Способ вторичного извлечения нефти

Способ вторичного извлечения нефти

Реферат

Изобретение имеет отношение к улучшенному способу вторичного извлечения нефти. В особенности, описан способ усовершенствованного введения в действие ингибитора отложений на стенках оборудования во время вторичного извлечения нефти. Подробно, применяют ингибитор отложений на стенках оборудования аминную соль аминоалкиленфосфоновой кислоты, чтобы таким образом получить значительно увеличенную зону действия области поверхности породы, на которой аминоалкиленфосфонатный ингибитор может диффундировать и осаждаться перед превращением in situ в эффективный нерастворимый в среде ингибитор отложений на стенках оборудования, такой как соли щелочноземельных металлов аминоалкиленфосфонатов. Аминная соль аминоалкиленфосфоновой кислоты обладает значительно улучшенной совместимостью со средой вторичного извлечения нефти и поэтому может распространяться достаточно свободно в среде, чтобы в результате покрывать в значительной степени расширенную поверхность породы перед тем, как подвергаться осаждению в форме нерастворимой соли, способной проявлять требуемое действие ингибитора отложений на стенках оборудования. Дополнительно аминная соль аминоалкиленфосфоновой кислоты может действовать длительно благодаря введению водного раствора аминофосфоната в скважину для введения воды и/или в окружающее оборудование производственной скважины, такое как оборудование в устье буровой скважины, и подводное оборудование. Аминофосфонат можно также вводить известным способом в производственную буровую скважину. Независимо от выбранного известного способа, выгоды являются существенными и экономически важными. В выбранном способе использовали аминные соли аминоалкиленфосфоновой кислоты в количествах (уровнях), общепринятых в области технологии.

Вторичное извлечение нефти представляет собой главную промышленную деятельность в течение длительного времени и, как можно ожидать, инвестируются значительные программы работ с целью оптимизации извлечения нефти. Известно, что эффективность добычи «морской» нефти находится в зависимости от неудовлетворительного контроля породы, в особенности, с точки зрения адсорбции/высвобождения ингибитора отложений на стенках оборудования.

В публикации ЕР 0800613 В1 описана система для стимулирования добычи нефти в нефтяных скважинах. Для такого воздействия используют кислотную фосфонатную систему для улучшения пенетрации системы смежной с буровой скважиной. В публикации ЕР 0861846 А2 описан класс фосфиновых производных, которые используют для ингибирования отложений на стенках оборудования в нефтяных скважинах и показана увеличенная адсорбция к породам. В публикации ЕР1240407 В1 описан способ обработки подземных нефтяных скважин путем введения смеси химических средств нефтяной сферы деятельности и растворимого в нефти поверхностно-активного вещества. Публикация US4602683A касается способа ингибирования отложений в скважинах путем применения аминофосфонатов, таких как этилендиаминтетра(метиленфосфоновая кислота) и гексаметилендиаминтетра(метиленфосфоновая кислота).

В публикации US 4602683 описан способ ингибирования отложений на стенках оборудования в скважинах. Подробно, ингибитор отложений на стенках оборудования, обладающий растворимостью, которая значительно уменьшается с уменьшением рН, вводили в формацию подземного пласта смежную со скважиной с последующим снижением рН, чтобы тем самым провести осаждение ингибитора. Предпочтительные ингибиторы отложений на стенках оборудования включают в себя аминофосфонаты типа DEQUEST. В публикации ЕР 0861846 описаны теломеры, включающие в себя фосфонат и/или фосфонатные группы, такие теломеры представляют собой эффективные ингибиторы отложений на стенках оборудования с полезными адсорбционными свойствами. Теломеры демонстрируют улучшенную адсорбцию на поверхностях минералов, хорошую термическую стабильность и ингибирование бариевых отложений. Водорастворимые соли представляют собой соли щелочных металлов или аммония. В публикации ЕР 1240407 описан способ обработки подземной нефтяной скважины введением в глубинную буровую скважину ингибитора отложений на стенках оборудования такого, как гидроксиламинофосфоновая или сульфоновая кислоты.

