Способ добычи высоковязкой обводненной нефти

 

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,

СОВХОЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si)s Е 21 В 43/22

ГОСУДАР СТВЕ ННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО .СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К . АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

1 (21) 4870353/03 (22) 02.10,90 (46) 28к02.93. Бюл, М 8 (71) Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам увеличения нефтеотдачи пластов иСоюзнефтеотдачаи (72) Н.И.Хисамутдинов, В.Е. Григорьев, Ю,П.Рачков, Ю.Е.Анучин, А.Г.Телин, К.Б.Борисов, В.Н.Артемьев и Р;К.Мухаметшин (56) Патент США N. 3554289, кл, Е 21 В

43/25, .1971.

Антипин Ю.В„Валеев M.Ä,í Сыртланов

А,Ш, Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкнигиздат, 1987. с. 168.

Валиханов А,В.. Ибрагимов Г,З. и Хисамутдинов H.È. Вопросы подъема обводненной и безводной нефти фонтанным и насосным способами. Казань: Таткнигиздат, 1971, с, 144.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, Целью изобретения является повышение эффективности способа эа 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 скважинным водонефтяным эмульсиям определяют наименьшую и.наибольшую обводнен-. ность, при которых отмечается резкий скачок вязкости эмульсии, а при наименьшей обводненности продукции скважины зэка

„„. Ы„„1798487 А1 (54) СПОСОБ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ

ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ (57) 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 химреагент. и 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. и. ф-лы, 1 ил, 4 табл, 4 чивают химреагент и прекращают его закач- «О ку при достижении. наибольшей обводнен- QQ насти продукции скважины. В качестве ф, . растворителя-.используют толуольную фрак- (ф цию с установки вторичной перегонки бензина илй нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола, Положительный эффект достигается аа счет того, что по лаборвторнйм исследованиям зависимости вязкости продукции от обводненности определяются интервал степеней обводненйости, соответствующий максимальному скачку вязкости, и с помощью постоянйого промыслового контроля эа обводненностью продукции надежно устанавливается необходимость начала

1798487 подачи и о ачи понизителя вязкости. Комплекс ла- стижении обводненности, соответствуюбораторных исследований обеспечивает и щей снижению и стабилизации вязкости, надежную дозировку понизителя вязкости с Для подтверждения эффективности сохранением агрегативной устойчивости предложенного способа были проведены эмульсии при снижении расхода понизите- 5 лабораторные исследования и промыслоля вязкости. вые испытания, Предлагаемая совокупность операций и В серии лабораторных экспериментов обнаруженное сверхсуммарное воздейст- определялась зависимость эффективной вие комплексов ПАВ-растворитель на дис- вязкости водо-нефтяных эмульсий различперсную систему нефть-вода с высоким "0 ной степени обводненности от скорости содержанием ержанием асфальтосмалопарафиновых сдвига и от количественного и качественновеществ в исходной нефти — позволяют до- го состава вводимого комплексного реагенстичь глубокого снижения. вязкости, одно- та — понизителя вязкости. временно предотвращая выделение воды, и Опыты проводились на приборе соответственно, увеличить производитель- "5 "Reotest-2", согласно методическим указаность скважин и межремонтный период и ниям, изложенным в монографии. снизить коррозионную агрессивность про- Для получения сопоставимых результадукции. тов опытным путем устанавливалось такое

Кубовые остатки производства бутано- время перемешивания опытным путемустала являются отходом производства бутано- 20 навливалось такое время перемешивания ла методом оксосинте а, а методом оксосинтеза, системы вода-нефть, чтобы реологические

Толуольная фракция с установки вто- свойства эмульсии, полученной искусственричной перегонки бензина — смесь алифати- ным путем, были максимально приближены ческих и ароматических углеводородов, к реальной эмульсии той же обводненности. вырабатывается на установке вторичной пе- 25 Было подобрано такое время перемешиваегонки бензина, имеет фракционный со- ния водонефтяныхсмесей навысокооборотрегонки о став, выкипающий в пределах 85 — 120 С, ной лопастной мешалке, при котором применяется в качестве компонента товар- зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига у искусственной и реальной

