Композиция для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов и способ ее получения
COMPOSITION FOR INTENSIFYING THE PRODUCTION OF HARD-TO-RECOVER HYDROCARBON RESERVES AND A METHOD FOR ITS PRODUCTION

Изобретение в целом относится к области горного дела, более детально – к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей трудноизвлекаемых запасов углеводородов, например, высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов с применением тепловых методов воздействия на продуктивный пласт, например, с применением паротеплового воздействия.
Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта за счет внутрипластового облагораживания (химической конверсии) и снижения вязкости и плотности высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов посредством совместного действия при использовании композиции, состоящей нефтерастворимых катализаторов (таллатов металлов – на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Fe, Ni, Co, Cu,Wo, Mo, Mn, Al, Zn, Cr,) донорно-водородных органических растворителей, органорастворимых поверхностно-активных веществ – неионногенными, ионногенными и амфотерными. Внутрипластовое облагораживание (химическая и термическая конверсия) и снижение вязкости и плотности высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов достигается за счет комплексного действия – последовательно-параллельное воздействия: конверсия и разрушение межмолекулярного взаимодействия между асфальтеновыми агрегатами и ассоциированными молекулами смолистых соединений, которые, в основном, и определяют высокую вязкость высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов, что, в свою очередь, обеспечивает снижение вязкости и плотности и повышение нефтеотдачи пласта.
Кроме того, принимая во внимание наличие факта необратимого эффекта снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов, автоматически реализована возможность улучшения условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума.
Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу и при использовании заявленного технического решения.
Тепловые методы воздействия на продуктивный пласт
– это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые методы повышения нефтеотдачи (МУН) в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление) [https://neftegaz.fandom.com/wiki/Методы теплового воздействия на пласт (краткая характеристика)].
Паротепловое воздействие
– процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара [http://proofoil.ru/Oilproduction/Steamaction.html].
Cмолисто-асфальтеновые вещества (САВ)
– это сложная многокомпонентная смесь высокомолекулярных гетероатомных соединений, в составе которых одновременно присутствуют такие элементы, как: углерод, водород, сера, кислород, азот и металлы - в основном, ванадий, никель, железо и молибден. Говоря о смолисто-асфальтеновых веществах, обычно подразумевают смолы и асфальтены [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Смолы
- твердые аморфные вещества либо малоподвижные жидкости, от темно-коричневого до черного цвета. В структуре смол присутствует полициклическая конденсированная система, состоящая из 4 - 5-ти колец, 1 - 3-х метильных групп и 1-го длинного алкильного заместителя. Кроме того, обязательным условием является наличие гетероатомов [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Асфальтены
– аморфные твердые тела от темно-бурого до черного цвета, обладающие кристаллоподобной структурой. Структура асфальтенов представляет собой полициклические, сильно конденсированные, по большей части ароматические системы, соединенные с пяти- и шестичленными гетероциклами. Молекулы состоят из 4 – 5-ти фрагментов, которые в свою очередь, содержат несколько ароматических колец [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ)
– запасы месторождений, залежей или отдельных их частей, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами (сосредоточены в залежах с низкопроницаемыми коллекторами и вязкой нефтью), а также характеризующиеся залежами высоковязкой, сверхвязкой, керогеновой нефтью и природного битума [https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/147767-trudnoizvlekaemye-zapasy-nefti-triz/].
Поверхностно-активные вещества (ПАВ)
– вещества, которые способны накапливаться (адсорбироваться) на поверхности соприкосновения двух тел (или сред, фаз) и понижать ее свободную энергию, т. е. поверхностное натяжение
[https://studbooks.net/604397/tovarovedenie/primenenie_poverhnostno_aktivnyh_veschestv].
Ионогенные ПАВ
– вещества, которые при растворении в воде диссоциируют (распадаются) на два иона -положительно заряженный катион и отрицательно заряженный анион. В зависимости от того, какой из ионов является носителем поверхностно-активных свойств, ионогенные ПАВ разделяются на анионоактивные и катионоактивные
[https://studbooks.net/604397/tovarovedenie/primenenie_poverhnostno_aktivnyh_veschestv].
Неионогенные ПАВ
– вещества, которые состоит из гидрофобной (молекулы амина, фенола, алкилфенола или других углеводородов) и гидрофильной частей (оксид этилена). Неионогенные ПАВ не диссоциируют в водных растворах. Они более устойчивы к действию солей, кислот и щелочей как при нормальной, так и при повышенной температурах
[https://studbooks.net/604397/tovarovedenie/primenenie_poverhnostno_aktivnyh_veschestv].
Амфотерные (амфолитные) ПАВ
– содержат в молекуле гидрофильный радикал и гидрофобную часть, способную быть акцептором или донором протона в зависимости от рН раствора. Обычно эти ПАВ включают одну или несколько основных и кислотных групп, могут содержать также и неионогенную полигликолевую группу. В зависимости от величины рН они проявляют свойства катионактивных или анионактивных ПАВ. При некоторых значениях рН, называемых изоэлектрической точкой, ПАВ существуют в виде цвиттер-ионов [https://studbooks.net/2298975/matematika_himiya_fizika/amfoternye_amfolitnye].
Анализ существующего уровня техники в исследуемой области показал следующее:
– освоение альтернативных источников углеводородного сырья, среди которых в качестве наиболее перспективных рассматриваются месторождения высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов, является актуальной задачей топливно-энергетической отрасли;
– подавляющее число осуществляемых проектов разработки месторождений высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов связано с термическими методами воздействия на пласт, например, паротепловым воздействием на пласт, которое является наиболее надежным и эффективно применяемым способом освоения месторождений высоковязкой нефти и природного битума;
– одним из актуальных и перспективных направлений развития тепловых методов добычи высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов является их совершенствование, включающее любое дополнительное воздействие (физическое, химическое), которое имеет своей целью повышение рентабельности и эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных;
Следует обратить внимание на то, что выявленные технологии добычи высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов обеспечивают некоторое снижение вязкости лишь на этапе внутрипластовой добычи нефти при воздействии пара, которое, как известно, является краткосрочным и обратимым, наблюдается только в период паротеплового воздействия и в достаточно широком для обеспечения снижение вязкости в диапазоне температур от 50 до 300 °С.
По мере же снижения температуры, например, в устье добывающей скважины, температура добываемого сырья составляет уже около 50 °С, а при транспортировке по трубопроводам температура снижается до температуры окружающей среды, при этом наблюдается весьма быстрое нарастание вязкости добываемой нефти по причине её остывания – вследствие чего вязкость возрастает от минимальной 10 сантипуаз (далее сП) при 250 °С в пласте, до 300 сП при 50 °С, например, в устье добывающей скважины и до, например, 3000 сП при 20 °С на земной поверхности. Таким образом, при добыче нефти при движении ее от продуктивного пласта по направлению к скважине и далее на поверхность, вязкость нефти возрастает на два порядка, например, от 10 сП до 3000 сП, что реально можно представить в виде изменения консистенции от состояния воды до состояния густого сиропа, вследствие чего возникает проблема по транспортировке продукта по трубопроводам.
