RU2548721C1 - Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации - Google Patents
Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации Download PDFInfo
- Publication number
- RU2548721C1 RU2548721C1 RU2014111724/15A RU2014111724A RU2548721C1 RU 2548721 C1 RU2548721 C1 RU 2548721C1 RU 2014111724/15 A RU2014111724/15 A RU 2014111724/15A RU 2014111724 A RU2014111724 A RU 2014111724A RU 2548721 C1 RU2548721 C1 RU 2548721C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- demulsification
- demulsifier
- samples
- Prior art date
Links
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной промышленности и предназначено для исследования процесса внутритрубной деэмульсации. Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации включает в себя подготовку модели пластовой воды, состав которой соответствует ионному составу пластовой воды месторождения, формирование холостой и рабочей пробы, установление проб на возвратно-поступательный шейкер, перемещающийся со скоростью, эквивалентной скорости движения эмульсии при внутритрубной деэмульсации, при этом время и температуру перемешивания задают соответствующими внутритрубной деэмульсации, введение в рабочие пробы деэмульгатора и ингибиторов коррозии и солеотложения в последовательности, концентрациях и количестве, моделирующих локальную дозировку реагентов в точках подачи в реальной системе внутритрубной деэмульсации, выдерживание их в течение 20-24 часов при комнатной температуре, определение количественного содержания солюбилизированной нефти в водной фазе и получение вывода о влиянии ингибиторов коррозии и солеотложения на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти. При этом холостая и рабочая пробы состоят из водонефтяной эмульсии, приготовленной из безводной нефти исследуемого месторождения и подготовленной модели пластовой воды, пробы получают перемешиванием в течение 30-35 минут со скоростью вращения мешалки не менее 2600 об/мин. Заявленный способ обеспечивает учет взаимного влияния ингибиторов солеотложения и коррозии на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти. 5 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, преимущественно к промысловой подготовке нефтей с применением деэмульгаторов, а именно к способу исследования процесса внутритрубной деэмульсации в условиях повышенной обводненности месторождений.
Подготовка нефти и пластовых вод для системы заводнения в условиях повышенной обводненности месторождений преимущественно осуществляется с применением "холодных методов" внутритрубной деэмульсации нефти с использованием комплексных реагентов-деэмульгаторов. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти газа и воды нефтяных месторождений ВНТП 3-85).
Для предотвращения солеотложения и коррозии оборудования и трубопроводов в системе внутрипромыслового сбора скважинной продукции применяют ингибиторы солеотложения и коррозии.
В настоящее время учитывается определение совместимости деэмульгатора с ингибиторами солеотложения и коррозии при разрушении водонефтяных эмульсий и дальнейшей очистки пластовой воды от эмульгированной нефти и взвешенных твердых частиц. Помимо эмульгированной нефти в подготавливаемой пластовой воде может содержаться растворенная (солюбилизированная) нефть, от которой очистка общепринятыми методами на нефтегазодобывающих объектах невозможна. Причиной солюбилизации нефти в воде часто является неправильно подобранный деэмульгатор и/или влияние на него применяемых ингибиторов солеотложения и коррозии. Поэтому в условиях повышенной обводненности месторождения остро стоит вопрос оценки влияния ингибиторов коррозии и солеотложения на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти.
Недостаток указанных способов заключается в том, что последние проводят в условиях, не моделирующих процесс солюбилизации нефти в режиме реальной системы внутритрубной деэмульсации, что приводит к пониженной достоверности определения эффективности используемых деэмульгаторов.
Известен способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации, описанный в тезисах «Зависимость солюбилизирующих свойств ПАВ, применяемых во внутрипромысловой системе сбора и подготовки скважинной продукции от числа относительной растворимости (RSN) (Материлы VII Всероссийской научно-практической конференции Нефтепромысловая химия 27-28 июня 2012, с.105-107).
