Способ подбора потенциально эффективных реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, преимущественно к разработке месторождений парафинистых нефтей с применением химреагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений. Техническим результатом изобретения является повышение точности подбора потенциально эффективных реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений на данном месторождении, которая бы учитывала свойства нефти и физико-геологические условия залежи. Для этого воздействуют электромагнитным полем на данную нефть и на реагенты. Измеряют диэлектрические характеристики пластовой нефти в диапазоне частот 10⁷-10⁹ Гц при термобарических условиях данного месторождения. Определяют частоты f_тн, f_тр, соответствующие максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь для нефти и реагента, и частоты f_1н, f_2н, f_1p, f_2p из следующего выражения: где tgδ_н - тангенс угла диэлектрических потерь для нефти; tgδ_mн - максимальное значение тангенса угла диэлектрических потерь для нефти; tgδ_p - тангенс угла диэлектрических потерь для реагента, tgδ_mp - максимальное значение тангенса угла диэлектрических потерь для реагента; f_1н, f_2н - частоты электромагнитного поля, при котором tgδ_н = 0,7tgδ_mн; f_1p, f_2p - частоты электромагнитного поля, при котором tgδ_p = 0,7tgδ_mp. Затем подбирают потенциально эффективные реагенты из условия, что по крайней мере одна из частот f_тр, f_1p, f_2p находится в интервале f_2н-f_1н. Область температур, в котором измеряются диэлектрические характеристики, должна включать температуру начала кристаллизации парафина в данной нефти, которая различна для разных нефтей. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, преимущественно к разработке месторождений парафинистых нефтей с применением химреагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений.

Известен способ контроля [А.С. 927977 (СССР). Способ контроля за обработкой пластов реагентами. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П., Саяхов Ф.Л. и др. - БИ 18, 1982] за обработкой пластов реагентами, заключающиеся в том, что проводят на поверхности отбор проб жидкости и их анализ до и после закачки реагентов в пласты, на пробы жидкости воздействуют электромагнитным полем в диапазоне частот 10⁷-10⁹ Гц, определяют тангенс угла диэлектрических потерь, по величине которой судят о концентрации реагента и качестве обработки пластов ими.

Однако этот способ предназначен для контроля за обработкой пластов реагентами. В этом способе не предусматривается подбор соответствующего реагента и определение его эффективности. В данном способе не определяется максимальное значение тангенса угла диэлектрических потерь в зависимости от частоты, поэтому не удается судить о концентрации полярных составляющих нефти и реагента.

Наиболее близким аналогом изобретения являются способы определения эффективности реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложении [Ревизский Ю.В., Саяхов Ф.Л., Дыбленко В.П. и др. Об одном способе определения эффективности реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений. -РН-ТС, Нефтепромысловое дело, 1980, вып. 5, с. 35-38], заключающиеся в том, что определяют зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от частоты и из условия приблизительного нахождения значения частот, соответствующих максимальному значению tgδ_m для нефти и реагента (или раствора реагента), в определенном диапазоне судят качественно об эффективности реагента.

Недостатком этого способа является невысокая точность подбора реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений на данном месторождении, что приводит к снижению эффективности добычи и повышению эксплуатационных затрат.

Техническим результатом изобретения является повышение точности подбора потенциально эффективных реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений на данном месторождении, которая бы учитывала свойства нефти и физико-геологические условия залежи.

Технический результат достигается воздействием электромагнитного поля на данную нефть и на реагенты, измерением диэлектрических характеристик пластовой нефти в диапазоне частот 10⁷-10⁹ Гц при термобарических условиях данного месторождения, определением частот f_mн, f_mp, соответствующих максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь для нефти и реагента и частоты f_1н, f_2н, f_1p, f_2p из следующего выражения: где tgδ_н - тaнгенс угла диэлектрических потерь для нефти, tgδ_mн - максимальное значение тангенса угла диэлектрических потерь для нефти, tgδ_p - тангенс угла диэлектрических потерь для реагента, tgδ_mp - максимальное значение тангенса угла диэлектрических потерь для реагента, f_1н, f_2н - частоты электромагнитного поля, при котором tgδ_н = 0,7tgδ_mн, f_1p, f_2p - частоты электромагнитного поля, при котором tgδ_p = 0,7tgδ_mp. Затем подбирают потенциально эффективные реагенты из условия, что по крайней мере одна из частот f_mp, f_1p, f_2p находится в интервале f_2н-f_1н. Область температур, в которой измеряются диэлектрические характеристики, должна включать температуру начала кристаллизации парафина (ТНК) в данной нефти, которая различна для разных нефтей.