Публикация US 4602683 касается способа ингибирования отложений в скважинах, при этом раствор ингибитора вводили при более высоком начальном рН в нижний с солевым раствором продуктивный горизонт, с последующим осуществлением воздействия на раствор ингибитора до более низкого второго рН, тем самым вызывая осаждение ингибитора в пласте месторождения. В публикации US 5002126 описано ингибирование отложений в некарбонатных подземных нефтеносных пластах введением в нефтеносный пласт водорастворимого поверхностно-активного вещества, соли металла, и соответственно ингибитор выбрали из фосфонатов и полимерных карбонатов. Ингибитор взаимодействует с металлом, чтобы тем самым осаждаться и медленно растворяться в технологической воде для замедления образования отложений на стенках оборудования. Публикация US 2002/0094299 касается способа предотвращения отложений на стенках оборудования, включающего в себя композицию, содержащую, по меньшей мере, один силикат поливалентного металла и карбонат поливалентного металла и, по меньшей мере, один белок.

Главной задачей данного изобретения является предоставление улучшенного способа вторичного извлечения нефти. Другой задачей данного изобретения является, исходя из точки зрения эффективного извлечения нефти, создать более длительный срок службы конструкций скважины добычи нефти. Еще другая задача данного изобретения имеет целью введение в систему нефтеносного пласта, конкретно, в среду скважины совместимых/растворимых ингибиторов отложений на стенках оборудования, чтобы тем самым произвести осаждение, в увеличенных пропорциях на расширенных поверхностях породы перед превращением в нерастворимые ингибиторы отложений на стенках оборудования, способные обеспечивать своевременную расширенную функциональность ингибитора. Еще другая задача данного изобретения имеет целью уменьшение, исходя из точки зрения окружающего оборудования, затруднения, относящегося к ингибитору, связанного с операциями вторичного извлечения нефти.

Применяемый здесь термин «система нефтеносного пласта» включает в себя существующий нефтеносный пласт, скважину введения воды, скважину нефтедобычи и любую часть оборудования для извлечения нефти, такую как насосы, трубопроводы и соединительные линии для введения воды и извлечения нефти.

Применяемый здесь термин «вторичное извлечение нефти» включает в себя классические способы вторичного извлечения, но также третичного и улучшенный способ извлечения нефти, где химические агенты добавляют для повышения эффективности заводнения пласта.

Термин «процент» или «%», применяемый во всем описании заявки, установлен, если не установлено иное, для «процента по массе» или «% по массе». Термины «фосфоновая кислота» и «фосфонат» также применяют взаимозаменяемо, конечно, в зависимости от преобладания в среде условий щелочности/кислотности. Термин «ppm, ч/млн» установлен в отношении «частей на миллион». Подходящие аминокислоты можно применять в их D; D,l; и L формах; а также и смеси D и L форм.

Вышеперечисленные и другие задачи в настоящее время могут здесь встречаться при использовании способа, в соответствии с изобретением, а именно, успешного использования аминных нейтрализованных аминоалкиленфосфонатов. Более подробно, способ данного изобретения включает в себя стадию введения в систему нефтеносного пласта от 0,1 ч/млн до 100 000 ч/млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, имеющей формулу

