34.ru/perechen-produkcii.html].Phosphoric acid tributyl ester is the solvent. It is produced, for example, according to TU 2435-305-05763458-01 [http://asta34.ru/perechen-produkcii.html].
Моноэтаноламин является антикоррозийной добавкой. Выпускается, например, по ГОСТ 19234-87 (СТ СЭВ 2338-80).Monoethanolamine is an anti-corrosion additive. It is produced, for example, according to GOST 19234-87 (ST SEV 2338-80).
Заявленный состав получают заявленным способом следующим образом.The claimed composition is obtained by the claimed method as follows.
Заявленный состав получают посредством смешивания исходных компонентов в смесителях любой конструкции.The claimed composition is obtained by mixing the initial components in mixers of any design.
Процесс смешивания одностадийный, осуществляется в течение 1-4 часов при температуре 40 - 70°C.The mixing process is one-stage, carried out within 1-4 hours at a temperature of 40 - 70°C.
При этом уменьшение времени менее 1-го часа является недостаточным для получения однородного состава, а увеличение времени смешивания более 4-х часов является нецелесообразным.At the same time, reducing the time to less than 1 hour is insufficient to obtain a homogeneous composition, and increasing the mixing time to more than 4 hours is inappropriate.
При этом температура менее 40°C не обеспечивает полное смешивание реагентов, а нагрев более 70°C является излишним, т.к. происходит полное растворение исходных компонентов.At the same time, a temperature below 40°C does not ensure complete mixing of the reagents, and heating above 70°C is unnecessary, because complete dissolution of the original components.
При этом заявленный способ является экологически чистым и не образует отходов. Температуру и продолжительность нагрева заявленного состава выбирают, исходя из особенностей характерных параметров нефти конкретных месторождений, а именно:The claimed method is environmentally friendly and does not generate waste. The temperature and duration of heating of the claimed composition is chosen based on the characteristics of the characteristic parameters of oil from specific fields, namely:
- вязкости,- viscosity,
- содержания смол,- resin content,
- содержания асфальтенов.- asphaltene content.
Далее заявителем приведена общая последовательность действий заявленного способа получения заявленного состава.Further, the applicant provides a general sequence of actions of the claimed method for obtaining the claimed composition.
1 - берут 50 - 70 масс.% смеси полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17;1 - take 50 - 70 wt.% of a mixture of polyoxyethylated esters of monoethanolamides of fatty acids of coconut oil fraction C7-C17;
2 - нагревают смесь до температуры в диапазоне от 40 до 70°C при активном перемешивании, например, на магнитной мешалке в термостойкой емкости;2 - heat the mixture to a temperature in the range from 40 to 70°C with active stirring, for example, on a magnetic stirrer in a heat-resistant container;
3 - берут 20 - 30 масс.% трибутилового эфира фосфорной кислоты и добавляют его в емкость с предварительно нагретой смесью полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17, с поддержанием перемешивания и нагрева при температуре от 40 до 70°C;3 - take 20 - 30 wt.% tributyl ester of phosphoric acid and add it to a container with a pre-heated mixture of polyoxyethylated ethers of monoethanolamides of coconut oil fatty acids fraction C7-C17, while maintaining stirring and heating at a temperature of from 40 to 70°C;
4 - далее берут 10 - 20 масс.% моноэтаноламина и добавляют в емкость с смесью, полученной на предыдущем этапе, с поддержанием перемешивания и нагрева при температуре от 40 до 70°C. Нагрев и перемешивание осуществляют в течение 1 - 4 часов.4 - then take 10 - 20 wt.% monoethanolamine and add to the container with the mixture obtained in the previous step, maintaining stirring and heating at a temperature of 40 to 70°C. Heating and stirring is carried out for 1 to 4 hours.
5 - после завершения синтеза реакционную массу охлаждают при комнатной температуре естественным путем.5 - after completion of the synthesis, the reaction mass is cooled at room temperature in a natural way.
Получают заявленный состав, который представляет собой вязкую массу от насыщенного желтого до светло-коричневого цветов.Get the claimed composition, which is a viscous mass from saturated yellow to light brown.
Заявленный состав растворим в полярных и неполярных средах, например - нефти, нефтепродуктах, органических растворителях, воде.The claimed composition is soluble in polar and non-polar media, such as oil, oil products, organic solvents, water.
Процесс получения заявленного состава отличается экологической чистотой, т.к. при этом не образуется отходов.The process of obtaining the claimed composition is environmentally friendly, because. it does not generate waste.
Далее заявителем приведена общая последовательность действий заявленного способа использования заявленного состава.Further, the applicant provides a general sequence of actions of the claimed method of using the claimed composition.