Нефрас А 150/330 — кубовые остатки 30 эмульсии практически совпадали, производства ароматических углеводоро- В табл. 1 представлены характеристики дов Сб-Cg каталитическим риформингом исследуемых нефтей и эффективная вязнефтяной бензиновой фракции, в основном, кость водонефтяных эмульсий, смесь изомеров тетраметилбензола, с Т, На чертеже представлена зависимость

150 — 330 С. Применяется в качестве добав- 35 вязкости эмульсий от обводненности при ки к моторному топливу, а также сырья для различных скоростях сдвига. производства индивидуальных алкиларома- Иэ табл. 1 видно, что вязкость эмульсий тических углеводородов Cg. по достижении обводненности 50 % имеет

Способ предваряется лабораторными исключительно высокие значения. При таисследованиями зависимости вязкости во- 40 ких величинах вязкости жидкость практичедонефтяной эмульсии от обводненности и ски не течет. Разрушение структуры определением интервала обводнен ности, эмульсии наблюдается при достижении ско-1 соответствующего максимальному скачку рости сдвига 50 — 75 с вязкости, а также дозировки смеси ПАВ- Дальнейшие эксперименты проводили растворитель, обеспечивающий максималь- 45 с эмульсией 75 %-ной обводненности, обланое снижение вязкости эмульсии при дающей максимальной вязкостью и струксохранении ее агрегативной устойчивости, турно-механическими свойствами, Затем осуществляется следующая последо- В табл, 2 представлены результаты иссвательность операций. ледований вязкости водонефтяной эмульПостоянный промысловый контроль эа 50 сии от характера и дозировки различных обводненностью продукции и своевремен- понизителей вязкости и от скорости сдвига. ное определение необходимости начала Например, дабавление в эмульсию реаподачи понизителя вязкости по достиже- гента диссолвана 4490 в дозировке 50 г/т нию наименьшей обводненности продук- приводит к снижению вязкости до 5230, ции, соответствующей скачку вязкости. 55 2020, 1320 мПа.с при скорости сдвига 3. 25.

Подача понизителя вязкости в установлен- 100 с соответственно, ной дозировке, начиная с наименьшей и по Из данных табл. 2 видно, что наиболее достижении наибольшей обводненности, эффективное снижение вязкости эмульсии соответствующих скачку вязкости. Прекра- 75 %-ной обводненности достигается при щение подачи понизителя вязкости по до- использовании в качестве понизителя вяз1798437 кости 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 (обводненность 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 c .

Реологические характеристики искусственных эмульсий, полученных путем перемешивания на лопастной мешалке за различное время,-приведены в табл, 3, Из данных табл.. З.определяем, что необходимое время перемешивания водонефтяных 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.

Пример 2 (конкретное осуществление способа). В скважину с параметрами;

Глубина, м 1590

Глубина спуска насоса,м 1198

Диаметр НКТ 63 мм, дебит до обработки, 3/сут 97

Обводненность, 56 спущен Э LlH 5 — 130-600. По затрубной части подавалась доэаторным насосом смесь диссол вана 4411 и растворителя (дистиллята) в соотношении 1: 1 с расходом 12 г/т, по проведении комплекса лабораторных испытаний и постоянного промыслового контроIlA за обводненностью продукции.

Результаты осуществления способа — в табл. 4.

Как видно, фактическое увеличение дебита составило Л Q = 02 - Q1 = 122 - 97 = 25 м /сут;

Аналитическая обработка промысловых

5 данных (табл. 4) подтверждает достижение эффекта понижения вязкости эмульсии по снижению перепада давления, Вязкостная характеристика эмульсии оценивается из очевидного условия. что

10 Рр. = Раык. - Рус. — Lcn. рж.g

При сопоставлении двух режимов имеем, что

Ртр = Р1 AP2= A Ртр1 ЬРтр2

15 где Раык. — давление в точке замера, мПа;

Pycr. — давление на устье, мПа;

Л Р1 — перепад давления в первом реЖИМЕ (ДО ОбРабатКИ), РаВНЫй ЛР1 = Раык.Руст., МПа;