(X)_a[N(W)(Y)₂._a]_z

где Х выбран из С₁-С₂₀₀₀₀₀, предпочтительно, С₁-С₅₀₀₀₀, наиболее предпочтительно С₁-С₂₀₀₀, неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одной или несколькими С₁-С₁₂ имеющими неразветвленное, разветвленное строение, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными ОН, СООН, COOG, F, Br, Cl, I, OG, SO₃H, SO₃G и SG частями; ZPO₃M₂; [V-N(K)]_n-K; [V-N(Y)]_n или [V-O]_x-V; где V выбран из: С_2-50 неразветвленного, разветвленного строения, циклического или ароматического углеводородного радикала, необязательно замещенного одной или несколькими С_1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или группы являются) необязательно замещенными частями ОН, СООН, COOR^', F/Br/Cl/I, OR^', SO₃H, SO₃R^' или SR^', где R^' представляет собой С_1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклический или ароматический углеводородный радикал, где G выбран из С_1-200000, предпочтительно, С_1-50000, наиболее предпочтительно, С_1-2000, неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одной или несколькими С_1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными частями ОН, СООН, COOR', F, Br, Cl, I, OR^”, SO₃H, SO₃R^” и SR^” ; ZPO₃M₂; [V-N(K)]_n-К; [V-N(Y)]_n-V или [V-O]_x, где Y представляет собой ZPO₃M₂, [V-N(K)]_n-К или [V-N(K)]_n-V и х представляет собой целое число от 1 до 50000, z представляет собой от 0 до 200000, при этом z является равным или менее, чем число углеродных атомов в Х и а представляет собой 0 или 1; n представляет собой целое число от 0 до 50000; z равно 1, когда а равно 0; и Х представляет собой [V-N(K)]_n-K или [V-N(Y)]_n-V, когда z равно 0 и а равно 1;

Z представляет собой С_1-6 алкиленовую цепь;

М представляет собой Н;

W выбран из Н, Х и ZPO₃M₂;

K представляет собой ZPO₃M₂ или Н, тем самым К представляет собой ZPO₃M₂, когда z равно 0 и а равно 1 или когда W представляет собой Н или Х;

при условии, что аминоалкиленфосфоновая кислота содержит, по меньшей мере, две группы фосфоновой кислоты;

в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, имеющим формулу:

(X)_b[N(W)(H)₂._b]_z

где Х выбран из С_1-200000, предпочтительно, С_1-50000, наиболее предпочтительно, С_1-2000, неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одной или несколькими С_1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными частью ОН, СООН, COOG, F, Br, Cl, I, OG, SO₃H, SO₃G и SG ; Н; [V-N(H)]_X-H или [V-N(Y)]_n-V или [V-0]_x-V, где V выбран из С_2-50 неразветвленного, разветвленного строения, циклического или ароматического углеводородного радикала, необязательно замещенного одной или несколькими С_1-12 неразветвленного, разветвленного строения циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или группы являются) необязательно замещенными частью ОН, СООН, COOR', F/Br/Cl/I, OR', SO₃H, SO₃R' или SR', где R' представляет собой С_1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклический или ароматический углеводородный радикал; где G выбран из С₁-С₂₀₀₀₀₀, предпочтительно С₁-С₅₀₀₀₀, наиболее предпочтительно, С₁-С₂₀₀₀ неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одной или несколькими С₁-С₁₂ неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными частью OH, COOH, COOR', F, Br, CI, I, OR', SO₃H, SO₃R' или SR' ; H; [V-N(H)]_n-H; [V-N(Y)]_n-V или [V-О]_x-V; где Y представляет собой H, [V-N(H)]_n-H или [V-N(H)]_n-V и х представляет собой целое число от 1 до 50000; n представляет собой целое число от 0 до 50000; z представляет собой от 0 до 200000, при этом Z представляет собой равное или менее, чем число углеродных атомов в Х, и b представляет собой 0, 1 или 2; z равно 1, когда b равно 0; и Х представляет собой [V-N(H)]_X-H или [V-N(Y)]_n-V, когда z равно 0 и b равно 1; причем W отличается от Н, когда Х равно Н;

W выбран из Н и Х,

при этом молярное отношение аминоалкиленфосфоновой кислоты, умноженное на число частей (групп) фосфоновой кислоты в фосфоновой кислоте к молярному отношению амина, умноженному на число атомов N в амине представляет собой от 1:0,25 до 1:1, предпочтительно, от 1:0,5 до 1:0,8, в одном предпочтительном варианте осуществления, от 1:0,6 до 1:0,75.