Способ использования заявленного состава заключается в том, что:The method of using the claimed composition is that:
- берут заявленный состав, растворяют в рабочей жидкости в диапазоне концентрации от 0,1 до 10% состава в рабочей жидкости. В качестве рабочей жидкости используют воду (пластовая вода, попутно добываемая вода и т.д.);- take the claimed composition, dissolve in the working fluid in the concentration range from 0.1 to 10% of the composition in the working fluid. Water is used as a working fluid (formation water, produced water, etc.);
- далее раствор перемешивают и доводят до полного растворения состава в рабочей жидкости при температуре окружающей среды, при этом получают готовый к использованию раствор состава в рабочей жидкости, пригодный к использованию для тех или иных нефтяных месторождений с учетом физико-химической природы как флюидов, так и породы пласта;- further, the solution is mixed and brought to complete dissolution of the composition in the working fluid at ambient temperature, while a ready-to-use solution of the composition in the working fluid is obtained, suitable for use in various oil fields, taking into account the physicochemical nature of both fluids and formation rocks;
- растворенный в рабочей жидкости состав в концентрации от 0,1 до 10% добавляют в реактор с образцом нефти в соотношении раствор рабочей жидкости с составом : нефть = 1 : 1 и выдерживают 6 часов при температуре 80°С под заданным давлением, зависящим от пластового давления.- the composition dissolved in the working fluid at a concentration of 0.1 to 10% is added to the reactor with an oil sample in the ratio of the working fluid solution with the composition : oil = 1 : 1 and kept for 6 hours at a temperature of 80°C under a given pressure, depending on the reservoir pressure.
Заявитель поясняет, что концентрацию состава в рабочей жидкости подбирают опытным путем с учетом переменных характеристик (коллекторских свойств) нефтеносного пласта породы конкретного месторождения и характеристики добываемого углеводородного энергоносителя, например - материала породы, его проницаемости, пористости и трещиноватости, вязкости содержащейся в пласте нефти, температуры пласта. Указанная область массовой концентрации состава может быть расширена. Однако превышение концентрации выше указанного максимума в 10% будет экономически нецелесообразным, хотя и будет способствовать некоторому увеличению каталитического действия заявляемого изобретения; в свою очередь использование концентраций менее 0,1% минимальных значений не приведет к заметному повышению эффективности заявленного состава.The applicant explains that the concentration of the composition in the working fluid is selected empirically, taking into account the variable characteristics (reservoir properties) of the oil-bearing formation of the rock of a particular field and the characteristics of the produced hydrocarbon energy carrier, for example, the rock material, its permeability, porosity and fracturing, the viscosity of the oil contained in the formation, temperature formation. The specified area of mass concentration of the composition can be expanded. However, exceeding the concentration above the specified maximum of 10% will not be economically feasible, although it will contribute to some increase in the catalytic effect of the claimed invention; in turn, the use of concentrations of less than 0.1% of the minimum values will not lead to a noticeable increase in the effectiveness of the claimed composition.
Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения.Further, the applicant provides examples of implementation the claimed technical solution.
Пример 1. Получение заявленного состава с содержанием смеси полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17 50 масс.%, трибутилового эфира фосфорной кислоты 30 масс.%, моноэтаноламина 20 масс.%, температуры нагрева 40°C.Example 1. Obtaining the claimed composition containing a mixture of polyoxyethylated esters of fatty acid monoethanolamides coconut oil fraction C7-C17 50 wt.%, tributyl ester of phosphoric acid 30 wt.%, monoethanolamine 20 wt.%, heating temperature 40°C.
1 - берут, например, 50 г смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17;1 - take, for example, 50 g of a mixture of polyoxyethylated esters of fatty acid monoethanolamides of coconut oil fraction C7-C17;
2 - нагревают смесь, например, до температуры 40°C, например, в течение 1 часа, при активном перемешивании, например, на магнитной мешалке, например, в термостойкой стеклянной емкости. 2 - heat the mixture, for example, to a temperature of 40°C, for example, within 1 hour, at active stirring, for example, on a magnetic stirrer, for example, in a heat-resistant glass container.