Согласно данному способу количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти определяют следующим образом. В делительную воронку конической формы наливают 400 мл модельной воды, соответствующей пластовой воде месторождения по общей минерализации, и перемешивают с помощью мешалки со скоростью вращения 2600 об/мин. Затем при включенной мешалке медленно, порциями вливают безводную нефть в течение минуты. Нефть добавляют в количестве 1% от объема воды. После окончания добавления нефти смесь перемешивают в течение 5 минут, после этого при включенной мешалке в смесь микродозатором вводят ПАВ при технологически применяемых дозировках. Смесь перемешивают в течение 3 минут. После этого мешалку выключают и выдерживают в течение 24 часов при комнатной температуре. После чего определяют количественное содержание солюбилизированной нефти в водной фазе пробы. При этом установлено, что солюбилизирующие свойства ПАВ зависят от числа их относительной растворимости (RSN), что необходимо учитывать при создании комплексных деэмульгаторов.
Однако данный способ не учитывает влияние ингибиторов солеотложения и коррозии на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти при их использовании при проведении процесса внутритрубной деэмульсации водонефтяных эмульсий на объектах нефтегазодобывающих месторождений на поздней стадии эксплуатации с высокой степенью обводненности. Проводимый способ исследования также не учитывает технологический режим внутритрубной деэмульсации (время, скорость и температуру процесса).
Более близким к изобретению является способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации, описанный в РД 153-39.0-313-03 «Методика испытаний подбора и контроля использования деэмульгаторов при промысловой подготовке нефти».
Для определения количественного содержания солюбилизированной деэмульгатором нефти используют безводную нефть, характерную для данного месторождения, и искусственную пластовую воду, плотность которой соответствует плотности пластовой воды, характерной для данного месторождения. В сосуд цилиндрической формы наливают 400 мл воды и перемешивают с помощью мешалки со скоростью вращения 1000-3000 об/мин. Затем при включенной мешалке медленно, порциями вливают безводную нефть в течение минуты. Нефть добавляют в количестве 1% от объема воды. После окончания добавления нефти смесь перемешивают в течение 5 минут, после этого при включенной мешалке в смесь микродозатором вводят деэмульгатор при технологически применяемых дозировках. Смесь перемешивают в течение 3 минут. После этого мешалку выключают, смесь переливают в делительную воронку и выдерживают в течение 24 часов при комнатной температуре. Далее сливают 100 мл воды, из которой берут пробу для анализа. Определяют количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти в пробе воды, для оценки которого применяют показатель солюбилизирующей способности, представляющий собой отношение концентрации нефти в воде, полученной при использовании ПАВ к концентрации нефти в воде, полученной в холостом опыте (без дозирования деэмульгатора).
Указанный способ имеет ряд недостатков. В данном способе количество содержания нефти определяют в искусственной пластовой воде, приготовленной с использованием хлористого натрия, что не учитывает влияния минерального состава воды на процесс солюбилизации нефти в воде. Кроме того, способ не предусматривает учета влияния ингибиторов солеотложения и коррозии на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти при их совместном дозировании при проведении процесса внутритрубной деэмульсации водонефтяных эмульсий на объектах нефтегазодобывающих месторождений на поздней стадии эксплуатации с высокой степенью обводненности и не учитывает технологический режим внутритрубной деэмульсации (время, скорость и температуру процесса). Таким образом, указанному способу свойственна заниженная достоверность определения количественного содержания солюбилизированной нефти в пластовой воде.
Задача описываемого изобретения заключается в повышении достоверности количественного определения солюбилизированной деэмульгатором нефти при проведении процесса внутритрубной деэмульсации водонефтяных эмульсий на объектах нефтегазодобывающих месторождений на поздней стадии эксплуатации с высокой степенью обводненности.
Поставленная задача решается способом исследования процесса внутритрубной деэмульсации в условиях повышенной обводненности месторождений, заключающимся в том, что предварительно осуществляют подготовку модели пластовой воды, состав которой соответствует ионному составу пластовой воды исследуемого месторождения, затем формируют холостую и рабочие пробы, состоящие из водонефтяной эмульсии, приготовленной из безводной нефти исследуемого месторождения и подготовленной модели пластовой воды путем их перемешивания в течение 30-35 минут со скоростью вращения мешалки не менее 2600 об/мин, устанавливают пробы на возвратно-поступательный шейкер, перемещающийся со скоростью, эквивалентной скорости движения эмульсии при внутритрубной деэмульсации, при этом время и температуру перемешивания задают соответствующими времени и температуре внутритрубной деэмульсации и производят ввод в рабочие пробы деэмульгатора и ингибиторов коррозии и солеотложения в последовательности и концентрациях, моделирующих локальную дозировку реагентов в точках подачи в реальной системе внутритрубной деэмульсации в количестве, пропорциональном их количественному соотношению в процессе внутритрубной деэмульсации, по истечении заданного времени шейкер останавливают, образованные водонефтяные пробы выдерживают в течение 20-24 часов при комнатной температуре, после чего определяют количественное содержание солюбилизированной нефти в водной фазе каждой образованной пробы, сравнивают полученные значения между собой и по результату сравнения судят о влиянии ингибиторов коррозии и солеотложения на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти.