Указанная проблема на дату представления заявочных материалов решается разными способами.
Преимущественным и наиболее распространенным способом является подогрев добываемого флюида в местах его остывания [Naqvi S. Enhanced Oil Recovery of Heavy Oil by Using Thermal and Non-Thermal Methods. MS thesis, Dalhousie University, Halifax, NS, Canada, 2012], что является весьма дорогостоящим, сложным и низкоэффективным техническим решением. Кроме того, паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счёте, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры, что затрудняет дальнейший процесс транспортировки и переработки добытого тяжелого углеводородного сырья.
Таким образом, заявителем установлено, что на дату представления заявочных материалов в мире существует насущная проблема:
– по увеличению охвата продуктивного пласта тепловым воздействием, например, паротепловым, с целью снижения вязкости и повышения эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума;
– по упрощению перекачки добытой продукции по трубопроводу, которые вызывают существенные сложности в транспортировке и дальнейшей переработке высоковязкой нефти и природного битума в целом, ввиду того, что паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счёте, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры.
Кроме того, освоение месторождений высоковязких нефтей и природных битумов с применением паротеплового воздействия сопряжено со значительными экономическими затратами на подготовку теплоносителя, например, пара, а также производства его в больших количествах.
Принимая во внимание выявленные недостатки, заявителем предложено решить данную проблему посредством введения в пласт после закачки пара композиции, включающей нефтерастворимый катализатор (таллат металла – на основе дистиллированного таллового масла и оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Fe, Ni, Co, Cu,Wo, Mo, Mn, Al, Zn, Cr,) и органорастворимый ПАВ (неионногенный, или ионногенный, или амфотерный) для внутрипластового облагораживания высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов в пластовых условиях. Предполагается, что ПАВ разрушит агломераты асфальтенов и смол, и это облегчит доступ катализатора к серосодержащим связям в тяжелых компонентах нефти – асфальтенах и смолах, что будет обеспечивать снижение вязкости, продукта до такой степени, чтобы обеспечить не только эффективную добычу, но и самое главное - обеспечивать возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку.
Совместная закачка катализатора, ПАВ и пара является перспективным подходом к нетрадиционной добыче тяжелой нефти, а полученные результаты являются важным шагом к модификации уже существующих паротепловых технологий. Использование катализатора и ПАВ обеспечит наиболее глубокую конверсию нефти – более эффективное каталитическое разрушение агломератов асфальтенов и смол (и снижение их содержания) за счет разрыхляющего воздействия ПАВ на π-связь в молекулярной структуре асфальтенов и смол, тем самым упрощая контакт проникновения катализатора, что будет способствовать более эффективному необратимому снижению вязкости добываемой нефти (на 70-80%) и повышению коэффициента извлечения нефти из гидрофобных и гидрофобизированных пластах за счет дополнительно действия ПАВ, который способствует повышению смачиваемости породы пласта водой за счет снижения поверхностной энергии на границе раздела порода-нефть.
Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту РФ № 2715771 «Композиции для улучшения нефтеотдачи». Сущностью является композиция для увеличения отдачи сырой нефти из подземного углеводородсодержащего пласта, содержащая: от около 98 до 99,999% мас. источника воды с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ и одно или больше из следующего: от 300 до 20000 ч./млн Са, от 300 до 4000 ч./млн Mg или от 300 до 3000 ч./млн Ва; одно или больше поверхностно-активных веществ масляной фазы, характеризующихся как неионные и имеющих комбинированный гидрофильно-липофильный баланс - ГЛБ - менее чем около 9; один или больше связующих агентов; одно или больше поверхностно-активных веществ водной фазы, которые являются неионными, растворимыми или диспергируемыми в воде и химически отличными от одного или большего количества поверхностно-активных веществ масляной фазы; одно или больше ионных поверхностно-активных веществ и один или больше стабилизаторов глин.
Недостатком известного технического решения является большое содержание воды от около 98 до 99,999% мас., что может привезти к быстрой и высокой обводненности продуктивного пласта при закачки данной композиции, а также высокое содержание в композиции твердых веществ на основе элементов периодической системы им. Д.И. Менделеева, а именно Са, Mg, Ва, что может привести к кольматации (закупориванию пор) пласта и исключить возможность не толь улучшить нефтеизвлечения, но и самой добычи в целом. Кроме того, термостабильность данной композиции ограничена 149 ºС, что обуславливает невозможность ее применения при осуществлении паротепловых методах добычи, температура при которых достигает 300 ºС.
Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту РФ № 2765453 «Состав для интенсификации добычи тяжёлых и вязких нефтей, способ его получения и способ его использования». Сущностью является состав для интенсификации добычи тяжёлых и вязких нефтей, характеризующийся тем, что содержит следующее соотношение компонентов, мас.%:
смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового масла фракции С7-С17
50-70,
трибутиловый эфир фосфорной кислоты
20-30,
моноэтаноламин
10-20.
Недостатком известного технического решения является низкая эффективность данного состава ввиду отсутствия протекания каталитических процессов как таковых в силу того, что указанные компоненты в составе не способны инициировать и поддерживать каталитические реакции, что обуславливает ограниченную эффективность для интенсификации добычи тяжёлых и вязких нефтей при использовании состава.
Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № US2966457 «Гелеобразующие жидкости для гидроразрыва пласта (Gelled fracturing fluids)». Сущностью является гелеобразная композиция для гидроразрыва пласта, содержащая: жидкий углеводород, гелеобразующий агент, содержащий соль, полученную омылением щелочными металлами смеси алифатических монокарбоновых жирных кислот талового масла, имеющих от 14 до 24 атомов углерода; 1-3 эквивалента аммонийной соли минеральной кислоты на моль щелочного металла в указанном геле; и взвешенные в нем масляно-инертные мелкие частицы. В дополнение к мылам щелочных металлов в качестве гелеобразующих агентов для жидкостей гидроразрыва пласта, применяются поливалентные металлы, такие как кадмий, ртуть, кобальт, свинец, никель и алюминий.
Недостатком известного технического решения является то, что известные гелеобразующие композиции применяются исключительно как жидкости для гидроразрыва паста, что ограничивает область применения известных гелеобразующих композиций, которые содержат соль, полученную омылением щелочными металлами смеси алифатических монокарбоновых жирных кислот таллового масла, имеющих от 14 до 24 атомов углерода. Кроме того, недостатком является применения токсичных поливалентных металлов, а именно – кадмий, ртуть, свинец.
Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту РФ № 2659223 «Катализатор деструктивного гидрирования тяжелого углеводородного сырья и способ его применения». Сущностью является катализатор деструктивного гидрирования тяжелого углеводородного сырья, получаемый реакцией взаимодействия при нагревании соли монокарбоновых кислот флотогудрона - кубового остатка колонны окисления жирных кислот производства синтетических жирных кислот и водорастворимых неорганических солей металлов переменной валентности. Катализатор по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимых неорганических солей металлов переменной валентности применяют водорастворимые неорганические соли железа, кобальта, никеля, меди. Катализатор по п. 1, отличающийся тем, что мольное соотношение флотогудрона к металлу от 2:1 до 1:1.
Недостатком известного технического решения является:
– низкая каталитическая эффективность известных катализаторов, так как соли флотогудрона способствуют только протеканию каталитических процессов без обеспечения разрыхления пачек асфальтенов и ассоциатов смол, что ограничивает доступ катализатора к серосодержащим связям в тяжелых компонентах нефти – асфальтенах и смолах, и, как следствие, полная каталитическая способность катализатора не обеспечивается для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов;
– экономическая неэффективность, так как показатель кислотного числа флотогудрона является достаточно низким, а именно – 50-70 мг КОН/г, что предполагает низкое содержание непосредственно каталитически активной формы в общей молекуле катализатора, при том, что именно активная форма является действующим веществом при облагораживании высоковязкой нефти внутри пласта.
Таким образом, при использовании по назначению известного катализатора на основе флотогудрона (при закачке на месторождении в пласт) его (катализатора) потребуется больше, чем катализатора по заявленному техническому решению.
Из уровня техники известны донорно-водородные органические растворители, в частности, алифатические, ароматические и нафтен-ароматические углеводороды, например, уайт-спирит, нефрас, циклогексан, дизельная фракция, керосиновая фракция, бензиновая фракция, вакуумный газойль, нафтен-ароматические углеводороды (например, тетралин, декалин) [Mukhamatdinov, I. I., Salih, I. S. S., Khelkhal, M. A., & Vakhin, A. V. (2020). Application of Aromatic and Industrial Solvents for Enhancing Heavy Oil Recovery from the Ashalcha Field. Energy & Fuels], [Fakhretdinov, R. N.; Khalitov, G. G.; Davidenko, N. V.; Lyapina, N. K.; Ulendeyeva, A. D.; Fazlutdinov, K. S.; Tolstikov, G. A. Metalloporphyrins in Residual Oil from Certain Bashkir Fields // Pet. Chem. USSR 1991, 31, 778−782], [Rakovskii, N. L.; Tsynkova, O. É Temperature Field and Heat Losses of Layered Inhomogeneous Bed during Injection of a HeatTransfer Agent // Fluid Dyn. 1973, 8, 327−333], [Mukhamatdinov I.I, Salih I. Sh. S., Ismael M., Aliev F.A., Davletshin R.R., Vakhin A.V. Influence of Naphthenic Hydrocarbons and Polar Solvents on the Composition and Structure of Heavy-Oil Aquathermolysis Products // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2021, V. 60 (36), PP. 13191-13203], [Zhou, X., Yan, H., Feng, X., Zhao, H., Liu, Y., Chen, X., & Yang, C. (2020). Enhancing the Conversion of Polycyclic Aromatic Hydrocarbons from Naphthenic Heavy Oil: Novel Process Design, Comparative Techno-Economic Analysis, and Life Cycle Assessment // Industrial & Engineering Chemistry Research]. Известные донорно-водородные органические растворители использованы в заявленном техническом решении в качестве растворителей таллатов переходных металлов.
Из исследованного уровня техники выявлена заявка на изобретение РФ № 2015117630 «Способ получения катализаторов для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья и способ их применения». Сущностью известного технического решения является катализатор для интенсификации добычи тяжелого углеводородного сырья, который получают реакцией взаимодействия органического агента и каталитической основы. Катализатор по п. 1, отличающийся тем, в качестве органического агента используют соли жирных кислот таллового масла, а в качестве каталитической основы используют водорастворимые неорганические соли никеля, молибдена, вольфрама, хрома, железа, кобальта. Катализатор по п. 1, отличающийся тем, что мольное соотношение жирные кислоты таллового масла: металл выбирают от 10:1 до 1:1, в зависимости от активности металла каталитической основы.
Недостатками известного катализатора является недостаточная интенсивность добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов при использовании известного катализатора вследствие:
– низкой каталитической эффективности известных катализаторов, так как они (катализаторы) способствуют только протеканию каталитических процессов без обеспечения разрыхления пачек асфальтенов и ассоциатов смол, что ограничивает доступ катализатора к серосодержащим связям в тяжелых компонентах нефти – асфальтенах и смолах, и, как следствие, полная каталитическая способность катализатора не обеспечивается для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов;
– низкой эффективности при использовании только катализаторов, так как отсутствие ПАВ не обеспечивает дополнительное формирование водо-нефтяной эмульсии, вязкость которой будет соизмерима с вязкостью воды, что в свою очередь не обеспечит нужного эффекта в процессах интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов;
– невозможности обеспечить максимальный охват пласта из-за того, что отсутствует возможность обеспечения разрыхления пачек асфальтенов и ассоциатов смол для доступа катализатора к серосодержащим связям в тяжелых компонентах нефти – асфальтенах и смолах, что, как следствие, обуславливает неполную каталитическую способность катализатора для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов;
– того, что приводит к большому содержанию тяжелых компонентов, что, как следствие, приводит к более высокой вязкости продукта по сравнению с заявленным катализатором.
Выявленные аналоги совпадают с заявленным техническим решением по отдельным признакам, поэтому прототип не выявлен и формула изобретения составлена без ограничительной части.
Техническим результатом заявленного технического решения является создание композиции для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов, содержащей таллаты переходных металлов с высокой каталитической активностью, где металлы выбраны из группы: Fe, Ni, Co, Cu,Wo, Mo, Mn, Al, Zn, Cr, донорно-водородный органический растворитель и органический ПАВ (неионногенный, ионногенный и амфотерный), а также разработка способа ее получения, что в целом:
– повышает общую эффективность композиции катализатора и ПАВ в процессах интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов за счет обеспечения разрыхления пачек асфальтенов и ассоциатов смол, которые ограничивают доступ катализатора к серосодержащим связям в тяжелых компонентах нефти – асфальтенах и смолах, что обеспечит снижение их содержания, а также снижение вязкости добываемых трудноизвлекаемых запасов углеводородов;
– повышает эффективность в процессах интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов за счет обеспечения дополнительного формирования водо-нефтяной эмульсии, вязкость которой будет соизмерима с вязкостью воды, что в свою очередь позволит повысить интенсивность добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов;
– обеспечивает максимально возможный охват пласта за счет разрыхления пачек асфальтенов и ассоциатов смол, что обеспечит доступ катализатора к серосодержащим связям в тяжелых компонентах нефти – асфальтенах и смолах, что, как следствие, повысит каталитическую способность катализатора в целом;
– приводит к меньшему содержанию тяжелых компонентов, что, как следствие, снижает вязкость продукта, что позволит обеспечить не только эффективную добычу трудноизвлекаемых запасов углеводородов, но и возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку.