3 - берут, например, 30 г трибутилового эфира фосфорной кислоты и добавляют ее в емкость с предварительно нагретой смесью полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17, при поддержании перемешивания и, нагрева при температуре 40°C;3 - take, for example, 30 g of tributyl ester of phosphoric acid and add it to a container with a preheated mixture of polyoxyethylated ethers of monoethanolamides of coconut oil fatty acids fraction C7-C17, while maintaining stirring and heating at a temperature of 40°C;
4 - далее берут, например, 20 г моноэтаноламина и добавляют в емкость с нагретой смесью, полученной на предыдущем этапе с поддержанием перемешивания и нагрева при температуре 40°C. Нагрев и перемешивание осуществляется в течение, например, 1 часа.4 - then take, for example, 20 g of monoethanolamine and add to a container with a heated mixture obtained in the previous step while maintaining stirring and heating at a temperature of 40°C. Heating and stirring is carried out for, for example, 1 hour.
5 - после завершения синтеза реакционную массу охлаждают при комнатной температуре естественным путем.5 - after completion of the synthesis, the reaction mass is cooled at room temperature in a natural way.
Получают заявленный состав, который представляет собой вязкую массу насыщенного желтого цвета.Get the claimed composition, which is a viscous mass of saturated yellow.
Пример 2. Получение заявленного состава с содержанием смеси полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17 60 масс.%, трибутилового эфира фосфорной кислоты 25 масс.%, моноэтаноламина 15 масс.%, температуры нагрева 55°C.Example 2. Obtaining the claimed composition containing a mixture of polyoxyethylated esters of monoethanolamides of fatty acids of coconut oil fraction C7-C17 60 wt.%, tributyl ester of phosphoric acid 25 wt.%, monoethanolamine 15 wt.%, heating temperature 55°C.
1 - берут, например, 60 г смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17;1 - take, for example, 60 g of a mixture of polyoxyethylated esters of monoethanolamides of coconut oil fatty acids fraction C7-C17;
2 - нагревают смесь, например, до температуры 55°C, при активном перемешивании, например, на магнитной мешалке, например, в термостойкой стеклянной емкости;2 - heat the mixture, for example, to a temperature of 55 ° C, at active stirring, for example, on a magnetic stirrer, for example, in a heat-resistant glass container;
3 - берут, например, 25 г трибутилового эфира фосфорной кислоты и добавляют ее в емкость с предварительно нагретой смесью полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17, при поддержании перемешивания и, нагрева при температуре 55°C;3 - take, for example, 25 g of tributyl ester of phosphoric acid and add it to a container with a preheated mixture of polyoxyethylated esters of monoethanolamides of coconut oil fatty acids fraction C7-C17, while maintaining stirring and heating at a temperature of 55°C;
4 - далее берут, например, 15 г моноэтаноламина и добавляют в емкость с нагретой смесью, полученной на предыдущем этапе с поддержанием перемешивания и нагрева при температуре 55°C. Нагрев и перемешивание осуществляется в течение, например, 2,5 часа;4 - then take, for example, 15 g of monoethanolamine and add to a container with a heated mixture obtained in the previous step while maintaining stirring and heating at a temperature of 55°C. Heating and stirring is carried out for, for example, 2.5 hours;
5 - после завершения синтеза реакционную массу охлаждают при комнатной температуре естественным путем.5 - after completion of the synthesis, the reaction mass is cooled at room temperature in a natural way.
Получают заявленный состав, который представляет собой вязкую массу светло-коричневого цвета.Get the claimed composition, which is a viscous mass of light brown color.
Пример 3. Получение заявленного состава с содержанием смеси полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17 70 масс.%, трибутилового эфира фосфорной кислоты 20 масс.%, моноэтаноламина 10 масс.%, температуры нагрева 70°C.Example 3. Obtaining the claimed composition containing a mixture of polyoxyethylated esters of monoethanolamides of fatty acids of coconut oil fraction C7-C17 70 wt.%, tributyl ester of phosphoric acid 20 wt.%, monoethanolamine 10 wt.%, heating temperature 70°C.
1 - берут, например, 70 г смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17;1 - take, for example, 70 g of a mixture of polyoxyethylated esters of fatty acid monoethanolamides of coconut oil fraction C7-C17;
2 - нагревают смесь, например, до температуры 70°C, при активном перемешивании, например, на магнитной мешалке, например, в термостойкой стеклянной емкости;2 - the mixture is heated, for example, to a temperature of 70°C, with active stirring, for example, on a magnetic stirrer, for example, in a heat-resistant glass container;
3 - берут, например, 20 г трибутилового эфира фосфорной кислоты и добавляют ее в емкость с предварительно нагретой смесью полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17, при поддержании перемешивания и, нагрева при температуре 70°C;3 - take, for example, 20 g of tributyl ester of phosphoric acid and add it to a container with a preheated mixture of polyoxyethylated esters of monoethanolamides of coconut oil fatty acids fraction C7-C17, while maintaining stirring and heating at a temperature of 70°C;
4 - далее берут, например, 10 г моноэтаноламина и добавляют в емкость с нагретой смесью, полученной на предыдущем этапе с поддержанием перемешивания и нагрева при температуре 70°C. Нагрев и перемешивание осуществляется в течение, например, 4 часа;4 - then take, for example, 10 g of monoethanolamine and add to a container with a heated mixture obtained in the previous step while maintaining stirring and heating at a temperature of 70°C. Heating and stirring is carried out for, for example, 4 hours;
5 - после завершения синтеза реакционную массу охлаждают при комнатной температуре естественным путем.5 - after completion of the synthesis, the reaction mass is cooled at room temperature in a natural way.