Из вышеприведенных отношений очевидно, что аминный нейтрализующий агент, главным образом выбран так, чтобы включить, по меньшей мере, одну аминогруппу. Предпочтительно, применяют условие, по которому аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый тип более гидрофобный, имеющий величину HLB, которая, по меньшей мере, представляет собой на 2 единицы меньше, чем величина HLB второго типа.и причем второй тип представляет собой более гидрофильный, чем первый тип, причем названный первый и названный второй аминные типы используются в эквивалентных пропорциях: первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5.

Далее, термин «аминный нейтрализующий агент» во всех случаях включает в себя предпочтительные комбинации, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов согласно условию.

Далее предложено применение вышеуказанной комбинации во вторичном извлечении нефти, предпочтительно, для ингибирования отложения на стенках оборудования и в особенности, посредством этого для осаждения на значительно расширенной области поверхности породы, на которой будет диффундировать аминоалкиленфосфонат перед превращением in situ, в соответствующий нерастворимый в среде ингибитор отложения на стенках оборудования, который посредством ступенчатого высвобождения в среде будет обеспечивать непрерывное поступление ингибитора отложения на стенках оборудования в эксплуатационную систему.

М, в обозначении аминоалкиленфосфоновой кислоты, обычно и предпочтительно представляет собой Н, и может быть представлен минимальными уровнями ионов щелочного и/или щелочноземельного металла, при условии, что процент свободной группы Р-ОН в фосфонатном продукте, который вводят, предпочтительно, составляет менее, чем 90%, более предпочтительно, менее, чем 80%, конкретно, менее, чем 70%, от суммарных функциональных групп Р-ОН (100%) в не нейтрализованной фосфоновой кислоте.

Здесь в предпочтительных фосфонатах Х или Y отличается от ZPO₃M₂, когда W представляет собой ZPO₃M₂. В другом предпочтительном осуществлении изобретения Х представляет собой [V-N(K)]X-K или [V-N(Y)]n-V, причем V представляет собой С2-4 неразветвленного или разветвленного строения углеводородный радикал, когда z равно 0 и а равно 1. Еще в другом предпочтительном варианте W и К представляют собой ZPO₃M₂, где X представляет собой [V-О]_x-V. В других предпочтительных вариантах осуществления z представляет собой равное или менее, чем половина числа углеродных атомов в Х. В другом предпочтительном варианте W и Y представляет собой [V-N(K)]_X-K или [V-N(Y)]_n-V, где Х представляет собой алкильную цепь от С1 до С50, замещенную СООН, COOG, SO₃H, SO₃G, OG, SG, OH, F, Br, CI или I группами.

Система HLB (гидрофильно-липофильный баланс) и вычисление величины HLB аминных нейтрализующих частей основывается на критериях, изложенных в «The HLB System», «Presentation to the Midwest Chapter of the Society of Cosmetic Chemists, March 9th 2004, UNIQUEMA».

HLB отложений на стенках оборудования находится в интервале от 0 до 20. Величина HLB соединения представляет собой производную из гидрофильной части соединения, на его молекулярную массу и затем делением такого числа на 5.

Термин «структурно различный» в отношении аминного нейтрализующего агента означает, что индивидуальные аминные части имеют различные молекулярные массы.

Аминный нейтрализующий агент, предпочтительно, применяют в нейтрализующих уровнях, по отношению к компоненту фосфоновой кислоты, при этом рассматривая требуемый рН технологии, включая тип фосфоната. Само собой разумеется, что можно использовать ко-нейтрализующие агенты, такие как гидроксиды щелочных и щелочноземельных металлов. Степень нейтрализующей активности необходимого аминного компонента по отношению к группе фосфоновой кислоты, можно выражать посредством рН 1% водного раствора при 20ºС нейтрализованного продукта. Для аминоалкиленфосфоновой кислоты такая величина составляет, по меньшей мере 1, предпочтительно, от 1,5 до 8,5, в одном предпочтительном осуществлении, от 2 до 8. Аминный нейтрализующий фосфонатный компонент также можно получать отдельно и как таковой, т.е. в виде раствора или в виде твердого вещества, чтобы добавлять к заявленному устройству.