Технический результат заключается в обеспечении учета взаимного влияния ингибиторов солеотложения и ингибиторов коррозии на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти при их совместном дозировании при моделировании реального процесса солюбилизации нефти в условиях внутритрубной деэмульсации.
Способ осуществляют следующим образом.
Предварительно осуществляют подготовку модели искусственной пластовой воды известными способами, например, по СТ-17-03-02 путем смешения растворов следующих солей CaCl2·2Н2О, MgCl2·6H2O, NaHCO3, NaCl, Na2SO4, количество которых берется в соответствии с ионным составом пластовой воды месторождения исследуемого объекта. Таким образом, состав приготовленной модели искусственной пластовой воды соответствует ионному составу пластовой воды исследуемого месторождения.
Далее создают искусственные водонефтяные эмульсии путем перемешивания безводной нефти исследуемого месторождения и подготовленной модели искусственной пластовой воды в сосудах в течение 30-35 минут со скоростью вращения мешалки не менее 2600 об/мин. Безводную нефть и подготовленную модель пластовой воды берут в количестве, пропорциональном количественному соотношению их при внутритрубной деэмульсации в условиях повышенной обводненности месторождений. Искусственную пластовую воду добавляют в безводную нефть по каплям при включенной мешалке.
Затем моделируют процесс внутритрубной деэмульсации. При этом формируют холостую и рабочие пробы, состоящие из созданных водонефтяных эмульсий. Образованные пробы устанавливают на возвратно-поступательный шейкер, перемещающийся со скоростью, моделирующей режим движения водонефтяной эмульсии при внутритрубной деэмульсации, при этом время и температуру перемешивания задают соответствующим времени и температуре внутритрубной деэмульсации и производят ввод в пробы деэмульгатора и/или ингибиторов коррозии и солеотложения в последовательности и концентрациях, моделирующих локальную дозировку реагентов в точках подачи в реальной системе внутритрубной деэмульсации в количестве, пропорциональном их количественному соотношению в процессе внутритрубной деэмульсации.
Так, выше оговоренная скорость составляет, в частности, 200-300 об/мин, время и температура может колебаться в интервалах от 5 до 600 мин и от 5 до 80°С, соответственно.
В описываемом способе возможно использовать различные деэмульгаторы, в частности, например, алкилфенол этоксилат, формальдегидные смолы, алкоксилированные этилендиамины, этиленоксидные/пропиленоксидные блоксополимеры, алкоксилированные глицерины и/или их композиции. Концентрация используемых деэмульгаторов может составлять от 10 до 200 г/т нефти.
В качестве ингибиторов коррозии возможно использовать широкий ряд ингибиторов коррозии, в частности, например, этилендиамин, диэтилентриамин, полиэтиленполиамины, морфолин, кубовый остаток ректификации продуктов окисления циклогексана и дегидрирования циклогексана (масло "ПОД") и/или их композиции. Концентрация используемых ингибиторов может составлять от 10 до 100 г/м3 воды.
В качестве ингибиторов солеотложения возможно использовать также широкий ряд ингибиторов, в частности, например, оксиэтилидендифосфоновую кислоту, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, натриевые соли нитрилотриметилфосфоновой кислоты и/или их композиции. Концентрация используемых ингибиторов может составлять от 10 до 100 г/м3 водонефтяной эмульсии.
Последовательность ввода регентов может быть различной, соответствующей при этом последовательности ввода реагентов в реальной системе внутритрубной деэмульсации в условиях повышенной обводненности месторождений на поздней стадии эксплуатации.