Получают заявленный состав, который представляет собой вязкую массу светло-коричневого цвета.Get the claimed composition, which is a viscous mass of light brown color.
Далее приведены примеры способа использования заявленного состава:The following are examples of how to use the claimed composition:
Пример 4. Использование заявленного состава концентрацией 0,1 масс.% для интенсификации добычи тяжелых и вязких нефтей.Example 4. The use of the claimed composition with a concentration of 0.1 wt.% to intensify the production of heavy and viscous oils.
Эффективность заявленного состава оценена с использованием реактора высокого давления Parr Instrument (г. Молин, Иллинойс, США) применительно к образцу нефти Ашальчинского месторождения в Татарстане.The effectiveness of the claimed composition was evaluated using a Parr Instrument high-pressure reactor (Moline, Illinois, USA) in relation to an oil sample from the Ashalchinskoye field in Tatarstan.
Эксперимент проведен следующим образом:The experiment was carried out as follows:
- берут заявленный состав, например, полученный по Примеру 1, растворяют в рабочей жидкости в концентрации, например, 0,1 масс.% состава в рабочей жидкости. В качестве рабочей жидкости используют, например, пластовую воду, при этом перемешивание производят в любой технической емкости, например, в стальной цистерне;- take the claimed composition, for example, obtained according to Example 1, dissolved in the working fluid at a concentration of, for example, 0.1 wt.% composition in the working fluid. As a working fluid, for example, formation water is used, while mixing is carried out in any technical container, for example, in a steel tank;
- далее раствор перемешивают и доводят до полного растворения состава в рабочей жидкости при температуре окружающей среды, при этом получают готовый к использованию раствор состава в рабочей жидкости, пригодный к использованию;- then the solution is mixed and brought to complete dissolution of the composition in the working fluid at ambient temperature, while getting a ready-to-use solution of the composition in the working fluid, suitable for use;
- растворенный в рабочей жидкости состав в концентрации 0,1 масс.% добавляют в реактор с образцом нефти в соотношении раствор рабочей жидкости с составом : нефть = 1 : 1 и выдерживают 6 часов при температуре 80°С под давлением, например, 4, 5 МПа.- the composition dissolved in the working fluid at a concentration of 0.1 wt.% is added to the reactor with an oil sample in the ratio of the solution of the working fluid with the composition : oil = 1 : 1 and kept for 6 hours at a temperature of 80°C under pressure, for example, 4, 5 MPa.
При этом воздействие заявленного состава на нефть привело к существенному изменению физико-химических свойств нефти, а именно:At the same time, the impact of the claimed composition on oil led to a significant change in the physicochemical properties of oil, namely:
- снижению доли асфальтенов на 5%, - decrease in the share of asphaltenes by 5%,
- снижению доли смол - на 10%,- decrease in the proportion of resins - by 10%,
- увеличению доли легких углеводородов на 20%,- increase in the share of light hydrocarbons by 20%,
- снижению вязкости на 27%.- Viscosity reduction by 27%.
Пример 5. Использование заявленного состава концентрацией 5 масс.% для интенсификации добычи тяжелых и вязких нефтей.Example 5. The use of the claimed composition with a concentration of 5 wt.% to intensify the production of heavy and viscous oils.
Эффективность заявленного состава оценена с использованием реактора высокого давления Parr Instrument (г. Молин, Иллинойс, США) применительно к образцу нефти Ашальчинского месторождения в Татарстане.The effectiveness of the claimed composition was evaluated using a Parr Instrument high-pressure reactor (Moline, Illinois, USA) in relation to an oil sample from the Ashalchinskoye field in Tatarstan.