Первый и второй типы амина предпочтительно используют в эквивалентных отношениях (более гидрофобный:более гидрофильный): от 10:1 до 2:5, в особенности, от 10:3 до 1:2.

Термин «эквиваленное отношение» представляет собой число молей более гидрофобного амина, умноженное на число аминогрупп, представленных в такой молекуле, деленное на число молей более гидрофильного амина, умноженное на число аминогрупп, представленных в такой молекуле.

Термины «более гидрофильный» и «более гидрофобный» можно, между прочим, также обозначать посредством химических структур. Алкиленамины, алкиламины и ариламины, применяемые в комбинации со вторым типом амина, в предусмотренных пропорциях, изложенных выше по тексту, являются более гидрофобными, в обозначении данного изобретения, чем тип алкоксиаминов и алканоламинов.

Примеры величин HLB аминных нейтрализующих агентов, применяемых здесь, представляют собой, как следует ниже по тексту:

-изопропиламин	5,41
-ди-н-бутиламин	2,47
-три-н-бутиламин	1,72
-циклогексиламин	3,22
-1,2-диаминоциклогексан	5,60
-стеариламин	1,18
-тридеканоксиэтилэтаноламин	7,24
-нонилфенилдодека(оксиэтил)этаноламин	14,47
-лауриламин	1,73

Здесь в одном конкретном варианте осуществления, первый, более гидрофобный, аминный нейтрализующий тип имеет величину HLB, составляющую, по меньшей мере, на 4 единицы, меньше, чем величина HLB второго более гидрофильного типа амина. Здесь в одном предпочтительном аспекте величина HLB первого (более гидрофобного) типа составляет менее 6. Величина HLB смесей или любого одного из первого или второго типа амина можно определить в соответствии со статьей UNIQUEMA.

В следующем предпочтительном варианте осуществления бинарные аминные типы, выраженные в молях, выбраны из комбинаций, как следует ниже по тексту:

Изопропиламин/три-н-бутиламин	3/2;
1,2-диаминоциклогексан/стеариламин	0,95/1,10;
диэтаноламин/додециламин	2/5,5;
циклогексиламин/тридеканоксиэтилэтаноламин	3/2,5;
этаноламин/лауриламин	2/4; и
триэтаноламин/три-н-бутиламин	2/10.

Установлено, что аминотри(метиленфосфоновая кислота) имеет после введения с морской водой более низкую совместимость с карбонатом кальция, что может строго ограничивать эффективность использования. Нерастворимый в среде ингибитор отложений на стенках оборудования часто представлен кальциевой солью.

Важный аминный компонент, необходимый для нейтрализации фосфоновых кислот может быть представлен широким разнообразием известных типов аминов. Примеры предпочтительных аминов включают в себя: алкиламины; алкиленамины; алкоксиамины; галогензамещенные алкиламины; ариламины, и алканоламины. Понятно, что включены поличастицы. Как пример, термин «алкиламины» также включает в себя - полиалкиламины-, -алкилполиамины- и -полиалкилполиамины-.