При этом усиление общего эффекта в процессах интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов происходит за счет совместного применения катализатора и ПАВ, которое обеспечивает более глубокую конверсию нефти за счет более эффективного каталитического разрушения агломератов асфальтенов и смол (и снижение их содержания) за счет разрыхляющего воздействия ПАВ на π-связь в молекулярной структуре асфальтенов и смол, тем самым упрощая доступ катализатора к серосодержащим связям в тяжелых компонентах нефти – асфальтенах и смолах катализатора для обеспечения наиболее полного раскрытия каталитической активности катализатора, что будет способствовать более эффективному необратимому снижению вязкости добываемой нефти (на 70-80%) и повышению коэффициента извлечения нефти из гидрофобных и гидрофобизированных пластах, также и вследствие дополнительно действия ПАВ, которое заключается в снижения поверхностной энергии на границе раздела порода-нефть и повышении смачиваемости породы пласта водой.
Для получения заявленной композиции в качестве ПАВ используют или неионногенный ПАВ,  или ионногенный ПАВ, или амфотерный ПАВ.
Сущностью заявленного технического решения является композиция для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов, содержащая таллат переходного металла, выбранного из группы: железо Fe, никель Ni, кобальт Co, медь Cu, вольфрам Wo, молибден Mo, марганец Mn, алюминий Al, цинк Zn, хром Cr, содержащий, мас.%: лиганд на основе дистиллированного таллового масла 88,4-93,8, переходный металл 6,2-11,6; донорно-водородный органический растворитель; неионногенное, или ионногенное, или амфотерное поверхностно-активное вещество ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
– указанный таллат
– 1-45
– указанный растворитель
– 98-45
– указанное ПАВ
–1-10,
причем указанный таллат содержит лиганд на основе дистиллированного таллового масла, включающего, мас.%: одноосновные ненасыщенные жирные кислоты 50-65, смоляные кислоты 30-40, неомыляемые вещества остальное.
Способ получения указанной выше композиции заключается в том, чтоберут дистиллированное талловое масло, включающее, мас.%: одноосновные ненасыщенные жирные кислоты 50-65; смоляные кислоты 30-40; неомыляемые вещества остальное, и добавляют 5 мас.%-ный водный раствор щелочи NaОН или КОН, при мольном соотношении дистиллированное талловое масло: сухая щелочь NaОН или КОН = 1:1, и перемешивают при температуре от 70 до 90 ºС в течение 0,5 - 2 ч до достижения раствором рН=7-8, получают натриевую или калиевую соль дистиллированного таллового масла; готовят водный раствор водорастворимой соли переходного металла, выбранного из группы: железо Fe, никель Ni, кобальт Co, медь Cu, вольфрам Wo, молибден Mo, марганец Mn, алюминий Al, цинк Zn, хром Cr, причем навеску водорастворимой соли переходного металла берут таким образом, чтобы мольное соотношение натриевая или калиевая соль дистиллированного таллового масла : металл в водорастворимой его соли варьировалось от 10:1 до 1:1 в зависимости от валентности соответствующего переходного металла; далее смешивают ранее полученные водный раствор натриевой или калиевой соли дистиллированного таллового масла и водный раствор водорастворимой соли переходного металла, выбранного из группы: железо Fe, никель Ni, кобальт Co, медь Cu, вольфрам Wo, молибден Mo, марганец Mn, алюминий Al, цинк Zn, хром Cr, при массовом соотношении 1:1 и перемешивают при температуре от 70 °C до 90 °C; далее смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат металла, нижний – водный, которые разделяют; далее для удаления побочных продуктов синтеза таллат металла промывают дистиллированной водой от 1 до 10 раз, получают таллат металла следующего состава, мас.%: лиганд на основе дистиллированного таллового масла 88,4-93,8; переходный металл 6,2-11,6; далее полученный таллат металла в количестве от 1 до 45 мас.% смешивают с донороводородным органическим растворителем в количестве от 98 до 45 мас.%; затем добавляют неионногенное, или ионногенное, или амфотерное ПАВ в количестве от 1 до 10 мас.% и перемешивают в течение от 1 до 30 мин при температуре от 20 до 60 ºС, и получают готовую к использованию композицию.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Таблицами 1-3.
В Таблице 1 приведен компонентный состав промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции на основе различных переходных металлов из ряда железо, никель, кобальт, медь, вольфрам, молибден, марганец, алюминий, цинк, хром.
В Таблице 2  приведен компонентный состав заявленной композиции, состоящей  из нефтерастворимого катализатора (таллат металла – на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из из ряда железо, никель, кобальт, медь, вольфрам, молибден, марганец, алюминий, цинк, хром), донорно-водородного органического растворителя и органорастворимого поверхностно-активного вещества – или неионногенного, или амфотерного, или ионногенного.
В Таблице 3 приведены результаты экспериментов эффективности заявленной композиции на основе таллата металла, органического донороводородного растворителя и ПАВ в сравнении с катализатором на основе только таллата металла и органического дононоводородного растворителя без использования ПАВ в процессах интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.
Принимая во внимание выявленные недостатки аналогов, заявитель решает выявленную проблему посредством введения в пласт после закачки пара закачку композиции катализатора и ПАВ, что, как следствие, повышает каталитическую эффективность катализатора за счет обеспечения ПАВ более лёгкого доступа катализатора к молекулам смол и асфальтенов и к тем связям, которые обуславливают высокую вязкость высоковязких, сверхвязких, битуминозных нефтей и природных битумов. Это, в целом, обеспечивает внутрипластовое облагораживание  трудноизвлекаемых запасов углеводородов в пластовых условиях, снижение их вязкости до такой степени, чтобы обеспечить не только эффективную добычу, но и самое главное - возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку. Кроме того, наличие ПАВ снижает поверхностную энергию между породой-коллектором и нефтью, и обеспечивает смачиваемость пород водой.
Заявленный технический результат достигается путем разработки композиции для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов, содержащей, мас.%:
– таллат металлов, выбранных из группы: Fe, Ni, Co, Cu,Wo, Mo, Mn, Al, Zn, Cr
– 1-45,
– донорно-водородный органический растворитель
– 98-45,
– поверхностно-активное вещество (ПАВ)
– 1-10.