Л P2 — перепад давления в период обработки, мПа;

ЛР1- Ь Р2 =д Ртр — означает потери на трение между режимами, вызванные вяз25 костью эмульсии;

Lcn. — глубина замера давления, м;

g — ускорение силы тяжести, м/с, 2

Член Lcn. p g означает среднее äàâëåние от веса столба жидкости без учета

30 скольжения и газовой фазы; р — средняя плотность смеси, определенная без учета трения и скольжения фаз, равная

35 Р„=/ +Р, Р„) В, где. р, — плотность нефти 820 кгlм; з. р, — плотность воды 1170 кг/м; з.

 — содержание воды, доли единиц.

40 д Ртр = (Рвык! Руст1 -сп р ж g) (Рвьр2

- Руст2 - Lcn.Px.Я) = (11,55 10 - 0,2 10

1150 (860 + (1170 - 820) 0,56) 9,81)-(10,51 -10 -0,4 10 -.1.170 (860+

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

=, 1,31 10 Па=1,31 мПа. . Снижение вязкости эмульсии по пред0 ложенному способу вызывает уменьшение гидродинамического сопротивления потока жидкости в системе, за счет чего соответственно увеличивается и межремонтный период. Для расчета межремонтного периода

55 (МРП) использовалась следующая формула, учитываюц ая давление на выкиде насоса: н

Рпас н

Рвык

1798487 где NH — МРП работы насоса на безводной или малообводненной нефти, сут, Рвгк — фактическое давление на выкиде насоса при откачке обводненной нефти, мйа, определяется экспериментально

Pnac — паспортное давление на выкиде насоса, для безводной и малообводненной нефти, мПа.

Для скважины с обводненностью 10 в период эксплуатации N< составил 410 сут., Р, = 10,5 мПа. По экспериментальным данным PablK = 11,55 мПа, В соответствии с формулой (1) получим N = — - 410 =372,7

10,5

11,55 сут. Снижение МРП составит 37,3 сут.

При повышенных расходах химреагентов-понизителей вязкости (способ по прототипу) происходит разделение эмульсии на фазы, что приводит к интенсивному отделению воды. Особенно отрицательное воздействие оказывает водная фа3а в выкидных линиях и трубопроводах, В нижней части трубопровода тело трубы контактирует с минерализованными водами, содержащими мехпримеси и ионны 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, обводненность 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 м /т) з. 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 соответственно. Коэффициент светопоглощения определяли спектрометрически и рассчитывали по формуле

2,3 О V

Iq где 0 — оптическая плотность раствора;

V — объем раствора;

1 — 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

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

10 практически постоянным и составляет 720, 680 и 730 соответственно, Таким образом, предлагаемый способ более эффективен по сравнению со способом-прототипом за счет более глубокого

15 снижения вязкости водо-нефтяной эмульсии с сохранением агрегативной устойчивости. Увеличиваются производительность скважин и межремонтный период, снижа ются коррозионная агрессивность продук20 ции и расход понизителя вязкости. При применении предлагаемого способа предотвращается осаждение асфальтосмолопарафинов в HKT и нефтепромысловом оборудовании, Понизитель вязкости по

25 предлагаемому способу имеет более низкую температуру замерзания, следовательно, более технологичен, Предлагаемые нефрас

А 150/330, толуольная фракция с установки вторичной перегонки бензина и кубовые ос30 татки производства бутанола являются крупнотоннажными отходами нефтепереработки и нефтехимии.

Для реализации способа не требуется специального оборудования и химреаген35 тов, Необходимое лабораторное оборудование — насадка Дина-Старка для определения обводненности и рео-вискози- метр для определения вязкости, Формула изобретения

40 1. Способ добычи высоковязкой обводненноИ нефти, включающий снижение вязкости водонефтяной эмульсии путем подачи на прием водоглубинного насоса химреагента — блок сополимеров окиси эти-

45 лена и пропилена с предварительнь1м лабораторным исследованием зависимости вязкости продукции скважины от степени. обводненности с определением дозировки химреагента, отличающийся тем, что, 50 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 рас55 творителем в соотношении 1: 1, а по лабораторным исследованиям по близким к свойствам к скважинным водонефтяным эмульсиям определяют наименьшую и наибольшую обводненность, при которых отмечается резкий скачок вязкости эмуль10

1798487

2. Способпоп.1,отличающийся тем, что в качестве растворителя используют толуольную фракцию с установки вторичной перегонки бензина или нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола. сии, а при наименьшей обводненности продукции скважины закачивают химреагент и прекращают его закачку при достижении наибольшей обводненности продукции скважины.