Эксперимент проведен следующим образом:The experiment was carried out as follows:
- берут заявленный состав, например, полученный по Примеру 2, растворяют в рабочей жидкости в концентрации, например, 5 масс.% состава в рабочей жидкости. В качестве рабочей жидкости используют, например, пластовую воду, при этом перемешивание производят в любой технической емкости, например, в стальной цистерне;- take the claimed composition, for example, obtained in Example 2, dissolved in the working fluid at a concentration of, for example, 5 wt.% composition in the working fluid. As a working fluid, for example, formation water is used, while mixing is carried out in any technical container, for example, in a steel tank;
- далее раствор перемешивают и доводят до полного растворения состава в рабочей жидкости при температуре окружающей среды, при этом получают готовый к использованию раствор состава в рабочей жидкости, пригодный к использованию;- then the solution is mixed and brought to complete dissolution of the composition in the working fluid at ambient temperature, while getting a ready-to-use solution of the composition in the working fluid, suitable for use;
- растворенный в рабочей жидкости состав в концентрации 5 масс.% добавляют в реактор с образцом нефти в соотношении раствор рабочей жидкости с составом : нефть = 1 : 1 и выдерживают 6 часов при температуре 80°С под давлением, например, 4, 5 МПа.- the composition dissolved in the working fluid at a concentration of 5 wt.% is added to the reactor with an oil sample in the ratio of the working fluid solution with the composition : oil = 1 : 1 and kept for 6 hours at a temperature of 80°C under pressure, for example, 4.5 MPa.
При этом воздействие заявленного состава на нефть привело к существенному изменению физико-химических свойств нефти, а именно:At the same time, the impact of the claimed composition on oil led to a significant change in the physicochemical properties of oil, namely:
- снижению доли асфальтенов на 18%,- reducing the share of asphaltenes by 18%,
- снижению доли смол - на 17%,- decrease in the share of resins - by 17%,
- увеличению доли легких углеводородов на 35%,- an increase in the share of light hydrocarbons by 35%,
- снижению вязкости на 31%.- Viscosity reduction by 31%.
Пример 6. Использование заявленного состава концентрацией 10 масс.% для интенсификации добычи тяжелых и вязких нефтей.Example 6. The use of the claimed composition with a concentration of 10 wt.% to intensify the production of heavy and viscous oils.
Эффективность заявленного состава оценена с использованием реактора высокого давления Parr Instrument (г. Молин, Иллинойс, США) применительно к образцу нефти Ашальчинского месторождения в Татарстане.The effectiveness of the claimed composition was evaluated using a Parr Instrument high-pressure reactor (Moline, Illinois, USA) in relation to an oil sample from the Ashalchinskoye field in Tatarstan.
Эксперимент проведен следующим образом:The experiment was carried out as follows:
- берут заявленный состав, например, полученный по Примеру 3, растворяют в рабочей жидкости в концентрации, например, 10 масс.% состава в рабочей жидкости. В качестве рабочей жидкости используют, например, пластовую воду, при этом перемешивание производят в любой технической емкости, например, в стальной цистерне;- take the claimed composition, for example, obtained according to Example 3, dissolved in the working fluid at a concentration of, for example, 10 wt.% composition in the working fluid. As a working fluid, for example, formation water is used, while mixing is carried out in any technical container, for example, in a steel tank;
- далее раствор перемешивают и доводят до полного растворения состава в рабочей жидкости при температуре окружающей среды, при этом получают готовый к использованию раствор состава в рабочей жидкости, пригодный к использованию;- then the solution is mixed and brought to complete dissolution of the composition in the working fluid at ambient temperature, while getting a ready-to-use solution of the composition in the working fluid, suitable for use;
- растворенный в рабочей жидкости состав в концентрации 10 масс.% добавляют в реактор с образцом нефти в соотношении раствор рабочей жидкости с составом : нефть = 1 : 1 и выдерживают 6 часов при температуре 80°С под давлением, например, 4, 5 МПа.- the composition dissolved in the working fluid at a concentration of 10 wt.% is added to the reactor with an oil sample in the ratio of the solution of the working fluid with the composition : oil = 1 : 1 and kept for 6 hours at a temperature of 80°C under pressure, for example, 4.5 MPa.
При этом воздействие заявленного состава на нефть привело к существенному изменению физико-химических свойств нефти, а именно:At the same time, the impact of the claimed composition on oil led to a significant change in the physicochemical properties of oil, namely:
- снижению доли асфальтенов на 31%,- decrease in the share of asphaltenes by 31%,
- снижению доли смол - на 24%,- decrease in the share of resins - by 24%,
- увеличению доли легких углеводородов на 52%,- increase in the share of light hydrocarbons by 52%,
- снижению вязкости на 33%.- Viscosity reduction by 33%.
Пример 7. Сравнительный эксперимент использования заявленного состава для интенсификации добычи тяжелых и вязких нефтей при тепловом и паротепловом воздействии.Example 7 oils under thermal and steam-thermal exposure.