Заявленную композицию получают заявленным способом следующим образом:
– берут дистиллированное талловое масло (ДТМ), включающее одноосновные ненасыщенные жирные кислоты (например, олеиновая, линолевая, линолиновая) в количестве 50-65 мас.% и смоляные кислоты (например, абиетиновую, пимаровую, палюстровую и т.д.) – до 30-40 мас.%, остальное – неомыляемые вещества, и добавляют 5  мас.%-ный водный раствор щелочи NaОН или КОН, при мольном соотношении дистиллированное талловое масло: сухая щелочь NaОН или КОН = 1:1 (то есть в пересчете на сухую щелочь), перемешивают при температуре от 70 °C до 90 °C, преимущественно при 85 °C, в течение 0,5 - 2 ч до достижения рН раствора  7...8 ед, получают натриевую или калиевую соль дистиллированного таллового масла. При этом следует избегать перегрева системы (максимальная температура 90 °С), поскольку первоначальный период реакции омыления протекает в эмульсии, устойчивость которой понижается с повышением температуры, поэтому омыление следует вести при относительно невысокой температуре (70–90 °С);
– готовят водный раствор водорастворимой соли переходного металла из ряда железо, никель, кобальт, медь, вольфрам, молибден, марганец, алюминий, цинк, хром, причем навеску водорастворимой соли переходного металла берут таким образом, чтобы мольное соотношение натриевая или калиевая соль дистиллированного таллового масла : металл в водорастворимой его соли варьировалось от 10:1 до 1:1 в зависимости от валентности соответствующего переходного металла;
– далее смешивают ранее полученные водный раствор натриевой или калиевой соли дистиллированного таллового масла и водный раствор водорастворимой соли переходного металла из ряда железо, никель, кобальт, медь, вольфрам, молибден, марганец, алюминий, цинк, хром при массовом соотношении 1:1 и перемешивают при температуре от 70 °C до 90 °C, преимущественно при 85 °C;
– далее смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат металла, нижний – водный, которые разделяют;
– далее для удаления побочных продуктов синтеза таллат металла промывают дистиллированной водой от 1 до 10 раз, преимущественно 5 раз. Получают таллат металла следующего состава: лиганд на основе ДТМ – от 88,4 до 93,8 мас.%, переходный металл – от 6,2 до 11,6  мас.%, в зависимости от используемого переходного металла;
– далее таллат металла в количестве от 1 до 45 мас.%  смешивают с донороводородным органическим растворителем из ряда уайт-спирит, нефрас, циклогексан, толуол, дизельная фракция, керосиновая фракция, бензиновая фракция, вакуумный газойль, нафтен-ароматические углеводороды в количестве от 98 до 45 мас.%;
– далее в полученную смесь добавляют от 1 до 10 мас.% неионногенное, или ионногенное, или амфотерное поверхностно-активное вещество и перемешивают в течение от 1 до 30 мин при температуре от 20 до 60 ºС.
Получают готовую к использованию композицию.
Ниже заявителем для пояснения приведена реакция на примере олеиновой кислоты и сульфата железа:
17
33
17
33
2
СНСООН + NaOH → CHCOONa + HO
17
33
4
17
33
2
2
4
2СНСООNa + FeSO → (CHCOO)Fe + NaSO
Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения.
Пример 1
.  Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе железа в качестве каталитически активного металла переменной валентности и неионогенного ПАВ, например Atren SA-3, производства ООО «Миррико».
1.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1  и в Таблице 3  – Катализатор 1).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 70°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора NaОН, омыляют ДТМ. Омыление производят, например, в течение 0,5 ч до достижения значений  pH раствора  7 ед.
Готовят раствор кристаллогидрат сульфата железа (II), для чего берут 19,7 г кристаллогидрата сульфата железа (II) и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор кристаллогидрата сульфата железа (II), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат железа, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза таллат железа промывают дистиллированной водой, например, 1 раз.
Получают таллат железа, содержащий, мас.%:
– лиганд на основе ДТМ  91,0,
– железо – 9,0.
далее в Таблице 2 и в Таблице 3 – Композиция  1
1.2.  Затем получают заявленную композицию () путем смешения 20 мас.% полученного таллата железа с 76 мас.% донорно-водородного органического растворителя, например, уайт-спирита и 4 мас.% неионогенного ПАВ, например Atren SA-3, производства ООО «Миррико», при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 60 ºС с выдержкой, например, 1 мин.
Операции по перемешиванию и нагреву в течение времени необходимы для лучшего смешения заявленной композиции, стабильность которой (отсутствие расслоения) будет сохраняться на протяжении всего времени до применения композиции по целевому назначению – для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат железа – 20,
– уайт-спирит – 76,
– ПАВ – 4.
Пример 2
. Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе никеля в качестве каталитически активного металла переменной валентности и амфотерного ПАВ –
.
смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового  масла фракции С7-С17, трибутилового эфира фосфорной кислоты и моноэтаноламина по патенту РФ № 2765453
2.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1 и в Таблице 3– Катализатор 2).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 72°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора NaОН, омыляют масло. Омыление производят, например, в течение 45 мин до достижения значений  pH раствора  7 ед.
Готовят раствор кристаллогидрат сульфата никеля (II), для чего берут 19,7 г кристаллогидрата сульфата никеля (II) и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор кристаллогидрата сульфата никеля (II), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат никеля, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза таллат никеля промывают дистиллированной водой, например, 3 раза.
Получают таллат никеля, содержащий, мас.%:
– лиганд на основе ДТМ – 90,5,
– никель – 9,5.
далее в Таблице 2 и в Таблице 3 – Композиция  2)
2.2. Затем получают заявленную композицию (  путем смешения 45 мас.% полученного таллата никеля с  45 мас.% донорно-водородного органического растворителя, например, нефраса и  10 мас.% амфотерного ПАВ – смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового  масла фракции С7-С17, трибутилового эфира фосфорной кислоты и моноэтаноламина при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 40 ºС с выдержкой, например, 30 мин.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат никеля – 45,
– нефрас – 45,
– ПАВ – 10.
Пример 3.
Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе кобальта в качестве каталитически активного металла переменной валентности и ионогенного ПАВ, например «BioGreen», производства ООО «Миррико».
3.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1 и в Таблице 3– Катализатор 3).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 75°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора КОН, омыляют масло. Омыление производят, например, в течение 1 часа до достижения значений  pH раствора  8 ед.
Готовят раствор кристаллогидрат сульфата кобальта (II), для чего берут 19,7 г кристаллогидрата сульфата кобальта (II) и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор кристаллогидрата сульфата кобальта (II), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат кобальта, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза таллат кобальта промывают дистиллированной водой, например, 5 раз.