Так, например, используемый деэмульгатор возможно вводить как совместно с ингибиторами коррозии и солеотложения, так и через некоторое время, а также отдельно от последних.
По окончании процесса моделирования внутритрубной деэмульсации шейкер останавливают, образованные водонефтяные пробы выдерживают в течение 20-24 часов при комнатной температуре. После этого определяют количественное содержание солюбилизированной нефти в водной фазе каждой образованной пробы. Количественное содержание солюбилизированной нефти определяют в средней части водной фазы известными методами, например путем экстрагирования нефти четыреххлористым углеродом с последующим измерением светопоглощения полученного экстракта по ОСТ 39-133-81.
Полученные значения сравнивают между собой и по результату сравнения судят о влиянии ингибиторов коррозии и солеотложения на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти.
Пример
Описываемый способ иллюстрируют на примере исследования процесса внутритрубной деэмульсации с целью оценки влияния ингибиторов коррозии и солеотложения на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти используемых при этом деэмульгаторов.
Предварительно осуществляют подготовку модели искусственной пластовой воды по СТ-17-03-02 путем смешения растворов следующих солей CaCl2·2H2O, MgCl2·6H2O, NaHCO3, NaCl, Na2SO4, количество которых было взято в соответствии с ионным составом пластовой воды месторождения, приведенным в таблице 1. Для этого готовят два раствора: А и Б.
Раствор А
918,7 мг CaCl2·2H2O растворяют в 500 мл дистиллированной воды.
Раствор Б
1068,55 мг MgCl2·6H2O растворяют в 500 мл дистиллированной воды. В приготовленный раствор последовательно добавляют 1078,07 мг NaHCO3, 2,22 мг Na2SO4, 20369,75 мг NaCl.
Полученные растворы А и Б смешивают.
При проведении внутритрубной деэмульсации используют искусственную эмульсию, полученную из нефти Ванкорского месторождения, составленной из нефтей Яковлевской и Нижнехетской свиты в массовом соотношении 0,364:0,636 и модели искусственной пластовой воды состава, соответствующего ионному составу пластовой воды исследуемого месторождения, приготовленной в соответствии с приведенным в таблице 1 ионным составом входной пластовой воды на установку предварительного сброса воды.
Свойства нефтей Ванкорского месторождения приведены в таблице 2.
Указанную выше эмульсию получают следующим образом. В шести сосудах цилиндрической формы готовят эмульсии объемом по 400 мл, составленные из 160 мл смеси нефтей и 240 мл модели пластовой воды. Получение искусственных эмульсий проводят в следующей последовательности: в каждый сосуд при комнатной температуре наливают по 160 мл смеси нефтей, включают мешалку со скоростью вращения 2600 об/мин и по каплям дозируют 240 мл модели пластовой воды. Время перемешивания составляет 30 минут.
В два сосуда (две параллельные пробы) микродозатором вводят ингибитор солеотложения СНПХ-5312Т и ингибитор коррозии Сонкор-90 ИМ в концентрациях, моделирующих локальную дозировку реагентов на промысле. Затем все сосуды с полученными водонефтяными пробами устанавливают на возвратно-поступательный шейкер, перемещающийся со скоростью, эквивалентной скорости движения и температуре эмульсии при внутритрубной деэмульсации. При этом скорость возвратно-поступательного движения составляет 235 об/мин, перемешивание проводят при температуре 25°С. Время перемешивания составляет 60 мин, что соответствует времени прохождения водонефтяной эмульсии от устья скважины до точки подачи деэмульгатора. Используемый ингибитор солеотложений СНПХ-5312 Т (ТУ 2458-261-05765670-99) представляет собой фосфорорганический комплексен в водно-метанольной среде и предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата кальция в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод. Используемый водорастворимый ингибитор коррозии Сонкор-9011М описан в (ТУ 2458-022-00131816-2003). Физико-химические свойства реагентов приведены в таблице 3, данные по используемым концентрациям дозируемых реагентов представлены в таблице 4.
