RU2239177C1 - Method to identify sources of formation of stable water-oil emulsions - Google Patents
Method to identify sources of formation of stable water-oil emulsions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2239177C1 RU2239177C1 RU2003118802/04A RU2003118802A RU2239177C1 RU 2239177 C1 RU2239177 C1 RU 2239177C1 RU 2003118802/04 A RU2003118802/04 A RU 2003118802/04A RU 2003118802 A RU2003118802 A RU 2003118802A RU 2239177 C1 RU2239177 C1 RU 2239177C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- indicator
- formation
- water
- emulsions
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к процессам подготовки нефти, газа и воды, в частности, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.The invention relates to the oil industry, and in particular to processes for the preparation of oil, gas and water, in particular, at a late stage in the development of oil fields.
Стойкие водонефтяные эмульсии образуются и накапливаются в виде промежуточных слоев на установках подготовки нефти (УПН) в водоотделительном оборудовании на границе раздела фаз “нефть-вода” и представляют собой смесь агломератов твердых частиц с асфальтосмолистыми и парафиновыми компонентами нефти и пластовой воды. Постепенное накопление и рост толщины промежуточных слоев приводит к нарушению процессов разделения фаз в технологических отстойных аппаратах и срыву режима работы УПН.Persistent water-oil emulsions are formed and accumulate in the form of intermediate layers in oil treatment plants (UPN) in water separation equipment at the oil-water interface and are a mixture of solid particle agglomerates with asphalt-resinous and paraffin components of oil and produced water. The gradual accumulation and increase in the thickness of the intermediate layers leads to a disruption of the phase separation processes in the technological settling apparatus and disruption of the operating mode of the UPN.
Одной из причин повышения устойчивости эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является широкая химизация добычи нефти. С целью повышения и интенсификации добычи нефти применяются различные методы и технологии, предусматривающие использование химреагентов, которые влияют на физико-химические свойства продукции скважин. При этом возникают серьезные осложнения в технологической цепочке “скважина - система нефтесбора - УПН”, связанные с образованием стойких водонефтяных эмульсий.One of the reasons for increasing the stability of emulsions at a late stage in the development of oil fields is the wide chemicalization of oil production. In order to increase and intensify oil production, various methods and technologies are used, involving the use of chemicals that affect the physicochemical properties of well products. At the same time, serious complications arise in the technological chain “well - oil gathering system - UPN” associated with the formation of persistent water-oil emulsions.
При пуске скважин в эксплуатацию после бурения, перфорационных, водо- и газоизоляционных работ, гидроразрыва пласта, обработки призабойной зоны механическими и химическими способами, текущего и капитального ремонта скважин и т.д., нередко наблюдается образование стойких эмульсий, стабилизированных мехпримесями, асфальтосмолистыми веществами и химреагентами, используемыми в процессах добычи нефти. После выполнения ремонтных работ в скважинах все технологические отработанные жидкости откачиваются в систему нефтесбора и поступают вместе с продукцией скважин на УПН. Источниками загрязнения продукции скважин являются также продукты коррозии, биокоррозии, отложения солей, смол, парафинов, содержимое шламовых амбаров и пр.When wells are put into operation after drilling, perforation, water and gas insulation works, hydraulic fracturing, treatment of the bottom-hole zone with mechanical and chemical methods, routine and overhaul of wells, etc., the formation of persistent emulsions stabilized by mechanical impurities, asphalt-resinous substances and chemicals used in oil production processes. After carrying out repair work in the wells, all technological waste liquids are pumped into the oil gathering system and supplied with the well production to the oil treatment unit. Sources of contamination of well products are also products of corrosion, biocorrosion, deposits of salts, resins, paraffins, contents of sludge pits, etc.
Для повышения нефтеотдачи пластов в больших объемах закачивают в скважины различные химреагенты, например поверхностно-активные вещества, полимеры, глинопорошки, жидкое стекло, щелочи, кислоты, соли и пр. Однако в результате закачек ряда химреагентов повышается устойчивость добываемой продукции скважин за счет изменения рН пластовой воды, образования мелкодисперсных осадков, повышения вязкости воды и т.д.To increase oil recovery in large volumes, various chemicals are injected into the wells, for example surfactants, polymers, clay powders, water glass, alkalis, acids, salts, etc. However, as a result of injecting a number of chemicals, the stability of the produced well products increases due to changes in the formation pH water, the formation of fine precipitation, increasing the viscosity of water, etc.