Получают таллат кобальта, содержащий, мас. %:
– лиганд на основе ДТМ  – 90,5,
– кобальт – 9,5 .
далее в Таблице 2 и в Таблице 3 на– Композиция  3)
3.2. Затем получают заявленную композицию ( путем смешения 25 мас.% полученного таллата никеля с  70 мас.% донорно-водородного органического растворителя, например, циклогесана и 5 мас.%   ионогенного ПАВ, например «BioGreen», производства ООО «Миррико» при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 20 ºС с выдержкой, например, 30 мин.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат кобальта – 25,
– циклогексан – 70,
- ПАВ (ионногенный) – 5.
Пример 4.
Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе меди в качестве каталитически активного металла переменной валентности и неионогенного ПАВ, например Atren SA-3, производства ООО «Миррико».
4.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1 и в Таблице 3 – Катализатор 4).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 75°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора NaОН, омыляют масло. Омыление производят, например, в течение 1 часа до достижения значений  pH раствора  8 ед.
Готовят раствор кристаллогидрат сульфата меди (II), для чего берут 21 г кристаллогидрата сульфата меди (II) и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор кристаллогидрата сульфата меди (II), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат меди, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза таллат меди промывают дистиллированной водой, например, 8 раз.
Получают таллат меди, содержащий, мас.%:
– лиганд на основе ДТМ  – 89,9,
– медь – 10,1.
далее в Таблице 2 и в Таблице 3– Композиция  4
4.2 Затем получают заявленную композицию () путем смешения 38 мас.% полученного таллата меди с  60 мас.% донорно--водородного органического растворителя, например, дизельной фракции и 2 мас.%  неионогенного ПАВ, например Atren SA-3, производства ООО «Миррико» при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 55 ºС с выдержкой, например, 5 мин.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат меди – 38,
– дизельная фракция – 60,
- ПАВ (неионногенный) – 2.
Пример 5.
Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе вольфрама в качестве каталитически активного металла переменной валентности и
амфотерным ПАВ – смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового  масла фракции С7-С17, трибутилового эфира фосфорной кислоты и моноэтаноламина.
5.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1 и в Таблице 3 – Катализатор 5).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 85°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора КОН, омыляют масло. Омыление производят, например, в течение 2 часов до достижения значений  pH раствора  8 ед.
Готовят раствор хлорида вольфрама (V), для чего берут 10 г хлорида вольфрама (V) и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор хлорида вольфрама (V), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат вольфрама, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза таллат вольфрама промывают дистиллированной водой, например, 10 раз.
Получают таллат вольфрама, содержащий, мас.%:
– лиганд на основе ДТМ – 89,0,
– вольфрам – 11,0.
далее в Таблице 2 и в Таблице 3– Композиция  5)
5.2. Затем получают заявленную композицию ( путем смешения 10 мас.%  полученного таллата вольфрама с  87 мас.% донорно-водородного органического растворителя, например, керосина и  3 мас.% амфотерного ПАВ – смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового  масла фракции С7-С17, трибутилового эфира фосфорной кислоты и моноэтаноламина при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 25 ºС с выдержкой, например, 25 мин.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат вольфрама – 10,
– керосин – 87,
- ПАВ (амфотерный) – 3.
Пример 6.
Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе молибдена в качестве каталитически активного металла переменной валентности и ионогенного ПАВ, например «BioGreen», производства ООО «Миррико»
6.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1 и в Таблице 3 – Катализатор 6).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 90°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора NaОН, омыляют масло. Омыление производят, например, в течение 1,5 часов до достижения значений  pH раствора  8 ед.
Готовят раствор бромида молибдена (IV), для чего берут 15 г бромида молибдена (IV) и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор бромида молибдена (IV), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат молибдена, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза таллат молибдена промывают дистиллированной водой, например, 5 раз.
Получают таллат молибдена, содержащий, мас.%:
– лиганд на основе ДТМ – 91,5,
– молибден – 8,5.
далее в Таблице 2 и в Таблице 3 – Композиция  6)
6.2. Затем получают заявленную композицию ( путем смешения 20 мас.% полученного таллата молибдена с  76 мас.% донорно-водородного органического растворителя, например, бензиновой фракции и 4 мас.%  ионогенного ПАВ, например «BioGreen», производства ООО «Миррико» при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 20 ºС с выдержкой, например, 30 мин.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат молибдена – 1,
– бензиновая фракция – 98,
– ПАВ (ионогенный) – 1.
Пример 7.
Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе марганца в качестве каталитически активного металла переменной валентности и неионогенного ПАВ, например Atren SA-3, производства ООО «Миррико».
7.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1 и в Таблице 3 – Катализатор 7).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 85°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора NaОН, омыляют масло. Омыление производят, например, в течение 1 часа до достижения значений  pH раствора  7 ед.
Готовят раствор кристаллогидрата сульфата марганца (II), для чего берут 17,1 г кристаллогидрата сульфата марганца (II) и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор кристаллогидрата сульфата марганца (II), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат марганца, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза таллат марганца промывают дистиллированной водой, например, 5 раз.
Получают таллат марганца, содержащий, мас.%:
– лиганд на основе ДТМ – 90,2,
– марганец – 9,8.
далее в Таблице 2 и в Таблице 3 – Композиция 7)
7.2. Затем получают заявленную композицию ( путем смешения 35 мас.% полученного таллата марганца с 60 мас.%  донорно-водородного органического растворителя, например, вакуумного газойля и 5 мас.% неионогенного ПАВ, например Atren SA-3, производства ООО «Миррико» при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 50 ºС с выдержкой, например, 10 мин.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат марганца – 34,
– вакуумный газойль – 60,
– ПАВ (неионногенный) – 6.
Пример 8.
Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе алюминия в качестве каталитически активного металла переменной валентности и амфотерного ПАВ –
.
смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового  масла фракции С7-С17, трибутилового эфира фосфорной кислоты и моноэтаноламина по патенту РФ № 2765453
8.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1 и в Таблице 3 – Катализатор 8).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 85°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора NaОН, омыляют масло. Омыление производят, например, в течение 1,5 часа до достижения значений  pH раствора  8 ед.
Готовят раствор фосфата алюминия (I), для чего берут 17,3 г фосфата алюминия (I) и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор фосфата алюминия (I), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат алюминия, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза  таллат алюминия промывают дистиллированной водой, например, 5 раз.
Получают таллат алюминия, содержащий, мас.%:
– лиганд на основе ДТМ – 90,4,
– алюминий – 9,6.
