Институт химии нефти СО РАН

АДРЕС: Россия, 634021, г. Томск, пр. Академический, 3
Директор – д. т. н., профессор Алтунина Любовь Константиновна
Тел.: (3822) 49‑16‑41, 49‑16‑23. Факс: (3822) 49‑14‑57.
E-mail: alk@ipc.tsc.ru.
Сайт: www.ipc.tsc.ru

Присадки комплексного действия для парафинистых нефтей 

Аннотация: Предлагаются присадки комплексного действия для улучшения низкотемпературных свойств нефтей. В общем объеме вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождений основная доля принадлежит Западной Сибири. Нефти большинства из них характеризуются повышенным содержанием парафина, что ухудшает низкотемпературные свойства как самой нефти, так и продуктов ее переработки, создает определенные трудности при их транспортировке и хранении. Наиболее эффективным и экономически целесообразным способом улучшения низкотемпературных свойств нефтей является использование депрессорных и ингибирующих присадок. Однако до настоящего времени отсутствует система подбора присадок, учитывающая состав высокопарафинистых нефтей северных районов. Существующие отечественные и зарубежные присадки, как правило, оказывают либо ингибирующее, либо депрессорное действие.

Описание: Присадки комплексного действия характеризуются следующими параметрами:

• оптимальные концентрации депрессорной присадки составляют 0,03–0,05 %;
• достигается снижение температуры застывания на 15–20 °С;
• оптимальные концентрации присадки, ингибирующей выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений, составляют 0,03–0,05 %;
• ингибирующая способность 60–75 %;
• оптимальные концентрации моющей присадки 1–2,5 %;
• обеспечивается увеличение пропускной способности трубопровода.

Инновационные аспекты предложения: В настоящее время отсутствует производство присадок, одновременно снижающих температуру застывания и предотвращающих выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений.

Главные преимущества предложения: При минимальных концентрациях вводимых присадок эффективность улучшения реологических свойств нефтей превосходит эффективность лучших отечественных ингибирующих аналогов. Для их производства используются вещества, выпускаемые в промышленных масштабах.

Тип требующегося сотрудничества: Лицензионное соглашение. Производственное соглашение (субподряд & совместный подряд).

Текущая стадия развития: Промышленный образец, промежуточные НИОКР, дополнительные исследования.

Права интеллектуальной собственности: Подана заявка на патент. Патент получен.

Технология увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей

Аннотация: Создана технология увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей чередующимся паротепловым и физико-химическим воздействием нефтевытесняющими композициями НИНКА на основе ПАВ. Композиции способны генерировать непосредственно в пласте при тепловом воздействии углекислый газ и щелочную буферную систему. В результате снижаются вязкость нефти, межфазное натяжение и набухаемость глин, увеличивается подвижность пластовых флюидов, что приводит к увеличению коэффициента нефтевытеснения и уменьшению остаточной нефтенасыщенности. Чередование оторочек пара и композиции позволяет достичь более высокого коэффициента нефтеотдачи по сравнению с паротепловым воздействием. Технология направлена на интенсификацию разработки, повышение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи.

Описание: В пласт закачиваются чередующиеся оторочки пара и композиции НИНКА, содержащей ПАВ, каpбамид и соль аммония, которая в пластовых условиях за счет тепловой энергии теплоносителя образует СО₂, аммиак и щелочную буферную систему. СО₂и аммиак снижают вязкость нефти и набухание глинистых минералов породы-коллектора, способствуют снижению температуры конденсации водяного пара. Щелочная буферная система (рН 9–10) вызывает деструкцию высоковязких слоев (пленок) на границах нефть – вода – порода. За счет снижения вязкости и улучшения смачивающей способности подвижность фильтруемой жидкости увеличивается в 1. 5–6 раз, прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 10–20 %, что приводит к стабилизации либо снижению обводненности продукции добывающих скважин и увеличению добычи нефти и жидкости. Успешно проведены опытно-промышленные испытания технологии на Усинском месторождении в России и на месторождении Ляохэ, Китай. Применение технологии при стационарной закачке пара приводит к снижению обводненности продукции на 10–20 %, увеличению дебитов по нефти в среднем на 40 % при увеличении дебитов по жидкости на 5–10 %. При пароциклическом воздействии добыча нефти возросла в 1,8–2,3 раза, продолжительность периода добычи нефти на 3–5 месяцев, вязкость нефти уменьшилась в 3 раза, температура застывания снизилась на 10–22 °С. В Китае организовано промышленное производство композиций НИНКА-1.

Инновационные аспекты предложения:Организация применения технологии в промышленном масштабе. Срок окупаемости затрат – 6–12 месяцев.

Главные преимущества предложения: Высокая технологическая и экономическая эффективность, интенсификация разработки и увеличение нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей, разрабатываемых паротепловым воздействием.

Тип требующегося сотрудничества: Коммерческое соглашение с техническим содействием, соглашение о совместном предприятии, лицензионное соглашение, финансовые ресурсы, хозяйственные договоры.

Текущая стадия развития: ОКР.

Права интеллектуальной собственности: Патент получен. Эксклюзивное право.

Вискозиметр-диспергатор

Аннотация: Предлагается новая конструкция вибрационного вискозиметра для измерения вязкости жидкости. Основные характеристики делают его производство выгодным промышленным изделием с высокой степенью конкурентоспособности на внутреннем и внешнем рынках. Организация ищет инвестора для создания совместного предприятия в России или за рубежом, а также лиц, желающих купить лицензии и действующие макеты. 