Таким образом, вышеприведенные факторы, а также высокая обводненность, высокие скорости движения газожидкостной смеси, повышенное содержание асфальтосмолистых веществ в нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений вызывают нарушения и срывы технологических процессов подготовки нефти. Учитывая, что стойкие промежуточные эмульсии не разрушаются традиционными методами, важно принять соответствующие меры по предупреждению образования стойких эмульсий в продукции скважин или по предотвращению их поступления в общую систему нефтесбора и УПН.Thus, the above factors, as well as high water cut, high gas-liquid mixture speeds, high content of asphalt-resinous substances in oil at a late stage of oil field development, cause disruptions and disruptions to oil preparation processes. Given that persistent intermediate emulsions are not destroyed by traditional methods, it is important to take appropriate measures to prevent the formation of persistent emulsions in well production or to prevent their entry into the general oil recovery system and oil recovery system.
Вследствие многообразия факторов и причин, влияющих на повышение устойчивости водонефтяных эмульсий, необходимо, в первую очередь, выявить источники образования стойких эмульсий.Due to the variety of factors and reasons that affect the stability of oil-water emulsions, it is necessary, first of all, to identify the sources of formation of persistent emulsions.
Известен способ определения источника образования стойких эмульсий, включающий отбор проб продукции добывающих скважин и определение их агрегативной устойчивости [1] (Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий, М.: Недра, 1982).There is a method of determining the source of formation of stable emulsions, including sampling the production of producing wells and determining their aggregate stability [1] (Pozdnyshev GN Stabilization and destruction of oil emulsions, M .: Nedra, 1982).
Недостаток способа состоит в том, что при поступлении стойкой водонефтяной эмульсии на установку подготовки нефти не представляется возможным определить по агрегативной устойчивости источник ее образования. Как показывает практика, количество скважин, добывающих водонефтяные эмульсии с высокой агрегативной устойчивостью с последующим их транспортированием в единой системе нефтесбора, может достигать десятки, а порой и сотни единиц.The disadvantage of this method is that upon receipt of a stable oil-water emulsion at the oil treatment unit, it is not possible to determine the source of its formation from the aggregate stability. As practice shows, the number of wells producing water-oil emulsions with high aggregate stability with their subsequent transportation in a single oil recovery system can reach dozens, and sometimes hundreds, of units.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ контроля за содержанием мехпримесей в системе установок подготовки нефти, позволяющий принимать своевременные меры до срыва режима работы установок [2] (Позднышев Г.Н. РНТС "Нефтепромысловое дело", 1980, №6, с.47-49).Closest to the technical nature of the proposed solution is a method of controlling the content of solids in the system of oil treatment plants, allowing you to take timely measures before disrupting the operating mode of the plants [2] (Pozdnyshev GN, RNTS "Oilfield", 1980, No. 6, p. .47-49).
Недостатком способа также является невозможность определения источника поступления мехпримесей на УПН, стабилизирующих стойкие водонефтяные эмульсии.The disadvantage of this method is the inability to determine the source of receipt of solids on UPN, stabilizing stable oil-water emulsions.
Целью изобретения является предупреждение образования стойких эмульсий в добываемой продукции скважин, приводящих к нарушению и срывам технологических процессов подготовки нефти.The aim of the invention is to prevent the formation of persistent emulsions in the produced products of the wells, leading to disruption and disruption of technological processes for the preparation of oil.
Поставленная цель достигается тем, что в способе определения источника образования стойких водонефтяных эмульсий, включающем сбор и транспорт продукции скважин до системы ее подготовки, отбор проб и их физико-химический анализ, до отбора проб закачивают индикатор в скважину и до или на входе в систему подготовки выполняют фотометрический анализ продукции скважин на содержание индикатора в плотном слое водонефтяной эмульсии и (или) водной фазе. В качестве индикатора может быть использован роданистый аммоний или флуоресцеин.This goal is achieved by the fact that in the method of determining the source of the formation of persistent oil-water emulsions, which includes collecting and transporting well products to the system for its preparation, sampling and their physicochemical analysis, an indicator is pumped into the well and before or at the entrance to the preparation system before sampling perform a photometric analysis of the production of wells for the content of the indicator in a dense layer of oil-water emulsion and (or) the aqueous phase. Ammonium thiocyanate or fluorescein can be used as an indicator.
Сущность изобретения заключается в следующем.The invention consists in the following.