Характерные типы аминов, представляющих интерес, включают в себя: этилендиамин; диэтилентриамин; триэтилентетрамин; тетраэтиленпентамин; гексаметилендиамин; дигексаметилентриамин; 1,3-пропандиамин-N,N'-бис(2-аминоэтил); простой полиэфирамин; простые полиэфирполиамины; амин- и полиаминалкоксилаты или полиалкоксилаты, подобные диаминэтоксилатному производному кокосового масля; 2-хлорэтиламин; 3-хлорпропиламин; 4-хлорбутиламин; полиамины с С₁-С₅₀ углеводородными радикалами неразветвленного или разветвленного или циклического строения, в особенности, морфолин, н-бутиламин; изопропиламин; диизопропиламин; ди-н-бутиламин; три-н-бутиламин; триизобутиламин; циклогексиламин; циклогептиламин; циклододециламин; 4-метилциклогексиламин, N,N-диметилциклогексиламин; 1,2-циклогександиамин и изофорондиамин; лауриламин; стеариламин и олеиламин; поливиниламины; полиэтиленимины; смеси полиэтилениминов разветвленного и/или неразветвленного строения; этаноламин; диэтаноламин; пропаноламин; и дипропаноламин. Ароматические амины могут быть представлены анилином; диаминотолуолами; дифенилаланином; N-фенилбензоламином. Коммерчески доступные жирные амины с длиною цепи от С₆ до С₂₂, такие как алкиламинные производные гидрированного таллового масла; алкиламинное производное кокосового масла и алкиламинное производное соевого масла также представляют собой примеры предпочтительного типа.

Предпочтительные типы аминоалкиленфосфоновых кислот представляют собой этилендиаминтетра(метиленфосфоновую кислоту); диэтилентриаминпента(метиленфосфоновую кислоту); 1,3-пропандиамин-N,N'-бис(2-аминоэтил)гекса(метиленфосфоновую кислоту); L-лизин-N,N,N',N'-тетра(метиленфосфоновую кислоту); L-аланин-N,N-ди(метиленфосфоновую кислоту); пропил или этилиминобис(метиленфосфоновой кислотой) замещенный полиэтиленимин; глицин-N,N-бис)пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту); аланин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту); β-аланин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); глутаминовая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 4-аминометил-1,8-октандиаминогекса(метиленфосфоновую кислоту); 6-аминогексановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 9-аминононановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 11-аминоундекановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 12-аминододекановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); и поли(виниламинобис(метиленфосфоновую кислоту)); и поли(виниламино-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту))).

Другие предпочтительные типы включают в себя: 4-аминобутановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); метионин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); L-лизин-N,N,N',N'-тетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); аспарагиновая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); фенилаланин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); треонин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 2-этаноламин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 6-гексаноламин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 4-бутаноламин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); ди(2-этанол)амин(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); дипропаноламин(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 2-(2-аминоэтокси)этанолбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 3-пропаноламинбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); толуолдиаминтетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 1,6-гексаметилендиаминтетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 1,4-бутандиаминтетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 1,2-этилендиаминтетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); неразветвленного или разветвленного строения полиэтилениминполи(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); метил или этил или пропил или бутил или гексил или гептил или октил или нонил или децил или додециламинбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); анилинбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); С_12-22 жирный аминбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); тиогликолевая кислота-S-(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); цистеин-S,N,N-три(этил или пропилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); простой тиоэфир метил(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоты)); простой тиоэфир этил или пропил или пентил или гексил или октил или фенил или нафтил или децил или додецил(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); пропановая кислота-3-окси(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); бутановая кислота-4-окси(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); пентановая кислота-5-окси(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); уксусная кислота-2-окси(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); винная кислота-О,О'-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); гидроксиянтарная кислота-О-(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); масляная кислота-α-окси-(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)).