Сравнительный эксперимент использования заявленного состава при тепловом и паротепловом воздействии соответственно проведен в лабораторных условиях применительно к образцу нефти Ашальчинского месторождения в Татарстане, в условиях, имитирующих производственный процесс нефтедобычи с использованием тепловой и паротепловой обработки продуктивного пласта, содержащего флюид в виде эмульсии нефти в воде.A comparative experiment using the claimed composition under thermal and steam-thermal exposure, respectively, was carried out in laboratory conditions in relation to an oil sample of the Ashalchinskoye field in Tatarstan, under conditions simulating the production process of oil production using thermal and steam-thermal treatment of a productive formation containing fluid in the form of an oil-in-water emulsion.
В эксперименте использован реактор высокого давления Parr Instrument (г. Молин, Иллинойс, США).The high-pressure reactor Parr Instrument (Moline, Illinois, USA) was used in the experiment.
В качестве состава использовали состав, полученный по Примеру 3, в виде водного раствора из расчета 10% масс. на рабочую жидкость.As the composition used the composition obtained according to Example 3, in the form of an aqueous solution at the rate of 10% of the mass. to the working fluid.
В исследуемую нефть вводили заявленный состав при массовом соотношении раствор рабочей жидкости с составом : нефть = 1 : 1, при температуре, применяемой в промысловых условиях - при тепловом (плюс 80°С) и паротепловом воздействии (плюс 200°С).The claimed composition was introduced into the test oil at a mass ratio of a working fluid solution with the composition : oil = 1 : 1, at a temperature used in field conditions - under thermal (plus 80°C) and steam-thermal exposure (plus 200°C).
При этом получены следующие результаты.In this case, the following results were obtained.
При тепловом воздействии по заявленному техническому решению после 6-ти часовой обработки нефти при температуре плюс 80°С и давлении, например, 4,5 МПа:Under thermal exposure according to the claimed technical solution after 6 hours of oil treatment at a temperature of plus 80°C and a pressure of, for example, 4.5 MPa:
- доля асфальтенов снизилась на 31%,- the share of asphaltenes decreased by 31%,
- доля смол снизилась на 20%,- the share of resins decreased by 20%,
- доля легких углеводородов увеличилась на 52%.- the share of light hydrocarbons increased by 52%.
- вязкость снизилась до 33%.- viscosity decreased to 33%.
Таким образом, воздействие заявленного состава на нефть при тепловом воздействии приводит к существенному изменению физико-химических свойств нефти, а именно - снижению доли тяжелых фракций и увеличению доли легких фракций, снижению вязкости нефти.Thus, the effect of the claimed composition on oil during thermal exposure leads to a significant change in the physicochemical properties of oil, namely, a decrease in the proportion of heavy fractions and an increase in the proportion of light fractions, a decrease in oil viscosity.
При паротепловом воздействии (для сравнения) после 6-ти часовой обработки нефти при температуре плюс 200°С и давлении, например, 4,5 МПа:Under thermal steam exposure (for comparison) after 6 hours of oil treatment at a temperature of plus 200°C and a pressure of, for example, 4.5 MPa:
- доля асфальтенов снизилась на 32%,- the share of asphaltenes decreased by 32%,
- доля смол снизилась на 21%,- the share of resins decreased by 21%,
- доля легких углеводородов увеличилась на 54%.- the share of light hydrocarbons increased by 54%.
- вязкость снизилась до 34,5%.- viscosity decreased to 34.5%.
Таким образом, при паротепловом воздействии получены результаты, сопоставимые с результатами по заявленному техническому решению.Thus, with steam-thermal exposure, results are obtained that are comparable with the results of the claimed technical solution.
При этом по заявленному техническому решению применяют намного более низкую температуру (80°С), чем при паротепловом воздействии (200°С), что приводит к снижению затрат.At the same time, according to the claimed technical solution, a much lower temperature (80°C) is used than with thermal steam exposure (200°C), which leads to lower costs.
Из изложенного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнуты поставленные цели и заявленный технический результат, а именно:From the foregoing, we can conclude that the applicant has achieved the set goals and the claimed technical result, namely:
1 - снижено содержание асфальтенов на 5 - 31%,1 - reduced asphaltene content by 5 - 31%,
2 - снижено содержание смол на 10 - 24%,2 - reduced resin content by 10 - 24%,
3 - увеличена доля легких углеводородов на 20 -52%,3 - increased the proportion of light hydrocarbons by 20 -52%,
4 - исключены затраты на парообразование вследствие исключения паротеплового воздействия,4 - the costs of steam generation are excluded due to the exclusion of steam and thermal effects,
5 - исключены затраты на водоподготовку, включая оборудование и химреагенты, вследствие исключения необходимости водоподготовки.5 - excluded the cost of water treatment, including equipment and chemicals, due to the elimination of the need for water treatment.