Известен способ определения гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами и фильтрационных потоков в пласте с использованием трассирующей метки (индикатора). Этот способ основывается на том, что перенос нейтральной примеси (индикатора) подчиняется законам движения несущей жидкости. В качестве индикатора используется нейтральный краситель флуоресцеин, обнаружение которого в пробах возможно при концентрации до 10-7% [3] (РД3-0147428-235-89, Методическое руководство).A known method for determining the hydrodynamic relationship between injection and producing wells and filtration flows in the reservoir using a tracer label (indicator). This method is based on the fact that the transfer of a neutral impurity (indicator) obeys the laws of motion of the carrier fluid. A neutral dye fluorescein is used as an indicator, the detection of which in samples is possible at a concentration of up to 10 -7 % [3] (RD3-0147428-235-89, Methodical Guide).
В предлагаемом способе в качестве индикатора используют водный раствор роданистого аммония. После проведения работ по интенсификации добычи нефти или в процессе закачек химреагентов для повышения нефтеотдачи пластов в добывающую или нагнетательную скважины закачивают индикатор. В результате взаимного диспергирования на приеме насоса пластовой воды, содержащей индикатор, и нефти, содержащей асфальтено-смолистые вещества, твердые мелкодисперсные частицы и ПАВ, образуется стойкая водонефтяная эмульсия обратного типа. С продукцией скважин происходит вынос индикатора как в составе стойкой эмульсии, так и в составе водной фазы. После закачки индикатора регулярно осуществляют отбор проб до или на входе на УПН и проводят фотометрический анализ на содержание индикатора в плотном слое стойкой эмульсии и в водной фазе, например, с помощью фотоэлектроколориметра КФК-2.In the proposed method, an aqueous solution of rhodanium ammonium is used as an indicator. After carrying out work on the intensification of oil production or in the process of injecting chemicals to increase oil recovery in the production or injection wells, an indicator is pumped. As a result of mutual dispersion at the pump intake, formation water containing an indicator and oil containing asphaltene-resinous substances, solid fine particles and surfactants, a stable water-oil emulsion of the inverse type is formed. With the production of wells, the indicator is removed both in the composition of the stable emulsion and in the composition of the aqueous phase. After the indicator is pumped in, sampling is carried out regularly at or at the entrance to the UPN and photometric analysis is carried out for the indicator content in a dense layer of a stable emulsion and in the aqueous phase, for example, using a KFK-2 photoelectric colorimeter.
Ниже приведены конкретные примеры реализации предлагаемого способа.The following are specific examples of the implementation of the proposed method.
Пример 1.Example 1
С целью выявления источника образования стойкой эмульсии была осуществлена закачка индикатора - роданистого аммония в скважину 15967/1700 Самотлорского месторождения, где ранее был проведен гидроразрыв пласта (ГРП) на водной основе жидкости-песконосителя с целью интенсификации добычи нефти.In order to identify the source of the formation of persistent emulsion, an indicator was pumped - rhodanum ammonium into well 15967/1700 of the Samotlor field, where hydraulic fracturing of the reservoir was previously carried out using water-based sand carrier in order to intensify oil production.
Через сутки после запуска скважины в эксплуатацию с помощью погружного центробежного электронасоса ЭЦН-50 была проведена закачка в скважину цементировочным агрегатом ЦА-320 по затрубному пространству 8 м3 водного раствора индикатора с концентрацией 10 г/л. До закачки индикатора были отобраны пробы водонефтяной эмульсии, поступающей на УПН, и определены фоновые значения индикатора в пробах (таблица 1, фиг.1). Как видно из таблицы 1, до закачки индикатора фон составлял 0,19-0,55 мг/л.A day after the well was put into operation using the ETsN-50 submersible centrifugal electric pump, the cementing unit ЦА-320 was injected into the well through the annulus of 8 m 3 of an indicator aqueous solution with a concentration of 10 g / l. Prior to the injection of the indicator, water-oil emulsion samples supplied to the oil treatment unit were taken, and the background values of the indicator in the samples were determined (table 1, figure 1). As can be seen from table 1, before the injection of the indicator, the background was 0.19-0.55 mg / L.
После закачки индикатора ежедневно отбирались пробы продукции скважин, поступающей на УПН, и проводились фотометрические анализы на содержание индикатора в плотном слое стойкой эмульсии и водной фазе. Максимальное содержание индикатора в водной фазе наблюдалось на входе УПН на узле А (21,6 мг/л), I ступени сепарации (18,2 мг/л) и концевой сепарационной установке (15,7 мг/л) через одни сутки после закачки индикатора, что на два порядка превышает фоновые значения. Присутствие индикатора в плотном слое эмульсии и воде и в резервуарах РВС в данный момент не наблюдалось, показания не превышали фоновые значения.After the indicator was pumped, daily samples were taken of the production of wells supplied to the oil treatment unit, and photometric analyzes were conducted on the indicator content in a dense layer of persistent emulsion and in the aqueous phase. The maximum content of the indicator in the aqueous phase was observed at the inlet of the UPN at node A (21.6 mg / l), stage I separation (18.2 mg / l) and the end separation unit (15.7 mg / l) one day after injection indicator, which is two orders of magnitude higher than background values. The presence of the indicator in the dense layer of the emulsion and water and in the reservoirs of the PBC was not observed at the moment, the readings did not exceed the background values.
