Способ добычи высоковязкой обводненной нефти Советский патент 1993 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности..

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет более глубокого снижения вязкости эмульсии при сохранении ее агрегативной устойчивости.

Поставленная цель достигается тем, что блоксополимеры окиси этилена и пропилена закачивают в смеси с растворителем в соотношении 1 : 1, а по лабораторным исследованиям по близким по свойствам к сква- жинным водонефтяным эмульсиям определяют наименьшую и наибольшую обводнен- ность, при которых отмечается резкий скачок вязкости эмульсии, а при наименьшей обводненности продукции скважины зака

чивают химреагенти прекращают его закачку при достижении наибольшей обводнен- ноети продукции скважины. В качестве растворителя используют толуольную фракцию с установки вторичной перегонки бензина или нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола.

Положительный эффект достигается за счет того, что по лабораторным исследованиям зависимости вязкости продукции от обводненности определяются интервал степеней обводненноети, соответствующий максимальному скачку вязкости, и с помощью постоянного промыслового контроля за обводненностью продукции надежно устанавливается необходимость начала

4

sO

00 Jv GO v|

подачи понизителя вязкости. Комплекс лабораторных исследований обеспечивает и надежную дозировку понизителя вязкости с сохранением агрегативной устойчивости эмульсии при снижении расхода понизите- ля вязкости.

Предлагаемая совокупность операций и обнаруженное сверхсуммарное воздействие комплексов ПАВ-растворитель на дисперсную систему нефть-вода с высоким содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ в исходной нефти - позволяют достичь глубокого снижения вязкости, одновременно предотвращая выделение воды, и соответственно, увеличить производительность скважин и межремонтный период и снизить коррозионную агрессивность продукции.

Кубовые остатки производства бутано- ла являются отходом производства бутано- ла методом оксосинтеза.

Толуольная фракция с установки вторичной перегонки бензина - смесь алифатических и ароматических углеводородов, вырабатывается на установке вторичной перегонки бензина, имеет фракционный состав, выкипающий в пределах 85-120° С, применяется в качестве компонента товарного бензина А-76.

Нефрас А 150/330 - кубовые остатки производства ароматических углеводородов Се-Сэ каталитическим риформингом нефтяной бензиновой фракции, восновном, смесь изомеров тетраметилбензола, с ТКИп 150-330° С. Применяется в качестве добавки к моторному топливу, а также сырья для производства индивидуальных алкиларома- тических углеводородов Сд.

Способ предваряется лабораторными исследованиями зависимости вязкости во-, донефтяной эмульсии от обводненности и определением интервала обводненности, соответствующего максимальному скачку- вязкости, а также дозировки смеси ПАВ- растворитель, обеспечивающий максимальное снижение вязкости эмульсии при сохранении ее агрегативной устойчивости. Затем осуществляется следующая последовательность операций.

Постоянный промысловый контроль за обводненностью продукции и своевременное определение необходимости начала подачи понизителя вязкости по достижению наименьшей обводненности продукции, соответствующей скачку вязкости. Подача понизителя вязкости в установленной дозировке, начиная с наименьшей и по достижении наибольшей обводненности, соответствующих скачку вязкости. Прекращение подачи понизителя вязкости по достижении обводненности, соответствующей снижению и стабилизации вязкости.

Для подтверждения эффективности предложенного способа были проведены лабораторные исследования и промысловые испытания.

В серии лабораторных экспериментов определялась зависимость эффективной вязкости водо-нефтяных эмульсий различ- ной степени обводненности от скорости сдвига и от количественного и качественного состава вводимого комплексного реагента - понизителя вязкости.

Опыты проводились на приборе Reotest-2, согласно методическим указаниям, изложенным в монографии.

Для получения сопоставимых результатов опытным путем устанавливалось такое время перемешивания опытным путем уста

навливалось такое время перемешивания

системы вода-нефть, чтобы реологические свойства эмульсии, полученной искусственным путем, были максимально приближены к реальной эмульсии той же обводненности.

5 Было подобрано такое время перемешивания водонефтяных смесей на высокооборотной лопастной мешалке, при котором зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига у искусственной и реальной

0 эмульсии практически совпадали.

В табл.1 представлены характеристики исследуемых нефтей и эффективная вязкость водонефтяных эмульсий.

На чертеже представлена зависимость

5 вязкости эмульсий от Обводненности при различных скоростях сдвига.

Из табл 1 видно, что вязкость эмульсий по достижении обводненности 50 % имеет исключительно высокие значения. При та0 ких величинах вязкости жидкость практически не течет. Разрушение структуры эмульсии наблюдается при достижении скорости сдвига 50-75 .

Дальнейшие эксперименты проводили

5 Ј эмульсией 75 %-ной обводненности, обладающей максимальной вязкостью и структурно-механическими свойствами,

В табл. 2 представлены результаты исследований вязкости водонефтяной эмуль0 сии от характера и дозировки различных понизителей вязкости и от скорости сдвига. Например, дабавление в эмульсию реагента диссолвана 4490 в дозировке 50 г/т приводит к снижению вязкости до 5230,

5 2020, 1320 мПа.с при скорости сдвига 3. 25, 100с соответственно.

