Способ выбора технологии подготовки нефти

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК

„„ 1180382 (51)4 С 10 С 33/04

/ gf fгЪ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ/ ;: „/

Н ABTOPGHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ /

1. Ф

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (54)(57) СПОСОБ ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИИ

ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, включающий отбор пробы, определение зависимости физико-химических показателей нефти от температуры, отличающийся . (21) 3757345/23-04 (22) 05.04.84 (46) 23.09.85.. Бюл. У 35 (72) П.И. Кулаков и А.И. Солтанович (71) Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промьппленности (53) 665.622.43.065.6(088,8) (56) Добыча, сбор, подготовка и транспорт нефти и газа на месторождениях западной Туркмении.-Труды

СевКавнипинефть, вып. 18, Грозный, 1978, с. 58.

Технологический регламент по применению деэмульгаторов в процессах подготовки нефти. Методические указания, ВНИИСПТнефть, Уфа, 1982. тем, что, с целью упрощения процесса и повыщения точности выбора технологических режимов, измеряют выход фракций нефти, выкипающих до

300 С, коэффициент светопбглощения1 определяют зависимость кинематической вязкости от температуры и строят диагностическую кривую зависимости от температуры диагностического коэффициента D<, определяемого по формуле

j)t =44 — 0,1С+0,01 К „+10, где ) — кинематическая вязкость

1 нефти, сСт, при температуре t, С

С вЂ” выход фракций нефти, выкипающих до 300 С, об.Х

К вЂ” коэффициент светопоглощесп ния неф щ для различных нефтей с известной технологией подготовки и для исследуемой нефти и по совпадению этих кривьтх выбирают технологию.

1180382

Изобретение относится к подготовке нефти на промыслах и может быть использовано для выбора технологии подготовки нефти с применением реагентов-деэмульгаторов. 5 . Целью изобретения является упрощение процесса выбора технологии и повьппение точности выбора технологических режимов за счет сокращения объема лабораторных исследований при исполь- 0 зовании корреляционной связи параметров технологии подготовки нефти с основными физическими и физико-химическими свойствами нефти, а также их изменением в зависимости ат темпера- 15 туры„ которые могут быть представлены как зависимость диагностического коэффициента Р ат температуры, Пример 1. Отбирают пробу ис-следуемой нефти,для которой необходима подобрать технологию; определяют кинематическую вязкость нефти при различных температурах (например, 20, 40

60, 80 С) определяют выход фракций нефти, выкипающих до 300 С; измеряют коэффициент светопаглощения; определяют диагностический коэффициент

D < при разных температурах по зависимости

Э. = 4 - 0,1С + 0,01К, + 10, - З0 где 4 — кинематическая вязкость нефти, сСт, при температуре C;

С вЂ” выход фракций нефти, выкипа- «з ющих да 300 С р о 9

К вЂ” коэффициент светопоглощения нефти; строят диаграмму, выражающую зависимость изменения диагностических ко- 40 эффициентов от температуры для нефтей с известными оптимальными параметрами технологии подготовки нефти и для исследуемой нефти; строят на диаграмме зависимость изменения диагности- 45 ческого коэффициента от температуры для исследуемой нефти; для исследуемой нефти принимают технологию подготовки нефти-аналога по совпадению диагностической кривой исследуемой 50 нефти и нефти с известной технологией подготовки.

Исследуемую нефть, для которой необходимо подобрать технологию подготовки, получают из скважины 14 55

"Харабижин", Для пробы этой нефти измеряют кинематическую вязкость при ?0, 40, 60 и 80"С, выход фракций, выкипающих до 300 С, коэффициент светопоглощения, По указанной зависимости определяют значения диагностического коэффициента D при 20, 40, 60 и 80 С. Данные приведены в табл, Для ряца нефтей праизводственнага объединения "Грознефть".,"Дагнефть" и "Ставропольнефтегаз", подаваемых на существующие установки подготовки нефти, отработаны оптимальные параметры технологии их подготовки, которая известна, Для этих нефтей измерены вязкость при 20, 40, 60 и 80 С, выход светлых фракций, выкипающих при 300 С, коэффициенты светопоглощения Ка и определены диагностические коэффициенты, Па этим данным построена диаграмма, приведенпая на чертеже, где на оси ординат отложены значения диагностических коэффициентов, а на оси абсцисс — температура, Кривые на диаграмме характеризуют изменение диагностического коэффициента от температуры отдельньгх нефтей с известными параметрами технологии подготовки, По данным табл. 1 для нефтей скважин 14 "Харабижин" на диаграмме строят зависимости диагностического коэффициента нефти от температуры (пунктирная линия).