Максимальное содержание индикатора в плотном слое эмульсии в резервуарах наблюдалось на следующие сутки (4,8 и 5,5 мг/л), что на порядок больше фонового значения, а затем концентрация индикатора постепенно уменьшилась в течение 4-х суток до 0,76 и 1,0 мг/л, но все равно превышала фоновые значения в 2-4 раза.The maximum indicator content in the dense emulsion layer in the tanks was observed the next day (4.8 and 5.5 mg / L), which is an order of magnitude higher than the background value, and then the indicator concentration gradually decreased over the course of 4 days to 0.76 and 1.0 mg / l, but still exceeded the background values by 2-4 times.
Пример 2.Example 2
Для сравнительного анализа были проведены аналогичные исследования по закачке индикатора в работающую скважину 3947/243а, где не проводились работы по интенсификации добычи нефти.For a comparative analysis, similar studies were conducted on the injection of the indicator into a working well 3947 / 243a, where there was no work to intensify oil production.
До закачки индикатора были определены фоновые значения в пробах, отобранных на входе УПН (Узел А) и резервуарах РВС (таблица 2, фиг.2). Как видно из таблицы 2, до закачки индикатора фон составлял 0,21-0,40 мг/л, после закачки индикатора максимальное его содержание в водной фазе наблюдалось через двое суток и составило 8,65-20,78 мг/л, что на 1-2 порядка превышает фоновые значения, затем содержание индикатора в водной фазе постепенно уменьшалось в течение 7 суток до первоначального значения. Содержание индикатора в плотном слое эмульсии, отобранной из резервуаров, практически не отличалось от фоновых значений в течение 10 суток с момента закачки индикатора.Prior to the injection of the indicator, background values were determined in the samples taken at the inlet of the control unit (Node A) and the reservoirs of the PBC (table 2, figure 2). As can be seen from table 2, before the injection of the indicator, the background was 0.21-0.40 mg / l; after the injection of the indicator, its maximum content in the aqueous phase was observed after two days and amounted to 8.65-20.78 mg / l, which is 1-2 orders of magnitude higher than background values, then the indicator content in the aqueous phase gradually decreased over a period of 7 days to its original value. The indicator content in a dense layer of emulsion taken from reservoirs did not practically differ from the background values within 10 days from the moment the indicator was pumped.
Таким образом, в результате проведенных анализов продукции скважин, поступающей на УПН, установлено, что после закачки индикатора в скважину, запущенную в эксплуатацию после проведения ГРП, он обнаруживается как в плотном слое эмульсии, так и водной фазе. Это является прямым доказательством того, что одним из источников образования стойкой водонефтяной эмульсии является добывающая скважина, запущенная в эксплуатацию после ГРП.Thus, as a result of the analysis of the production of wells supplied to the oil treatment unit, it was found that after the indicator is pumped into the well that was put into operation after hydraulic fracturing, it is detected both in the dense emulsion layer and in the aqueous phase. This is direct evidence that one of the sources of the formation of a stable oil-water emulsion is a production well, which was put into operation after hydraulic fracturing.
Для предупреждения образования стойкой эмульсии в добываемой продукции данной скважины, приводящей к нарушению и срыву технологического процесса подготовки нефти, необходимо принять соответствующие меры, а именно оптимизировать технологию интенсификации добычи нефти, выполнить внутрискважинную обработку (деэмульсацию) продукции скважины и др.In order to prevent the formation of a stable emulsion in the produced products of a given well, which leads to disruption and disruption of the oil preparation process, it is necessary to take appropriate measures, namely, to optimize the technology of intensification of oil production, perform downhole processing (demulsification) of well products, etc.