После этого шейкер останавливают и в пробы с дозированными реагентами и в две пробы, не содержащие реагенты, добавляют водомаслорастворимый деэмульгатор СНПХ-4315Д в концентрации, моделирующей локальную дозировку деэмульгатора на промысле (таблица 4). После чего пробы продолжают перемешивать на возвратно-поступательном шейкере с эквивалентной скоростью возвратно-поступательного движения 235 об/мин в течение 15 мин при температуре 25°С, что соответствует времени и температуре прохождения водонефтяной эмульсии от точки подачи деэмульгатора до отстойников установки предварительного сброса воды.
Затем шейкер останавливают, водонефтяные эмульсии переливают в делительные воронки и выдерживают их в течение 24 часов при комнатной температуре.
Затем из делительных воронок сливают среднюю пробу водной фазы объемом 100 мл, в которой определяют количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти по ОСТ 39-133-81. Экстрагирование нефти проводят четыреххлористым углеродом с последующим измерением светопоглощения полученного экстракта на спектрофотометре КФК-3КМ.
Результаты проведения исследования процесса внутритрубной деэмульсации представлены в таблице 4.
В соответствии с известным способом исследования процесса внутритрубной деэмульсации при определении количественного содержания солюбилизированной деэмульгатором нефти проводят исследования для деэмульгатора СНПХ-4315Д с использованием искусственной эмульсии, полученной из нефти Ванкорского месторождения, составленной из нефтей Яковлевской и Нижнехетской свиты в массовом соотношении 0,364:0,636 и модели пластовой воды, приготовленной доведением 1,0 л дистиллированной воды химически чистым хлоридом натрия до плотности ρ=1,019 г/см3, что соответствует плотности пластовой воды Ванкорского месторождения, приведенной в таблице 1. В три делительные воронки конической формы объемом 500 мл наливают по 400 мл модельной пластовой воды. Пластовую воду перемешивают с помощью мешалки пропеллерного типа при скорости 2600 об/мин. Затем при включенной мешалке медленно по каплям добавляют безводную нефть в количестве 4 мл в течение 1 мин. По окончании добавления нефти смесь перемешивают в течение 5 минут для создания водонефтяной эмульсии. После этого при включенной мешалке в две делительные воронки с водонефтяной эмульсией (две параллельные пробы) микродозатором вводят деэмульгатор СНПХ-4315Д в концентрациях, моделирующих локальную дозировку реагентов на промысле (таблица 4). Холостую пробу и пробы с деэмульгатором СНПХ-4315Д перемешивают в течение 3 минут.
После этого выключают мешалки и полученные водонефтяные эмульсии выдерживают в течение 24 часов.
Затем из делительных воронок отбирают для анализа средние пробы воды объемом по 100 мл, в которых определяют количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти по ОСТ 39-133-81.
Результаты исследований и массовые концентрации дозируемых реагентов представлены в таблице 5.
Из полученных результатов следует, что описываемый способ позволяет определить влияние ингибиторов солеотложения и коррозии на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти при их совместном дозировании. Так, совместное дозирование приводит к увеличению количества солюбилизированной нефти с 23,86 мг/л до 61,42 мг/л в подготавливаемой пластовой воде (при этом содержание солюбилизированной нефти в холостой пробе составляет 17,32 мг/л) для системы поддержания пластового давления (ППД) при максимально допустимом содержании нефти по ОСТ 39-225-81 - 50 мг/л. Это показывает недопустимость их совместного использования на Ванкорском месторождении. Из данных исследования по известному способу следует, что количество солюбилизированной нефти при добавлении деэмульгатора (10,23 мг/л) ниже количества солюбилизированной нефти в холостой пробе (16,84 мг/л). Полученный результат приводит к неверному заключению в отношении улучшения качества подготавливаемой пластовой воды для реальной системы ППД при добавлении деэмульгатора, поскольку не учитывается влияние ингибитора солеотложения и ингибитора коррозии.
При проведении описываемого способа использование иной последовательности ввода реагентов различного типа в иных режимных условиях достигается аналогичный результат.