При этом при температуре более

40 С получено практически полное совпадение кривой 4 с кривой 3.

Кривая 3 характеризует изменение величины диагностического коэффициента от температуры для нефти месторождения "Восточный Гудермес" скважины 200, Таким образом, для исслецуемой нефти скважины 14 аналогом является нефть скважины 200 месторождения

" Áoñro÷íü é Гудермес", Подготовку нефти этого месторождения осуществляют при 30-40 С, удельном расходе деэмульгатора

"Дисольван,4411" 5 — 8 г/т нефти и времени отстоя в пределах 30-45 мин.

Для подготовки нефти скважины

14 рекомендуется такая же технология подготовки. В лабораторных опытах с применением известного способа выбора технологии подготовки нефти установлено, что нефть скв.14 "Харабижин" образует эмульсии низкой устойчивости, для разрушения которых тов

3 11803 необходим расход деэмульгатора "Дисольван 4411" до 10 г/т при 30-35 С и времени отстоя 30-35 мин.

Трудозатраты на выбор технологии подготовки для нефти скважины 14 5

ll II

Харабижин составляют 3 человекодня, Пример 2. Отбирают пробы нефтей из скважины N - 228 месторождения "Тарки" и скважины N - 222 месторождения "Махачкала" и/о "Дагнефть", 10 для которых необходимо выбрать технологию подготовки.

Скважины эксплуатируют две соседние залежи, приуроченные к верхнемеловым отложениям. 15

Для проб нефтей измерены кинематическая вязкость при 20, 40, 60 и

80 С, выход светлых фракций, выкипающих до 300 С, коэффициент светопоглощения, которые приведены в 20 табл. 1.

По зависимости для проб нефти из скважин N- 228 и N- 222 определены значения диагностических коэффициентов при 20, 40, 60 и 80 С, Данные пред- 25 ставлены в табл. 1. По ним построены зависимости 8 и 9 на чертеже. Обе нефти имеют близкие значения диагностических коэффициентов (незначитель- ное отличие обусловлено влиянием условий отбора проб нефти), что указывает на полную аналогию их свойств и на возможность их подготовки по одинаковой технологии.

Близкие значения величины диагнос-З5 тического коэффициента к этим нефтям (зависимости 8 и 9) на чертеже имеет нефть месторождения "Правобережное" (скв. N - 120), зависимость диагностического коэффициента от температуры 40 для которой показана кривой 7. Режим технологии подготовки нефти месторождения "Правобережное" (скважины

Ф 120) следующие: расход деэмульгатора "Дисольван 4411" 15-20 г/т, 45 температура 40-45 С, время отстоя

30-40 мин. Для нефтей месторождений

"Махачкала и"Тарки" на основании этих данных рекомендована такая же технология подготовки нефти. g0

Фактически нефти месторождений

"Махачкала и "Тарки" в настоящее время собираются и подготавливаются совместно, Режимы промысловой технологии под-у готовки этих нефтей: расход деэмульгатора "Дисольван 4411" — 20 г/т, температура 40-45 С, время отстоя

82 4

30-40 мин, что подтверждает высокую точность выбора технологии подготовки нефти. При этом исключены необходимость проведения большого объема исследований . по известному способу для выбора технологии подготовки нефтей месторождений "Тарки" и "Махачкала", Пример 3, При испытании отложений Юры в разведочной скважине

15 "Харабижин" получена сероводородсодержащая нефть (содержание Н, S в газе 5,5 об,7). Отобрана проба нефти, измерены кинематическая вязкость, выход светлых фракций, выкипающих до 300 С, коэффициент светопоглощения нефти, Определены диагностические коэффициенты (табл, 1), по которым построена зависимость 17 на чертеже, Аналогами для этой нефти являются нефти из скважины 200 "Восточный

Гудермес" (кривая 3) и нефть скважины 14 "Харабижин" (кривая 4), Нефть из скважины 14 "Харабижин", рассмотренная в примере 1, также содержит сероводород.