Из данных табл. 2 видно, что наиболее эффективное снижение вязкости эмульсии 75 %-ной обводненности достигается при использовании в качестве понизителя вязкости блоксополимеров окисей этилена и пропилена (реагенты диссолван, сепарол. прогалит, реапон) в сочетании с органическим растворителем (нефрас А 150/330, кубовые, остатки производства бутанола, толуольная фракция), взятыми в отношении 1:1.

Пример 1 (конкретное осуществление способа).

Определение времени перемешивания, при котором реологические характеристики искусственной эмульсии и натурной (обвод- ненноеть 47 %) оказываются достаточно близкими. Для натурной эмульсии (47 % - вода) эффективная вязкость составила 1420; 1050,880, 830, 830 мПа.с при скорости сдвига 3; 25; 50; 75 и 100 .

Реологические характеристики искусственных эмульсий, полученных путем пере мешивания на лопастной мешалке за различное время,-приведены в табл, 3.

Из данных табл.: 3 определяем, что необходимое время перемешивания водонеф- тяных смесей равно 12 мин.

По данным табл. 2 и фиг. 1 определяем интервал обводненности, когда в скважину необходимо дозировать реагент для снижения вязкости. Этот интервал обводненности лежит в пределах 50-90 %.

При достижении 50 %-ной обводненности продукции на скважину устанавливается дозировочный насос.

Выбор и дозировка реагентов осуществляется по данным табл. 2, например, смесь реапона с кубовыми остатками производства бутанола (1 : 1) - 60 г/т.

Расход дозировочного насоса рассчитывается согласно выбранного значения дозировки реагента и среднесуточного дебита скважины.

П р и м е р 2 (конкретное осуществление способа). В скважину с параметрами:

Глубина,м1590

Глубина спуска

насоса,м1198

Диаметр НКТ 63 мм,

дебит до обработки,

м /сут97

Обводненность, %56 спущен ЭЦН 5-130-600. По затрубной части подавалась дозаторным насосом смесь диссолвана 4411 и растворителя (дистиллята) в соотношении 1 :1 с расходом 12 г/т, по проведении комплекса лабораторных испытаний и постоянного промыслового контроля за обводненностью продукции.

Результаты осуществления способа - в табл. 4.

Как видно, фактическое увеличение дебита составило ДО Qa - Qi 122-97 -25 мэ/сут. ..

Аналитическая обработка промысловых данных (табл. 4) подтверждает достижение эффекта понижения вязкости эмульсии по снижению перепада давления.

Вязкостнаяхарактеристика эмульсии оценивается из очевидного условия, что РТр. Рвык. - Руст. - Цп. рж.д.

При сопоставлении двух режимов имеем, что

15

А Р1 - А Р2 А Ртр1- Д Ртр2.

где Рвык. - давление в точке замера, мПа; Руст. - давление на устье, мПа; A Pi - перепад давления в первом режиме (до обработки), равный ДРт РВык. - Руст., МПа;

Др2 - перепад давления в период обработки, мПа;

ДР-Г-Д Ра 5 Ртр - означает потери на трение между режимами, вызванные вяз- костью эмульсии;

Цп. глубина замера давления, м; g - ускорение силы тяжести, м/с2. Член Цп. р 9 означает среднее давление от веса столба жидкости без учета скольжения и газовой фазы;

р ж - средняя плотность смеси, определенная без учета трения и скольжения фаз, равная

РЖ р +(рв В,

... г

где РН плотность нефти 820 кг/м ; /OB - плотность воды 1170 кг/м3; В - содержание воды, доли единиц.

б Ртр Рвык1 - РустТ - Цп. р ж.д - Рвьцс2 -Руст2-Цп./Эж.д {11,55 10-0,2- 106- 1150 (1170-820) -0, 9,81}-{10,51 -106-0,4 Ш6-1170- 860 +

+ (1150-820) -0,56} -9,81}

.. 1,31 106Па 1,31 мПа.

Снижение вязкости эмульсии по предложенному способу вызывает уменьшение гидродинамического сопротивления потока жидкости в системе, за счет чего соответственно увеличивается и межремонтный период. Для расчета межремонтного периода (МРП) использовалась следующая формула, учитывающая давление на выкиде насоса;

рн

ГП

пас

DH ГВЫК

NH

(1)

где NH -МРП работы насоса на безводной или малообводненной нефти, сут.

Рвыкн-фактическое давление на выкиде насоса при откачке обводненной нефти, мПа, определяется экспериментально

Рпасн - паспортное давление на выкиде насоса, для безводной и малообводненной нефти, мПа.

Для скважины с обводненностью 10 % в период эксплуатации Мн составил 410 сут., Рпас - 10,5 мПа. По экспериментальным данным Рвык 11,55 мПа. В соответствии с

формулой (1) получим N. -410 372,7

It ,OO

сут. Снижение МРП составит 37,3 сут.