Описание: Конструкции всех существующих вибрационных вискозиметров обладают схожим недостатком – дают недостаточно информации при контроле неньютоновских коагулирующих тиксотропных жидкостей. Такие объекты принято характеризовать двумя значениями вязкости: вязкостью сформировавшейся структуры и вязкостью предельно разрушенной структуры, а также величиной тиксотропного периода. «Классический» вибрационный вискозиметр дает лишь одно значение «эффективной» вязкости, которая относится к неопределенной степени разрушения структуры. Вискозиметр-диспергатор позволяет измерять все указанные параметры и получить дополнительные преимущества за счет использования нового технического решения.

Характеристика действующего макета:

Диапазон вязкости ньютоновской жидкости                      от 1 до 20000 мПа•с
Постоянная времени регистрации .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . < 10 с
Погрешность определения               . . . . . . . . . . . . . . . . . . ≤ 5 %

Инновационные аспекты предложения: Главное отличие данного устройства от мировых аналогов заключается в его работе по двум режимам. В режиме разрушения пробное тело колеблется в анализируемой среде с амплитудой ≈ 4 мм, при частоте вибрации около 800 Гц, и при такой амплитуде движения коагуляционные структуры разрушаются. В режиме измерения пробное тело вискозиметра колеблется в анализируемой среде с амплитудой ≈ 0,01 мм, практически не разрушая структуру.  Суть измерительного процесса заключается в ступенчатой смене режимов с непрерывной регистрацией динамики восстановления реологических характеристик. Вязкости предельно разрушенной и сформировавшейся структур определяются путем экстраполяции реокинетической зависимости.

Главные преимущества предложения: Дополнительные, по сравнению с традиционными аналогами, измерительные возможности существенно расширяют область возможного применения вибрационной вискозиметрии и рынок сбыта соответствующей техники. Вискозиметр-диспергатор обладает большим динамическим диапазоном измерений; требует небольшого объема анализируемой жидкости; может быть использован для контроля как ньютоновских, так и структурированных тиксотропных жидкостей; этап перемешивания при подготовке пробы производится автоматически внутри измерительной ячейки непосредственно перед измерением.

Права интеллектуальной собственности: Патент получен.

Тип требующегося сотрудничества: Лицензионное соглашение; коммерческое соглашение; соглашение о совместном предприятии; финансовые ресурсы.

Гели для ограничения водопритока и регулирования фильтрационных потоков

Аннотация: Созданы новые технологии увеличения нефтеотдачи с применением термотропных неорганических и полимерных гелеобразующих систем (ГАЛКА, МЕТКА, РОМКА) – маловязких в поверхностных условиях и способных генерировать гели непосредственно в пласте. Их использование позволяет создавать в пласте отклоняющие экраны, регулировать фильтрационные потоки, что приводит к увеличению добычи нефти и снижению обводненности продукции добывающих скважин.

Описание: Гелеобразование происходит под действием тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя, время гелеобразования можно варьировать от нескольких минут до нескольких суток в интервале температур 20–300 0С. Время гелеобразования зависит от температуры и соотношения компонентов гелеобразующей системы. В результате образования геля снижается проницаемость породы пласта по воде в 4–35 раз. Степень снижения проницаемости тем выше, чем больше исходная водонасыщенность и проницаемость породы пласта. Экологическая безопасность реагентов, их безвредность для человека позволяют широко использовать гель-технологии на месторождениях России, особенно на поздней стадии разработки. Технологии применимы в области температур от 20 до 300 °С, в том числе при паротепловом воздействии на залежи высоковязкой нефти. Приводят к снижению обводненности продукции добывающих скважин на 10–50 %. Дополнительная добыча нефти составляет 1–3 тыс. тонн на 1 обработку скважины. Срок окупаемости затрат – 5–10 месяцев. Технологии реализуются с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования. Используют многотоннажные продукты отечественного производства. Гелеобразующие системы могут быть приготовлены с использованием воды любой минерализации. Закачка их в пласт производится через нагнетательные или добывающие скважины с использованием стандартного оборудования. Экологически безопасны и технологически эффективны.

Инновационные аспекты предложения: Организация применения технологии в промышленном масштабе. Срок окупаемости затрат – 6–12 месяцев.

Главные преимущества предложения: Высокая технологическая и экономическая эффективность; ограничение водопритока и увеличение нефтеотдачи месторождений на различных стадиях разработки, в том числе и на поздней; возможность применения технологии в широкой области температур (20–300 °С), в том числе для залежей высоковязких нефтей, разрабатываемых паротепловым воздействием.

Тип требующегося сотрудничества: Коммерческое соглашение с техническим содействием, соглашение о совместном предприятии, лицензионное соглашение, финансовые ресурсы, хозяйственные договоры.

Текущая стадия развития: ОКР, уже на рынке. Проводятся дополнительные исследования, имеется бизнес-план. Технологии прошли широкомасштабные опытно-промышленные испытания на месторождениях России и Вьетнама. Ежегодно нефтяными компаниями «ЛУКОЙЛ» и «ЮКОС» производится обработка 160–200 скважин в России. За последние 5 лет за счет этих технологий на месторождениях Западной Сибири дополнительно добыто более 1,5 млн тонн нефти.

Права интеллектуальной собственности: Патент получен.