Таким образом, нефти иэ валанжинских (скважины 14, "Харабижин") и юрских отложений (скважина 15 "Харабижин") являются нефтями-аналогами, и для подготовки нефти из скважины

15 принята технология подготовки нефти скважины 14 со следующими параметрами: расход деэмульгатора "Дисольван 4411" до 10 г/т, температура 3035 С и время отстоя 30-35 мин.

Предлагаемый способ при выборе технологии подготовки нефтей позволяет уменьшить затраты труда в 4-5 раз, ускорить разработку технологии в 5-8 раз, улучшить условия труда, повысить достоверность рекомендуемой технологии, Для разработки технологии требуется не более 1 0 л представительной пробы нефти, что позволяет разработку технологии подготовки нефти производить на стадии испытания скважин испытателями пласОценку точности выбора технологических режимов подготовки можно сделать, сопоставив режимы, выбранные по предлагаемому и известному способам, с фактическими промысловыми режимами подготовки. В табл, 2 представлены показатели режимов подготовки для нефтей из скважин 14

1180382 и 15 "Харабижин" и скважин 228 и 222 месторождений "Тарки" и "Махачкала", выбранные по предлагаемому и известному способам, а также фактические промысловые параметры. При анализе данных видно, что предлагаемый способ

Таблица 1

Значения показателей нефти скважины

Показатели

"Харабижин" 228 "Тарки" 222 "Махачкала" 15 "Харабижин

0,8171 0,821 0,823 0,8067

Плотность

Кинематическая вязкость, сСт, при .

20 С

4 90

2,35

3 59

3,95

40 С

2,36

2,48

2,72

1,73

1,80

60оС

1,92

1,48

1,83

80 С

1,56

1,41

1,25

1,55

62

Фракционный состав 98 температура начала кипения, С перегоняется, об.Ж при

100 С

7,0

8,0

150 C

26,0

28,0

39,0

40,0

56

49,0

51,0

68

60,0

65 0

Коэффициент светопоглощения

321,0

85,08

330

Диагностический коэффициент при

20 С

6,40

12,20

10,66

8,70

5,78

10,02

9,22 40 С

7,47

6,91

9,19

8,54

5,53

60 С

5 30

80 С

6,52

8,86

8,26

200 С

250 С

300 С позволяет более точно выбрать технологию, чем известный.

Предлагаемый способ позволяет сократить трудоемкость работ по выбору технологии в 8 раз по сравнению с известным способом.

1180382

Таблица 2

Режим подготовки нефти

Предлагаемому

Известно

Температура подогрева, С

Пример 1 для нефти из скважины 14 Харабижин

30-40 30-35

"Дисольван 4411"

7-8

Время отстоя, мин 30 45

30-35

Температура подогрева, С

40-45

40-45

43-50

Расход деэмульгатора, г/т

"Дисольван 4411"

30-40

40-50

30-40

Время отстоя, мин

Пример 3 для нефти из скважины 15 Харабижин

Температура подогрева, С

30-35

30-35

35-40

"Дисольван 4411"

30-35

40-45

Время отстоя, мин 30-35

Параметры режима по способу

Расход деэмульга- "Дисольван 4411" "Дисольван 4411" тора, г/т 5-8 9-10

Пример 2 для нефти из скважин 228 и 222

"Дисольван 441)" "Дисольван 4411"

15-20 25

Расход деэмульга- "Дисольван 4411" "Дисольван 4411" тора, г/т 10 15

Фактические промысловые параметры подготовки нефти

1180382

Составитель Н. Кириллова

Техред M.Êóçüìà Корректор О. Луговая

Редактор Н. Егорова

Тираж 545 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Заказ 5853/22

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4