далее в Таблице 2 и в Таблице 3 – Композиция  8)
8.2. Затем получают заявленную композицию ( путем смешения 43 мас.% полученного таллата алюминия с 50 мас.%  донорно-водородного органического растворителя, например, толуола и  7 мас.% амфотерного ПАВ – смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового  масла фракции С7-С17, трибутилового эфира фосфорной кислоты и моноэтаноламина при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 45 ºС с выдержкой, например, 15 мин.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат алюминия – 43,
– толуол – 50,
– ПАВ (амфотерный) – 7.
Пример 9.
Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе цинка в качестве каталитически активного металла переменной валентности и ионогенного ПАВ, например «BioGreen», производства ООО «Миррико».
9.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1 и в Таблице 3 – Катализатор 9).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 85°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора NaОН, омыляют масло. Омыление производят, например, в течение 1,5 часа до достижения значений  pH раствора  8 ед.
Готовят раствор кристаллогидрата сульфата цинка (II), для чего берут 20,4 г кристаллогидрата сульфата цинка (II) и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор кристаллогидрата сульфата цинка (II), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний –  таллат цинка, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза таллат цинка промывают дистиллированной водой, например, 5 раз.
Получают таллат цинка, содержащий, мас.%:
– лиганд на основе ДТМ – 88,4,
– цинк – 11,6.
далее в Таблице 2 и в Таблице 3 – Композиция  9)
9.2. Затем получают заявленную композицию ( путем смешения 40 мас.% полученного таллата цинка с 52 мас.%  донорно-водородного органического растворителя, например, декалина и 8 мас.%  ионогенного ПАВ, например «BioGreen», производства ООО «Миррико» при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 20 ºС с выдержкой, например, 30 мин.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат цинка – 40,
– декалин – 52,
– ПАВ (ионногенный) – 8.
Пример 10.
Получение заявленной композиции из смеси катализатора на основе хрома в качестве каталитически активного металла переменной валентности и амфотерного ПАВ –
смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового  масла фракции С7-С17, трибутилового эфира фосфорной кислоты и моноэтаноламина по патенту РФ № 2765453.
10.1. Получение промежуточного компонента (катализатора) заявленной композиции (далее в Таблице 1 и в Таблице 3 – Катализатор 10).
В стеклянную колбу помещают 40 г ДТМ и нагревают при перемешивании, например, с помощью магнитной мешалки, до температуры плюс 85°C. К нагретому ДТМ по каплям добавляют 100 г 5% водного раствора NaОН, омыляют масло. Омыление производят, например, в течение 1,5 часа до достижения значений  pH раствора  8 ед.
Готовят раствор кристаллогидрата сульфата хрома (III), для чего берут 20,4 г кристаллогидрата сульфата хрома (III)и растворяют в 100 г дистиллированной воды.
К полученному раствору омыленного ДТМ приливают полученный раствор кристаллогидрата сульфата хрома (III), перемешивают 30 мин.
Затем смесь охлаждают до комнатной температуры и получают двухслойную систему: верхний – таллат хрома, нижний – водный, которые разделяют.
Затем для удаления побочных продуктов синтеза таллат хрома промывают дистиллированной водой, например, 5 раз.
Получают таллат хрома, содержащий, мас.%:
– лиганд на основе ДТМ – 93,8,
– хром – 6,2.
далее в Таблице 2  и в Таблице 3 – Композиция  10)
10.2. Затем получают заявленную композицию ( путем смешения 16 мас.% полученного таллата хрома с  75 мас.% донорно-водородного органического растворителя, например, тетралина и  9 мас.% амфотерного ПАВ – смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов жирных кислот кокосового  масла фракции С7-С17, трибутилового эфира фосфорной кислоты и моноэтаноламина при перемешивании на магнитной мешалке и нагреве до 45 ºС с выдержкой, например, 15 мин.
Получают заявленную композицию, содержащую, мас.%:
– таллат хрома – 16,
– тетралин – 75,
– ПАВ (амфотерный) – 9.
Составы полученных промежуточных компонентов (катализаторов) приведены в Таблице 1. Составы полученных заявленных композиций приведены в Таблице 2.
результаты сравнения каталитической эффективности заявленной композиции и катализатора
Далее заявителем представлены на основе только таллата металла и органического дононоводородного растворителя без использования ПАВ в процессах интенсификации добычи трудно извлекаемых запасов углеводородов на примере высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения, смоделированного в лабораторных условиях, которые соответствуют условиям, существующим в пласте.
Эффективность при использовании по назначению заявленного технического решения (композиция на основе таллата металла, органического дононоводородного растворителя и ПАВ) и катализатора (на основе только таллата металла и органического донорно-водородного растворителя без использования ПАВ) была апробирована на образцах нефти Ашальчинского месторождения Республики Татарстан в реакторе-автоклаве высокого давления, имитирующего промысловый процесс разработки месторождений высоковязкой нефти с применением паротепловой обработки продуктивного пласта, содержащего флюид в виде водо-нефтяной эмульсии (далее по тексту – нефти).
В исследуемую нефть вводят заявленную композицию в виде раствора из катализатора – таллата металла выбранных из группы: Fe, Ni, Co, Cu,Wo, Mo, Mn, Al, Zn, Cr, донорно-водородно-органического растворителя, например, уайт-спирите, нефрасе С4-155/205 и неионогенного или амфотерного, или ионогенного ПАВ из расчета 1,0 – 10,0% масс. на нефть при температуре, применяемой в промысловых условиях паротеплового воздействия – то есть в интервале температур от +150 °С до +300 °С.
Далее заявителем представлены примеры осуществления заявленного технического решения с применением заявленной композиции в сравнении с катализатором на основе только таллата металла и органического донорно-водородного растворителя без использования ПАВ – контрольные опыты.
Пример 11.
Использование заявленной композиции по Примерам 1-10.
Готовят модельную систему, для чего берут нефть (например, 70,0 г) и смешивают ее с водой (например, 30,0 г), например, на магнитной мешалке.
В модельную систему добавляют заявленную композицию по Примеру 1 - 10 (см. Таблицу 2), из расчета 4,3 мас.% (например, 3,0 г) на массовое содержание нефти в эксперименте.
Смесь помещают в реактор высокого давления и подвергают паротепловому воздействию в условиях, аналогичных пластовым, при рабочей температуре, например, +200 °С и давлении, например, 4,0 МПа. Продолжительность эксперимента составляла 48 ч.
Параллельно проводят контрольные опыты в присутствии катализатора на основе металлов из ряда железо, никель, кобальт, медь, вольфрам, молибден, марганец, алюминий, цинк, хром в донорно-водородном органическом растворителе.
Результаты экспериментов сравнения каталитической эффективности заявленной композиции на основе таллата металла, органического донороводородного растворителя и ПАВ и катализатора на основе только таллата металла и органического дононоводородного растворителя без использования ПАВ приведены в Таблице 3.
