Способ внутрискважинной деэмуль-САции НЕфТи Советский патент 1981 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к способа добычи Ьбводненных нефтей, а также к обработке их в эксплуатационных скважинах.

При разработке нефтяных месторождений попутно с нефтью из эксплуатационных скважин добывается пластовая вода,, которая, смешиваясь с нефтью, образует высоковязкне эмульсии. Образование таких эмульсий происходит в самих скважинах вследствие интенсивного перемешивания водонефтяных смесей в подземном оборудовании. Подъем высоковязких эмульсий (обычно обратного типа) ца дневную поверхность, их транспорт йо внутрипромысловой системе сбора и последующее разрушение сопряжёнь с известными трудностями и потому требуют значительных, капиталовложений и эксплуатационных затрат в промысловом хозяйстве.

Основным способом борьбы с образованием нефтяных эмульсий является

ввод в жидкость поверхностно-активньк веществ (ПАВ), способствующих разрушению бронирующих оболочек на каплях воды и расслоению эмульсий. Ввод реагентов-деэмульгаторов осуществляют непосредственно в эксплуатационную скважину, в которой,в силу достаточно высоких температур, деэмульсация нефти наиболее эффектив на.

10

Известен способ внутрискважинной деэмульсации нефти различными химическими реагентами, включающий подачу реагента в продукцию скважины fl} .

Недостаток способа заключается

15 в том, что доставка реагентов в скважину требует реализации различных конструктивных решений насосов-дозаторов (глубинных или поверхностных), установка которых усложняет эксплу20атацию и увеличивает объем рабочего обслуживания скважины в целом. Наиболее близким к предлагаемому .является способ внутрискважинной деэмульсации нефти, включающий запол нение затрубного пространства скважи ны реагентом, подачу последнего в поступающую из пласта нефть и подъем обработанной реагентом нефти по насосно-компрессорньш трубам 2. Недостатки способа заключаются в его сложности за счет необходимост размещения на поверхности емкости для реагента, который при отрицатель ных температурах замерзает, что приводит к прекращению подачи реагента также в перерасходе реагента, расход которого не контролируется. Цель изобретения - ijPo ® ® способа и экономия реагента, при плотно сти реагента выше плотности нефти. Поставленная цель достигается тем что часть поднятой по насосно-компре сорным трубам нефти, обработанной реагентом, подают в затрубное пространство. На чертеже представлена схема осуществления предлагаемого способа. В обводненных скважинах ниже приема насоса 1 всегда находится столб воды, который накапливается по .мере поступления воды в скважину из продуктивного пласта. Выше приема насоса располагается мертвая нефть Через задвижку 2 в затрубное пространство заливают раствор реагентадеэмульгатора маслорастворимого типа удельный вес которого не превьщ1ает удельный вес затрубной нефти. Раствор смешивается с мертвой нефтью в силу наличия диффузионных процессов в жидкостях. Кроме того, смешению нефти и реагента способствуют некоторые колебания уровня затрубной нефти вследствие специфики работы скважины и насосного агрегата. Посл подачи реагента создают утечку нефти, обработанной реагентом из насосных труб 3 в затрубное пространство 4. К примеру, утечку можно создать частичным приоткрытием/клапана 5, разобщающего полости насосных и обсадных труб. Нефть, обработанная реагентом. стекая вниз, насьщается дополнительно реагентом и попадает на прием насоса, доставляя таким образом поверхностно-активное вещество в добываемую продукцию. Учитывая возможность залИвки боль шого объема реагента в затрубное пространство и незначительный его ра ход, уносимый каплями утечек, период между обработками скважины может быть достаточно продолжительным (например 2-3 мес.). Добываемая нефть, обработанная реагентом, на подходе к устью скважииы всегда имеет положительную температуру., способствующую сохранению утечки даже при низких температурах окружающей средь. Уровень дозировки деэмульгатора в добьшаемую среду контролируется по отстою жидкости, отобранной на устье скважины. Утечку нефти, обработанной реагентом, увеличивают до тех пор, пока не произойдет полный отстой водной фазы продукции пласта в поверхностных условиях. После достижения этого запорный элемент клапана 5 оставляют в фиксированном положении. Пример. Проводят деэмульсацию нефти в скважине, оборудованной штанговым насосом. Дебит скважины составляет 38 , а обводненность 55%. Скважина продзпцирует вязкую и СТОЙК5ПО эмульсию. Деэмульгатор R-11 растворяют в изопропиловом Спирте и заливают в скважину в объеме 0,67 м . После этого отворачивают запорный элемент клапана на 0,5 оборота. Через 1 сут в отбираемой пробе нефти, обработанной реагентом, наблюдается отстой воды. Из общего содержания воды в продукции отстаивается 67%. Остальное количество воды остается в нефти в виде мелких тонкодисперсных капель. Далее увеличивают утечку отворотом запорного элемента ещё на 0,25 оборота. Через 2 сут начинает отстЪиватьСя до 79% воды от ее общего объема. Однако, происходит падение дебита скважины более, чем на 20%, Поэтому Клапан возвращают во второе положение, после чего через 1,5 сут дебит восстанавливается. Расслоение фаз водонефтяных эмуль сий на поверхности сквадсины наблюдается в течение 34 дней. В дальнейшем происходит постепенное снижение эффек та, вплоть до появлейия вязких эмульсий, свидетельствующих об истощении реагента в затрубной жидкости. . Применение предлагаемого способа позволяет уменьшить расход реагента и упрощает обслуживание скважины.

Формула изобретения

Способ внутрискважинной деэмульсации нефти, включающий заполнение затрубного пространства скважины ре агентом,подачу последнего в поступающую из пласта нефть и подъем обработанной реагентом нефти по насосно-компрессорным трубам, о т личающийся тем, что, с целью упрощения способа и экономии реагента, плотность которого не выше плотности нефти, часть подня48598«

той понасосно-компрессорным трубам нефти,обработанной реагентом, подают взатрубное пространства.

J Источники информации

принятые во внимание при экспертизе

1.Патент США 3104716, кл. 166-165, 1963.

2.Великанов А.В. и др. Вопросы 10 подъема обводнений и безводной нефти фонтанным и насосным способами. Казань, Таткнигоиздат, 1971,

с. 134, 135 (прототип).

г

H-rt/3S D

i tit

гтт

-(