При повышенных расходах химреаген- тов-понизителей вязкости (способ по прототипу) происходит разделение эмульсии на фазы, что приводит к интенсивному отделению воды. Особенно отрицательное воздействие оказывает водная фаза в выкидных линиях и трубопроводах, В нижней части трубопровода Тело трубы контактирует с минерализованными водами, содержащими мехпримеси и ионы тяжелых металлов, которые являются источниками интенсивной коррозии. Так, при степени отделения воды из эмульсии 95 % (расход 1800 м /сут, диаметр трубопровода 150 мм, сернистая нефть, об- водненность 60%) интенсивность коррозии возрастает на 14,2 % по сравнению с предлагаемым способом, исключающим отделение воды из эмульсии.

Специальными исследованиями установлено, что подача на прием глубинного насоса предлагаемого комплексного понизителя вязкости будет предотвращать осаждение асфальтосмолопарафиновых веществ в колонне НКТ и нефтепромысловом оборудовании. Так, разгазирование 100 г эмульсии 50 %-ной обводненности, полученной из рекомбинированной нефти (давление насыщения 12 мПа, газовый фактор 20 м3/т) и 2 часовой отстой привели к тому, что коэффициент светопоглощения (Ксп) проб нефти из верхней, средней и нижней части поршневой колонки составил 340, 680 и 1200 сЬответственно. Коэффициент светопоглощения определяли спектрометрически и рассчитывали по формуле

Ксп

2,3 -D -У Iq

где D - оптическая плотность раствора; V - объем раствора; I - длина кюветы; q - навеска пробы.

Добавление в эмульсию комплексных реагентов реапон: нефрас А 15/330(1 : 1), реапон: толуольная фракция (1 : 1), прогалит: нефрас А 150/330 (1 : 1) в дозировке 50 г/т приводит к

полному предупреждению выпадения асфаль- тосмолопарафинов. При разгазировании эмульсии 50 %-ной обводненности с добавками указанных реагентов Ксп в верхней, сред- . ней и нижней части колонок остается

0 практически постоянным и составляет 720,680 и 730 соответственно.

Таким образом, предлагаемый способ более эффективен по сравнению со способом-прототипом за счет более глубокого

5 снижения вязкости водо-нефтяной эмульсии с сохранением агрегативной устойчивости. Увеличиваются производительность скважин и межремонтный период, снижаются коррозионная агрессивность продук0 ции и расход понизителя вязкости. При применении предлагаемого способа предотвращается осаждение асфальтосмолопа- рафинов в НКТ и нефтепромысловом, оборудовании. Понизитель вязкости по

5 предлагаемому способу имеет более низкую температуру замерзания, следовательно, более технологичен. Предлагаемые нефрас А 150/330,толуольная фракция с установки вторичной перегонки бензина и кубовые ос0 татки производства бутанола являются крупнотоннажными отходами нефтепереработки и нефтехимии..

Для реализации способа не требуется специального оборудования и химреаген5 тов. Необходимое лабораторное оборудование - насадка Дина-Старка для

определения обводненности и рео-вискозиметр для определения вязкости. : Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я

0 1.. Способ добычи высоковязкой обводненной нефти, включающий снижение вязкости водонефтяной эмульсии путем подачи на прием водоглубинного насоса химреагента - блок сополимеров окиси эти5 лена и пропилена с предварительным лабораторным исследованием зависимости вязкости продукции скважины от степени обводненности с определением дозировки химреагента, отличающийс я тем, что,

0 с целью повышения эффективности способа за счет более глубокого снижения вязкости эмульсии при сохранении ее агрегативной устойчивости, блоксополимеры окиси этилена и пропилена закачивают в смеси с рас5 творитепем в соотношении 1 : Т, а по лабораторным исследованиям по близким к свойствам к скважинным водонефтя- ным эмульсиям определяют наименьшую и наибольшую обводненность. при которых отмечается резкий скачок вязкости эмульсии, а при наименьшей обводненности продукции скважины закачивают химреагент и прекращают его закачку при достижении наибольшей обводненности продукции скважины.

2. Способ по.п. 1, о т л и ч а ю щи и с я тем, что в качестве растворителя используют толуольную фракцию с установки вторичной перегонки бензина или нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола.

Сущность изобретения: лабораторными исследованиями определяют зависимость вязкости продукции скважины от степени обводненности с определением дозировки химреагента. На прием водоглубинного насоса подают блоксополимеры окиси этилена и пропилена в смеси с растворителем при их соотношении 1 : 1. При наименьшей обводненности продукции скважины закачивают химреагенти прекращают его закачку при достижении наибольшей обводненности продукции, В качестве растворителя используют толуольную фракцию с установки вторичной перегонки бензина или нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола. 1 з. п. ф-лы, 1 ил, 4 табл,

Таблица

Зависимость вязкости (мПа.с) водонефтяной эмульсии (обводненность 75%) от характера и дозировки понизителя вязкости и от скорости сдвига

Таблица 2

Прототип.

Зависимости вязкости (мПа.с) водонефтяной эмульсии 47%-ной обводненности от времени перемешивания

Продолжение табл.2

Таблица 3

Таблица 4

- © Зс

---. 75с Јоtoo ОЬЪоЪненность, %