По результатам эксперимента можно сделать следующий вывод: при сравнении заявленной композиции на основе таллата металла, органического донороводородного растворителя и ПАВ, с катализатором на основе только таллата металла и органического дононоводородного растворителя без использования ПАВ заявленная композиция более эффективна по сравнению с катализатором, а именно:
– более высокая каталитическая эффективность: по сравнению с исходной нефтью и нефтью после контрольного опыта (без катализатора):
– доля (% масс) высокомолекулярных асфальтенов снизилась с 6,1 (исходная нефть) и 7,1 (контрольный опыт) до 3,3 (заявленная композиция) и до 4,3 (катализатор без ПАВ).
– доля (% масс) смол снизилась с 32,1 (исходная нефть) и 33,4 (контрольный опыт) до 17,4 (заявленная композиция) и до 20,7 (катализатор без ПАВ);
– доля (% масс) легких углеводородов (насыщенные и ароматические углеводороды (см. Таблицу 3) увеличилась с 61,8 (исходная нефть) и 59,5 (контрольный опыт) до 79,1 (заявленная композиция) и до 74,8 (катализатор без ПАВ);
–  вязкость (мПа•с) нефти снизилась с 2900 (исходная нефть) и 3130 (контрольный опыт) до 1274 (заявленная композиция) и до 1275 (катализатор без ПАВ) – достигнуто более значительное снижение вязкости нефти по сравнению с катализатор без ПАВ.
Таким образом, по каталитической эффективности заявленное техническое решение по всем параметрам превосходит катализатор без ПАВ.
Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат, а именно: разработана композиция для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов, которая обеспечивает интенсификацию добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов за счет применения композиции из нефтерастворимых катализаторов (таллатов металлов – на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Fe, Ni, Co, Cu,Wo, Mo, Mn, Al, Zn, Cr,) донорно-водородных органических растворителей, органорастворимых поверхностно-активных веществ – неионногенных, ионногенных и амфотерных, а также разработан способ ее получения.
В результате:
– повышена общая эффективность композиции катализатора и ПАВ в процессах интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов за счет обеспечения разрыхления пачек асфальтенов и ассоциатов смол, которые ограничивают доступ катализатора к серосодержащим связям в тяжелых компонентах нефти – асфальтенах и смолах, что обеспечит снижение их содержания, а также снижение вязкости добываемых трудноизвлекаемых запасов углеводородов;
– повышена эффективность в процессах интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов за счет обеспечения дополнительного формирования водо-нефтяной эмульсии, вязкость которой будет соизмерима с вязкостью воды, что в свою очередь позволит повысить интенсивность добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов;
– обеспечен максимально возможный охват пласта за счет разрыхления пачек асфальтенов и ассоциатов смол, что обеспечит доступ катализатора к серосодержащим связям в тяжелых компонентах нефти – асфальтенах и смолах, что, как следствие, повысит каталитическую способность катализатора в целом;
– снижено содержанию тяжелых компонентов, что, как следствие, снижает вязкость продукта, что позволит обеспечить не только эффективную добычу трудноизвлекаемых запасов углеводородов, но и возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку.
Использование заявленного технического решения способствует повышению извлечения углеводородного флюида (нефтеотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей и/или природных битумов.
По мнению заявителя, предполагаемое изобретение эффективно даже для нерентабельных в настоящее время месторождений углеводородного сырья, которые ранее были законсервированы вследствие высокой стоимости извлечения вязкого флюида и, конечно же, для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как заявленная совокупность признаков не выявлена из исследованного уровня техники и не известны технические результаты, которые реализованы в заявленном техническом решении.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на полученные технические результаты.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому изобретениям, так как может быть реализовано в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых, например, высоковязкой нефти и природных битумов.
Композиция для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов и способ ее получения
Таблица 1
Компонентный состав промежуточного компонента (катализатора)
заявленной композиции
Компонент катализатора
Номер катализатора (номер Примера)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Лиганд на основе ДТМ,мас. %
91,0
90,5
90,5
89,9
89,0
91,5
90,2
90,4
88,4
93,8
Переходный металл,мас. %
9,0
9,5
9,5
10,1
11,0
8,5
9,8
9,6
11,6
6,2
Композиция для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов и способ ее получения
Таблица 2
Компонентный состав заявленной композиции
Компонент композиции
Номер композиции (номер Примера)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Таллат металла,мас. %
20
45
25
38
10
1
34
43
40
16
Донорно-водородный органический растворитель,мас. %
76
45
70
60
87
98
60
50
52
75
Органорастворимое ПАВ (неионногенное, амфотерное, ионногенное),мас. %
4
10
5
2
3
1
6
7
8
9
Композиция для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов и способ ее получения
Таблица 3
Результаты экспериментов эффективности заявленной композиции в сравнении с катализатором на основе только таллата металла и органического дононоводородного растворителя без использования ПАВ в процессах интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов
Объект исследования – нефть после процесса паротеплового воздействия
Характеристики
Насыщенные углеводороды,мас.%
Ароматические углеводороды,мас.%
Смолы,мас.%
Асфальтены,мас.%
Вязкость (при 20°С), мПа•с
Исходная нефть без паротеплового воздействия
29,3
32,5
32,1
6,1
2900
В отсутствии катализатора(контрольный опыт)
28,8
30,7
33,4
7,1
3130
В присутствии композиции 1
30,2
35
29,2
5,6
1915
В присутствии катализатора 1
28,8
37,2
27,5
6,5
2540
В присутствии композиции 2
34,1
36,6
25,3
4
1274
В присутствии катализатора 2
33,7
33
27,3
6
2130
В присутствии композиции 3
32,4
38,1
25
4,5
1120
В присутствии катализатора 3
35,3
38,4
20,1
6,2
1734
В присутствии композиции 4
28,6
36,1
29,5
5,8
2130
В присутствии катализатора 4
28,6
35,2
30,2
6
2650
В присутствии композиции 5
38,4
38
19,5
4,1
1110
В присутствии катализатора 5
38,6
36,2
20,7
4,5
1480
В присутствии композиции 6
39,2
40,1
17,4
3,3
975
В присутствии катализатора 6
38,4
36,1
21,2
4,3
1310
В присутствии композиции 7
30,1
34,1
30,2
5,6
2200
В присутствии катализатора 7
29,5
34,2
30,5
5,8
2700
В присутствии композиции 8
31,3
33,1
29,8
5,8
2590
В присутствии катализатора 8
29,8
33,6
30,7
5,9
2700
В присутствии композиции 9
29,5
32,7
31,8
6
2550
В присутствии катализатора 9
30
31,9
32
6,1
2950
В присутствии композиции 10
29,4
36,5
28,5
5,6
1770
В присутствии катализатора 10
32
32,7
29,4
5,9
2050