Таблица 1

Пласт Северный участок

Пласт ЮгоЗападный часток

Параметр ф

-с

Пластовая нефть

2,35

3,3

87;2

856

4,53

20,0

192

808

5,3

31,1

6,65

891

2,48

7,6

51,4

Поверхностная проба нефти

861

1,100

31,9

882

1;052

55,9

913

1,017

200,0

907

1,027

174,6

Не опр.

Не опр.

° I

2,41

10,3

4,64

Плотность нефти в пласт. усл., кг/м

Давление насыщения, МПа

Газовый фактор, мз/т

Вязкость не ти МПа/с

Плотность нефти, кгlм

Объемный коэффициент

Вязкость нефти. МПа/с

Содержание, .мас. ф, смол парафина асфальтенов

Эффективная вязкость эмульсии, Mila . с, при скоростях сдвига, с.1 и обводненности, 2,42

10,6

3,46

980 (3/25)

1540 (3/50)

11100 (3/75)

6440 (3/85)

490 (25/25}

1180 (25/50)

8020 (25/75)

6440 (25/85)

430 (50/25)

1120 (50/50)

5830 (50/75)

1830(50/85)

410 (75/25)

1110 (75/50)

5200 (75/75)

1810 (75/&5)

410 (100/25)

1110 (1 00/50).

5200 (100/75)

1810 100/85

Пласт Север- Пласт Югоный участок Запад, 1798487

Таблица 2

Ско ость с вига, с

Дозировка, г/т

Реа гент

50

100

150.50

5230

2020

1590

Диссолван 4490

Сепарол*

Про гал ит*

Реапон

Прогалит

Реапон*

1320

1320

1340

4930

3760

8840

1710

5940

3.370

2910

2690

2580

3160

2.870

2730

5520

2650

590

590

100

950

670

1640

2430

1520

100

1320

1240

1240

Расслоение эмульсий °

Расслоение эмульсий

Расслоение эмульсий

Расслоение эмульсий

Диссолван 4490

Сепарол

Прогалит*

Реа пан*

Реапон:куб,ост, пр-ва бутанола

1:1

150

520 520

590

1680

680

Прогалит: куб.ост. пр-ва бутанола (1:1) 370

1260

530

420

370

Реапон: куб.ост. пр-ва бутанола (1:2) 1380

320

590

430

320

Реапон:куб. ост.

flp-ва бутанола (1:1) 220

220

730.230

220

Реапон:куб,ост. пр-ва бутанола (2:1) 520

820

1410

360

340

Сепарол:куб,ост. пр-ва бутанола (1:1) 1630

1040

5080

2540

850

Реапон; нефрас А

150/330 (1:1) 1170

150.

1620

180

150

Реапон:толуольная фракция (1;1) 1230

1640

240

180

150

Диссолван 4490; нефрас И

150/330 (1:1) 250

1610

150

9050

Куб,ост, пр-ва б анола

1020

6710

5870

5870

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

1798487

14

Продолжение табл 2 Прототип.

Таблица 3

Эависимости вязкости (мПа.с) водонефтяной эмульсии

477-ной обводненности от времени перемешивания

Таблица 4

1798487

iи,jingo C

ОООО

0000

00ОО еоОО

ОООО

<000

И 0 ЕР ВО 00 ИЫдМЕНИОСЛ, %

° — ° — 75 с"

Редактор З,Ходакова

Корректор Н.Ревская

Заказ 758, Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета.по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Составитель А.Телин

Техред М;Моргентал

ЯП0 C

6000