В случае отсутствия проведения работ по интенсификации добычи нефти в скважине присутствие индикатора наблюдается только в водной фазе и отсутствует в плотном слое эмульсии. При эксплуатации скважин, не подвергавшихся различным обработкам, на приеме насоса также происходит диспергирование пластовой воды и нефти, однако в отсутствие массового выноса твердых частиц из пласта, асфальто-смолистых веществ, стабилизаторов эмульсии (ПАВ) образуется нестойкая водонефтяная эмульсия. Результаты анализов говорят о том, что из подобных скважин вынос индикатора происходит с пластовой водой или в составе нестойкой эмульсии, легко разрушаемой в процессе существующей технологии подготовки нефти.In the absence of work to intensify oil production in the well, the presence of the indicator is observed only in the aqueous phase and is absent in the dense layer of the emulsion. During operation of wells that have not undergone various treatments, dispersion of formation water and oil also occurs at the pump intake, however, in the absence of mass removal of solid particles from the formation, asphalt-resinous substances, emulsion stabilizers (SAS), an unstable oil-water emulsion is formed. The results of the analyzes suggest that the indicator is removed from such wells with produced water or as part of an unstable emulsion that is easily destroyed by the existing oil treatment technology.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003118802/04A RU2239177C1 (en) | 2003-06-23 | 2003-06-23 | Method to identify sources of formation of stable water-oil emulsions |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003118802/04A RU2239177C1 (en) | 2003-06-23 | 2003-06-23 | Method to identify sources of formation of stable water-oil emulsions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2239177C1 true RU2239177C1 (en) | 2004-10-27 |
| RU2003118802A RU2003118802A (en) | 2004-12-20 |
Family
ID=33538128
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003118802/04A RU2239177C1 (en) | 2003-06-23 | 2003-06-23 | Method to identify sources of formation of stable water-oil emulsions |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2239177C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010134843A1 (en) * | 2009-04-06 | 2010-11-25 | Mirsaetov Oleg Marsimovich | Method for monitoring the oil-field development |
| RU2609804C2 (en) * | 2011-07-04 | 2017-02-06 | С.П.С.М. Са | Sampling procedure for polymer-based solutions used in underground formations |
-
2003
- 2003-06-23 RU RU2003118802/04A patent/RU2239177C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПОЗДНЫШЕВ Г.Н. и др. О контроле содержания мехпримесей в системе подготовки нефти. РНТС "Нефтепромысловое дело", 1980, № 6, с.47-49. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010134843A1 (en) * | 2009-04-06 | 2010-11-25 | Mirsaetov Oleg Marsimovich | Method for monitoring the oil-field development |
| CN102341563A (en) * | 2009-04-06 | 2012-02-01 | 奥列格·马斯莫维奇·米尔塞多夫 | Method for monitoring oil-field development |
| CN102341563B (en) * | 2009-04-06 | 2015-06-10 | 奥列格·马斯莫维奇·米尔塞多夫 | Method for monitoring oil-field development |
| RU2609804C2 (en) * | 2011-07-04 | 2017-02-06 | С.П.С.М. Са | Sampling procedure for polymer-based solutions used in underground formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| CN102149644A (en) | System and method for de-watering waste drilling fluids | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| CN104692564A (en) | Fracturing flow-back fluid recycling method and treatment device | |
| NL9101025A (en) | PROCESS FOR IMPROVING FORMATION PERMEABILITY USING CHLORINE DIOXIDE. | |
| AU2011224290B2 (en) | System and method for separating solids from fluids | |
| EP0157957A1 (en) | Diverting material and method of use for well treatment | |
| RU2239177C1 (en) | Method to identify sources of formation of stable water-oil emulsions | |
| EP3083876B1 (en) | Treatment of produced water in enhanced recovery by introducing tetravalent cations | |
| EP3642300B1 (en) | Naphthenate inhibition | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| CA2950145C (en) | Transverse flow microfiltration of solids from fluids with inserts | |
| RU2082880C1 (en) | Method of acid treatment of oil formation | |
| US12024671B2 (en) | Quaternary ammonium emulsion breakers | |
| US11788952B2 (en) | Determining concentration of oil in water by extraction | |
| Belonogov et al. | Increase in intake capacity by dynamic operation of injection wells | |
| RU2293840C1 (en) | Method for protecting well equipment from sedimentation of asphalt-resin-paraffin substances | |
| RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2046932C1 (en) | Method to kill wells | |
| RU2212527C1 (en) | Method of well killing | |
| Kuzenbayev | ANALYSIS OF METHODS FOR COMBATING ASPHALT-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS IN THE FIELDS OF WESTERN KAZAKHSTAN | |
| RU2170812C1 (en) | Method of prevention of formation of asphalt-resinparaffin accumulations | |
| US10215679B2 (en) | Thin-layer chromatography for screening oil-field surfactants | |
| RU2165013C1 (en) | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs | |
| Guskova et al. | INJECTION WATER QUALITY USED FOR WATERFLOODING |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100624 |