Образование отложений на стенках оборудования, такие как карбонатные и сульфатные отложения, могут быть главной проблемой в области нефтедобывающего оборудования, которые могут привести к значительному ухудшению продуктивности скважины. Это может в особенности иметь место, когда морскую воду вводят в нефтеносную продуктивную формацию, чтобы компенсировать, например, ослабить давление газа. Как результат, присутствие значительных количеств ионов бария, стронция и кальция в воде наклонной скважины продуктивного горизонта, главным образом сульфата бария и сульфата стронция и в меньшей степени сульфата кальция, может становиться главной проблемой в эксплуатации скважины, между прочим, из-за образования отложений на стенках оборудования. Поскольку сульфатные отложения преобладают после введения морской воды во время интенсивной обработки для извлечения нефти, более мягкие условия рН, близкое расположение к поверхности, различие в давлении и высокие температуры в наклонной скважине продуктивного горизонта обычно приводят к образованию смесей карбонатных и сульфатных отложений. Ингибиторы отложений на стенках оборудования будут поэтому проявлять результативность в широком интервале условий, например, которые могут возникать в нефтяных скважинах и технологическом оборудовании. Ингибитор можно вводить в наклонную скважину продуктивного горизонта любой подходящей технологической обработкой, включающей в себя обработку «давлением». Обычно такой способ извлечения нефти требует введения в морскую нефтяную скважину водного раствора ингибитора отложений, фосфоновой кислоты данного изобретения, в обычном уровне от 0,1 до 100000 ч/млн. Часто, эффективность продуктивной нефтяной скважины пресекается, и в формацию нефтяной скважины вводят раствор ингибитора. Установлено, что ингибиторы отложений в соответствии с данным изобретением можно использовать эффективно и раздельно. Обработка давлением обычно состоит из введения раствора ингибитора отложений на стенках оборудования в буровую скважину продуктивной скважины, чтобы поместить ингибитор внутрь пласта месторождения. Ингибитор отложений, высвобождающийся из пласта месторождения, присутствует в возвращаемой воде в концентрации, по меньшей мере, 0,1, обычно, по меньшей мере, 0,5, часто, от 10 до 100 ч/млн, чтобы таким образом проявить эффективность подавления отложений на стенках оборудования и следовательно, обеспечивается безопасность непрерывной добычи нефти из скважины.

Более подробно, выгодный способ извлечения нефти можно осуществлять путем введения в морские нефтяные скважины водного раствора соединения фосфоновой кислоты изобретения в уровне от 0,1 до 100000 ч./млн. Способ можно осуществлять непрерывным введением в скважину водного раствора от 0,1 до 800 ч/млн соединения фосфоновой кислоты. Непрерывное введение часто означает, что раствор ингибитора отложений на стенках оборудования вводят в скважину введения воды. Однако, понятно, что непрерывное введение также можно применять к окружающему оборудованию продуктивной скважины, например, конструкции в устье скважины, включая подводное оборудование, например, насосы и трубы. Ингибиторы отложений данного изобретения можно также применять в способах добычи нефти под давлением. Такой способ под давлением включает в себя, последовательно: прекращение производственной активности буровой скважины; введение через продуктивную скважину водного раствора для обработки, содержащего ингибитор отложений фосфоновую кислоту в уровне от 100 до 100000 ч./млн; введение морской воды через продуктивную буровую скважину, чтобы разместить ингибитор отложений на стенках оборудования в целевой области пласта месторождения; повторный запуск операции по извлечению нефти; и получение возвратившихся жидкостей, содержащих нефть и возвращенную воду через продуктивную буровую скважину.

Обнаружено при этом, что применение технологии в соответствии с изобретением демонстрирует экономически значимые выгоды, включающие более равномерное давление, увеличенные технологические периоды между последовательными воздействиями давления, а также и более однородное распределение и эффективное применение вводимого ингибитора отложений. Технологию можно выгодно использовать, например, в подводных карбонатированных и не карбонатированных формациях породы. Обработка не карбонатированных формаций породы может потребовать присутствия растворимого в воде поверхностно-активного вещества, соли металла, содержащей, предпочтительно, концевой ион металла, который адсорбируется на поверхности нефтеносного пласта с последующим введением аминофосфонатного ингибитора данного изобретения. Скважину также можно подвергать различным другим известным активационным обработкам. Еще в другом подходе скважину можно подвергать обработке, которая известна как адсорбционное продавливание, в результате чего ингибитор отложений осаждается на поверхности скважины.