При этом снижена вязкость на 27 -33%.At the same time, the viscosity is reduced by 27 -33%.
Заявленное техническое решение удовлетворяет условию патентоспособности «новизна», так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в независимых пунктах формулы изобретения, включая характеристику назначения.The claimed technical solution satisfies the "novelty" patentability condition, since when determining the level of technology, no tool was found that has features that are identical (that is, they match in the function they perform and the form of execution of these features) to all the features listed in the independent claims of the invention, including destination description.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат. Заявленное техническое решение не является очевидным для специалистов в исследуемой области, т.к. исключает два весьма затратных процесса, а именно - водоподготовку и парообразование. Вместе с ними исключаются потребности в химреагентах на водоподготовку и на оборудование для парообразования. Выполнены одновременно нескольких казалось бы несовместимых и взаимоисключаемых факторов, а именно: повышение нефтеотдачи, снижение стоимости состава в целом, при одновременном повышении технологичности и эффективности при использовании по назначению. Таким образом, достигнутые технические результаты по заявленному техническому решению не являются очевидными для специалистов в исследуемой области техники.The claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step", since no technical solutions have been identified that have features that coincide with the distinctive features of this invention, and the influence of the distinctive features on the specified technical result has not been established. The claimed technical solution is not obvious to specialists in the field under study, because eliminates two very costly processes, namely, water treatment and steam generation. Together with them, the need for chemicals for water treatment and for equipment for steam generation is eliminated. Performed simultaneously several seemingly incompatible and mutually exclusive factors, namely: increased oil recovery, reduced cost of the composition as a whole, while improving manufacturability and efficiency when used for its intended purpose. Thus, the achieved technical results according to the claimed technical solution are not obvious to specialists in the researched field of technology.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», так как может быть реализовано в нефтепромысловой отрасли при добыче высоковязких и тяжелых нефтей, при этом процесс облагораживания происходит посредством использования нефте- и водорастворимого состава, получаемого из недорогих общедоступных сырьевых материалов с использованием стандартных технических устройств и оборудования. Наиболее существенный результат состав проявляет при добыче нефти с использованием теплового воздействия на продуктивный пласт породы, когда наиболее полно проявляется эффективное действие раствора реагента. Кроме того, процесс получения заявленного состава происходит при меньших, по сравнению с прототипом, температурах и затратах времени, что способствует ресурсо- и энергосбережению в ходе его производства, что в итоге повышает рентабельность процесса добычи и последующей транспортировке нефти и, соответственно, расширяет область применения заявленного технического решения. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.The claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability", as it can be implemented in the oil industry in the production of high-viscosity and heavy oils, while the upgrading process occurs through the use of an oil- and water-soluble composition obtained from inexpensive publicly available raw materials using standard technical devices and equipment. The composition shows the most significant result in oil production using thermal exposure to the productive formation of the rock, when the effective action of the reagent solution is most fully manifested. In addition, the process of obtaining the claimed composition occurs at lower temperatures and time costs compared to the prototype, which contributes to resource and energy saving during its production, which ultimately increases the profitability of the production process and subsequent transportation of oil and, accordingly, expands the scope of the claimed technical solution. This meets the "industrial applicability" criterion for inventions.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021123383A RU2765453C1 (en) | 2021-08-05 | 2021-08-05 | Composition for intensification of heavy and viscous oil production, method for its production and method for its use |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021123383A RU2765453C1 (en) | 2021-08-05 | 2021-08-05 | Composition for intensification of heavy and viscous oil production, method for its production and method for its use |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2765453C1 true RU2765453C1 (en) | 2022-01-31 |
Family
ID=80214661
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021123383A RU2765453C1 (en) | 2021-08-05 | 2021-08-05 | Composition for intensification of heavy and viscous oil production, method for its production and method for its use |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2765453C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794400C1 (en) * | 2022-09-30 | 2023-04-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Composition for intensifying the production of hard-to-recover hydrocarbon reserves and a method for its production |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2034894C1 (en) * | 1993-08-02 | 1995-05-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Reagent for prevention of asphaltene-resin-paraffin deposition |