Таким образом, достигнут результат повышения достоверности количественного определения солюбилизированной деэмульгатором нефти за счет учета взаимного влияния ингибиторов солеотложения и ингибиторов коррозии на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти при их совместном дозировании при моделировании реального процесса солюбилизации нефти в условиях внутритрубной деэмульсации.
| Таблица 1 | ||||||||
| Плотность, г/см3 | Общая минерализация, мг/дм3 | рН | Ионный состав, мг/дм3 | |||||
| Cl- | SO4 2- | НСО3 - | Са2+ | Mg2+ | K++Na+ | |||
| 1,019 | 22613,77 | 7,12 | 13151,95 | 1,5 | 783 | 250,5 | 127,68 | 8299,14 |
| Таблица 2 | ||||
| Наименование показателя | Ед. измер. | Метод испытания | ЯК | НХ |
| 1. Массовая доля воды | % масс. | ГОСТ 2477-65 | 0,24 | 0,32 |
| 2. Содержание хлористых солей | мг/дм3 | ГОСТ 21534-76 | 33,43 | 37,22 |
| 3. Содержание механических примесей | % масс. | ГОСТ 6370-83 | 0,073 | 0,072 |
| 4. Плотность при температуре 20°С | кг/м3 | ГОСТ 3900-85 | 901,5 | 839,5 |
| 5.Вязкость кинематическая при температуре 20°С | мм2/с | ГОСТ 33-2000 | 77,338 | 7,948 |
| 6. Содержание серы общей | % масс. | ГОСТР | 0,18 | 0,11 |
| 7. Содержание асфальтенов | % масс. | Методика ВНИИНП | 0,118 | 0,056 |
| 8. Содержание смол силикагелевых | % масс. | Методика ВНИИНП | 6,98 | 5,86 |
| 9. Содержание парафина | % масс. | ГОСТ 11851-85 | 0,89 | 4,64 |
| 10. Температура плавления парафина | °С | ГОСТ 23683-79 | 52,0 | 52 |
| 11. Массовая доля сероводорода | млн-1 (ppm) | ГОСТ Р 50802-95 | Менее 2 | Менее 2 |
| 12. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме | млн-1 (ppm) | ГОСТ Р 50802-95 | Менее 2 | Менее 2 |
| Таблица 3 | |||
| Реагент Показатель |
Деэмульгатор СНПХ-4315Д | Ингибитор коррозии Сонкор-9011М | Ингибитор солеотложения СНПХ-5312Т |
| Плотность при 20°С, кг/м3 | 900-950 | 890-970 | 1080-1170 |
| Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с, не более | 65 | - | - |
| Температура застывания, °С, не выше | минус 45 | минус 50 | минус 45 |
| Защитное действие не менее 90%, при концентрации ингибитора, г/м3 | - | 12-25 | - |
| Таблица 4 | ||
| Проба | Дозировка ПАВ | Содержание нефтепродуктов в воде, мг/дм3 |
| Холостая проба | 0 | 17,32 |
| При дозировании деэмульгатора СНПХ-4315Д | 30 г/т (нефти) | 23,47 |
| При дозировании деэмульгатора СНПХ-4315Д | 30 г/т (нефти) | 23,86 |
| При дозировании: ингибитора коррозии Сонкор-9011 М + ингибитора солеотложения СНПХ-5312Т + деэмульгатора СНПХ-4315Д | 25г/мз(воды) + 20 г/м3 (эмульсии) + 30 г/т (нефти) | 61,04 |
| При дозировании: ингибитора коррозии Сонкор-9011 М + ингибитора солеотложения СНПХ-5312Т + деэмульгатора СНПХ-4315Д | 25 г/м3 (воды) + 20 г/м3 (эмульсии) + 30 г/т(нефти) | 61,42 |
| Таблица 5 | ||
| Проба | Дозировка ПАВ | Содержание нефтепродуктов в воде, мг/дм3 |
| Холостая проба | 0 | 16,84 |
| При дозировании: деэмульгатора СНПХ-4315Д | 30 г/т (нефти) | 10,23 |
| При дозировании: деэмульгатора СНПХ-4315Д | 30 г/т (нефти) | 10,31 |
Claims (1)
- Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации в условиях повышенной обводненности месторождений, заключающийся в том, что предварительно осуществляют подготовку модели пластовой воды, состав которой соответствует ионному составу пластовой воды исследуемого месторождения, затем формируют холостую и рабочие пробы, состоящие из водонефтяной эмульсии, приготовленной из безводной нефти исследуемого месторождения и подготовленной модели пластовой воды путем их перемешивания в течение 30-35 минут со скоростью вращения мешалки не менее 2600 об/мин, устанавливают пробы на возвратно-поступательный шейкер, перемещающийся со скоростью, эквивалентной скорости движения эмульсии при внутритрубной деэмульсации, при этом время и температуру перемешивания задают соответствующими времени и температуре внутритрубной деэмульсации и производят ввод в рабочие пробы деэмульгатора и ингибиторов коррозии и солеотложения в последовательности и концентрациях, моделирующих локальную дозировку реагентов в точках подачи в реальной