Независимо от того, какую применяют технологию, способ при этом выдает значительно увеличенное поверхностное распределение для ингибитора отложений. Обнаружено, что аминные соли фосфонатов данного изобретения демонстрируют улучшенное распределение в пользу нефтяной фазы системы нефть-вода, по сравнению с распределением ингибиторов отложений современного уровня техники после применения в подобной системе. В последнем случае ингибиторы отложений современного уровня техники демонстрируют улучшенное распределение в большей степени в пользу водной фазы. Здесь аминные соли фосфонатов могут, следовательно, быть более гомогенно распределены по всей увеличенной области породы нефтеносного пласта, т.е. значительно расширенной области поверхности породы, обеспечивая требуемые полезные свойства, как в случае введения морской воды, так и в применении давления. Ингибитор может в результате покрывать значительно большую поверхность перед адсорбцией на породах и превращаться в нерастворимый в воде ингибитор, который может медленно высвобождаться в воде во время операции откачивания насосом. Таким образом, на практике можно получить значительные преимущества, включающие увеличенные производственные периоды между последовательными давлениями и более эффективное применение ингибитора отложений.

Применяемый здесь нейтрализованный амином ингибитор отложений на стенках оборудования также служит, в соответствии с его более благоприятным распределением в нефтяной фазе, для подавления и устранения затруднений (использования оборудования) нафтеновых отложений, возникающих в нефтяной фазе. Технологию изобретения также можно успешно применять для ослабления и устранения осаждения углеводородных гидратов при низких температурах. Такое неблагоприятное осаждение углеводородного гидрата может происходить в различных частях, окружающих нефтяную скважину, в особенности, в трубах и трубопроводах. В настоящее время большие количества добавок, таких как моноэтиленгликоль, применяют для предотвращения и ингибирования нежелательной кристаллизации углеводородных гидратов.

1. Способ вторичного извлечения нефти, включающий в себя стадию введения в систему резервуара от 0,1 до 100000 ч./млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, выбранной из группы: этилендиаминтетра(метиленфосфоновой кислоты); диэтилентриаминпента(метиленфосфоновой кислоты); 1,3-пропандиамин-N,N'-бис(2-аминоэтил)гекса(метиленфосфоновой кислоты); L-лизин-N,N,N',N'-тетра(метиленфосфоновой кислоты); L-аланин-N,N-ди(метиленфосфоновой кислоты); полиэтиленимина, замещенного пропилиминобис(метиленфосфоновой кислотой); полиэтиленимина, замещенного этилиминобис(метиленфосфоновой кислотой); глицин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); глицин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); аланин-]N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); аланин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); β-аланин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); β-аланин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); глутаминовая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); глутаминовая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 4-аминометил-1,8-октандиаминогекса(метиленфосфоновой кислоты); 6-аминогексановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 6-аминогексановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 9-аминононановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 9-аминононановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 11-аминоундекановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 11-аминоундекановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); поли(виниламино-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты))); поли(виниламино-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты))); 12-аминододекановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 12-аминододекановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); поли(виниламинобис(метиленфосфоновой кислоты)), 4-аминобутановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 4-аминобутановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); метионин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); метионин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); L-лизин-N,N,N',N'-тетра-(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); L-лизин-N,N,N',N'-тетра-(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); аспарагиновая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); аспарагиновая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); фенилаланин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); фенилаланин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); треонин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); треонин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 2-этаноламин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 2-этаноламин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 6-гексаноламин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 6-гексаноламин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 4-бутаноламин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 4-бутаноламин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); ди(2-этанол)амин(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); ди(2-этанол)амино(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); дипропаноламин(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); дипропаноламин(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 2-(2-аминоэтокси)этанолбис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 2-(2-аминоэтокси)этанолбис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 3-пропаноламинбис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 3-пропаноламинбис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); толуолдиаминтетра(п