| RU2228951C1 (en) * | 2003-06-04 | 2004-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Айтуар-НП" | Solid surface cleansing agent |
| RU2503704C2 (en) * | 2010-09-17 | 2014-01-10 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Base fluids that are harmless to environment, and methods for their preparation and use |
| WO2014144813A2 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Texas United Chemical Company Llc | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids |
| RU2566795C1 (en) * | 2014-10-21 | 2015-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Composition for preventing asphaltene-resin-paraffin deposits |
| RU2605935C2 (en) * | 2015-03-03 | 2016-12-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) Федеральный Университет" (ФГАОУ ВПО КФУ) | Method of producing catalyst for intensification of extraction of heavy hydrocarbon raw material and method for application thereof |
-
2021
- 2021-08-05 RU RU2021123383A patent/RU2765453C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2034894C1 (en) * | 1993-08-02 | 1995-05-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Reagent for prevention of asphaltene-resin-paraffin deposition |
| RU2228951C1 (en) * | 2003-06-04 | 2004-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Айтуар-НП" | Solid surface cleansing agent |
| RU2503704C2 (en) * | 2010-09-17 | 2014-01-10 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Base fluids that are harmless to environment, and methods for their preparation and use |
| WO2014144813A2 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Texas United Chemical Company Llc | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids |
| RU2566795C1 (en) * | 2014-10-21 | 2015-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Composition for preventing asphaltene-resin-paraffin deposits |
| RU2605935C2 (en) * | 2015-03-03 | 2016-12-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) Федеральный Университет" (ФГАОУ ВПО КФУ) | Method of producing catalyst for intensification of extraction of heavy hydrocarbon raw material and method for application thereof |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794400C1 (en) * | 2022-09-30 | 2023-04-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Composition for intensifying the production of hard-to-recover hydrocarbon reserves and a method for its production |
| RU2815115C1 (en) * | 2023-06-19 | 2024-03-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method of producing reagent to increase recovery of hard-to-recover hydrocarbon deposits |
| RU2818868C1 (en) * | 2023-12-11 | 2024-05-06 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Reagent for increasing recovery of hard-to-recover oil, method of its production and method of its use |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102127414B (en) | Microemulsion-type fracture acidizing cleanup additive, and preparation method and application thereof | |
| US4101425A (en) | Non-aqueous acid emulsion composition and method for acid-treating siliceous geological formations | |
| Sedaghat et al. | Heavy oil recovery using ASP flooding: A pore‐level experimental study in fractured five‐spot micromodels | |
| CN103773354A (en) | Thickening agent applicable to surfactant fracturing liquid and online cross-linking factory operation method | |
| Hama et al. | Review of the application of natural surfactants in enhanced oil recovery: state-of-the-art and perspectives | |
| CN101519585A (en) | Shearing cross-linking sensitive plugging agent and preparation method thereof | |
| Sayed et al. | Effect of oil saturation on the flow of emulsified acids in carbonate rocks | |
| RU2765453C1 (en) | Composition for intensification of heavy and viscous oil production, method for its production and method for its use | |
| Fogang et al. | Viscosity-reducing agents (breakers) for viscoelastic surfactant gels for well stimulation | |
| CN110511734A (en) | The method for preparing Mobyneb slippery water based on MoS2 nanometer sheet | |
| Bai et al. | Investigation of the mechanism and effect of citric acid-based deep eutectic solvents inhibiting hydration and expansion of gas shale clay minerals | |
| CN113004882A (en) | Microemulsion type imbibition agent, preparation method thereof and oil displacement type fracturing fluid system | |
| CN106367054A (en) | Water block removing agent and preparation method thereof | |
| CN107011873A (en) | Adjustable delayed heat generation chemical composition and blockage removal and paraffin removal method thereof | |
| CN112852399A (en) | Fluid for thickened oil deep self-heating huff and puff oil recovery and preparation and use method thereof | |
| CN102618250A (en) | Preparation method of environmental-friendly demulsify-cleanup additive for fracture acidizing | |
| US2204224A (en) | Process for treating oil wells | |
| CN113214473B (en) | Preparation method and application of low-permeability reservoir water injection well pressure-reducing and injection-increasing polyamide | |
| CN106590565B (en) | Middle low mineralization oil reservoir oil displacement compound surfactant composition | |
| RU2203411C1 (en) | Thermochemical compound to remove asphalt-resin-paraffin deposits | |
| RU2800376C1 (en) | Composition of chemicals for chemical conversion of bituminous oil during steam injection | |
| Salgaonkar et al. | Environmentally acceptable emulsion system: an effective approach for removal of asphaltene deposits | |
| Jacobs | Industry and Academia Continue Working on Big Ideas for Nanotechnology | |
| RU2605935C2 (en) | Method of producing catalyst for intensification of extraction of heavy hydrocarbon raw material and method for application thereof | |
| Abbasi et al. | Functionality of chemical additives and experimental conditions during formation of acid-induced emulsion and sludge |