системе внутритрубной деэмульсации в количестве, пропорциональном их количественному соотношению в процессе внутритрубной деэмульсации, по истечении заданного времени шейкер останавливают, образованные водонефтяные пробы выдерживают в течение 20-24 часов при комнатной температуре, после чего определяют количественное содержание солюбилизированной нефти в водной фазе каждой образованной пробы, сравнивают полученные значения между собой и по результату сравнения судят о влиянии ингибиторов коррозии и солеотложения на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014111724/15A RU2548721C1 (ru) | 2014-03-27 | 2014-03-27 | Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014111724/15A RU2548721C1 (ru) | 2014-03-27 | 2014-03-27 | Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2548721C1 true RU2548721C1 (ru) | 2015-04-20 |
Family
ID=53289456
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014111724/15A RU2548721C1 (ru) | 2014-03-27 | 2014-03-27 | Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2548721C1 (ru) |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2197513C2 (ru) * | 2000-02-28 | 2003-01-27 | Научно-производственный центр "Инвента" | Состав для обезвоживания и обессоливания нефти |
-
2014
- 2014-03-27 RU RU2014111724/15A patent/RU2548721C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2197513C2 (ru) * | 2000-02-28 | 2003-01-27 | Научно-производственный центр "Инвента" | Состав для обезвоживания и обессоливания нефти |
Non-Patent Citations (2)
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103849366B (zh) | 用于高温和超高盐度的具有润湿性改变和腐蚀抑制性能的发泡组合物 | |
| US3799266A (en) | Fracturing method using acid external emulsions | |
| Kakati et al. | Oil recovery efficiency and mechanism of low salinity-enhanced oil recovery for light crude oil with a low acid number | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2543224C2 (ru) | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| Gordon et al. | Salt effects on non-electrolyte activity coefficients in mixed aqueous electrolyte solutions—II. Artificial and natural sea waters | |
| US4855060A (en) | Method and additive for clarifying aqueous systems without production of uncontrollable floc | |
| AlHarooni et al. | Influence of regenerated monoethylene glycol on natural gas hydrate formation | |
| Podoprigora et al. | Acid stimulation technology for wells drilled the low-permeable high-temperature terrigenous reservoirs with high carbonate content | |
| RU2255215C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2548721C1 (ru) | Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации | |
| US1617737A (en) | Process for conditioning crude oil emulsions | |
| Bataweel | Enhanced oil recovery in high salinity high temperature reservoir by chemical flooding | |
| RU2494244C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| WO2023043655A1 (en) | Organic acid surfactant booster for contaminant removal | |
| Campbell | A comparison of sodium orthosilicate and sodium hydroxide for alkaline waterflooding | |
| Chen | Surfactant-enhanced spontaneous imbibition process in highly fractured carbonate reservoirs | |
| US5006274A (en) | Additive for clarifying aqueous systems without production of uncontrollable floc | |
| RU2277116C1 (ru) | Способ обессоливания нефти | |
| RU2135742C1 (ru) | Состав для предотвращения гидратопарафиновых отложений | |
| US12037543B2 (en) | Method for treating production water from the enhanced oil recovery of oil by hydrocyclone in the presence of additives of tetrakis(hydroxymethyl)phosphonium salt type | |
| US20220073810A1 (en) | Method for treating production water from the enhanced oil recovery of oil by hydrocyclone in the presence of additives of tetrakis(hydroxymethyl)phosphonium salt type | |
| RU2766183C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| Nuriev | Development of oil recovery stimulation technology for carbonate reservoirs using chlorine-free acid systems | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200328 |