Одним из условий эффективного подбора реагентов для данной нефти является совпадение частот, соответствующих максимальному значению tgδ_m для нефти и реагента (или раствора реагента) f_mн=f_mp (фиг.1), другим приемлемым условием может служить нахождение частоты fmp в области ширины резонансной кривой для нефти f_mp∈f_1н,f_2н (фиг.2). Реальным количественным показателем эффективного подбора реагентов для данной нефти может служить также пересечение ширины резонансных кривых для нефти Δf_н и для реагента Δf_p (фиг.3).

На фиг.1 представлена зависимость tgδ(f) для нефти Вынгапуровского месторождения и ингибитора СНПХ-7214 от частоты электромагнитного поля при температуре Т=273 К, Р=0,41 МПа. Зависимость tgδ(f) 1 - для нефти, 2 - для реагента СНПХ-7214, f_mн=135 МГц, f_mp=135 МГц; f_m = f_m/2π. На фиг. 2 представлена частотная зависимость tgδ(f) для нефти и реагентов, Т_нк=313 К: зависимость tgδ(f) 1 - для нефти скв. 66 Игровской площади; 2 - для реагента МЕН-204, эффективный для данного месторождения; 3 - для неэффективного реагента прогалита.

На фиг. 3 представлена частотная зависимость tgδ(f) Талинского и Северо-Варьеганского нефтей и ингибитора АСПО ИПС-2: 1 - для ингибитора АСПО ИПС-2; 2 - для Таллиннской нефти; 3 - для Северо-Варьеганской нефти.

Пример 1. Проводятся лабораторные исследования в диапазоне частот 10⁷-10⁹ МГц тангенса угла диэлектрических потерь нефти, отобранной из пласта БB₈ Вынгапурского месторождения и ингибитора СНПХ-7214 в зависимости от частоты электромагнитного поля. Исследования проводятся при давлении Р= 0,41МПа и температуре Т=273 К. По эксперементальным данным фиг.1 для нефти Вынгапурского месторождения и ингибитора СНПХ-7214 f_mн≈f_mp≈135 МГц. Проведенные исследования предполагают, что ингибитор АСПО СНПХ-7214 может достаточно эффективно работать в условиях Вынгапурского месторождения.

Пример 2. Аналогично примеру 1 проводятся исследования тангенса угла диэлектрических потерь от частоты tgδ(f) для нефти, отобранной из скв. 66 Игровской площади НГДУ Краснохолмскнефть и реагентов МЕН-204, прогалит в диапазоне частот 10⁷-10⁹ МГц при температуре начала кристаллизации парафина данной нефти Т_нк=313 К. По данным фиг.2 (кривые 1,2,3) для нефти скв. 66 и реагента МЕН-204 f_mн≈f_mp≈140 МГц, а для прогалита f_mp≈160 МГц. Это говорит о том, что МЕН-204 эффективный, а прогалит - неэффективный реагент для данного месторождения.

Пример 3. Аналогично вышеприведенным примерам сняты частотные зависимости tgδ(f) безводных нефтей скв. 545 Таллиннского месторождения (Т_нк= 303,91 К, содержание асфальтенов 1,35%, смол 5,26%, парафина 3,75%), и скв. 589 Северо-Варьегамского месторождения (Т_нк=300,27 К, содержание асфальтенов 0,75%, смол 2,59%, парафина 2,93%), а также реагента ИПС-2 в диапазоне частот 80-200 МГц (фиг.3). Из графиков видно, что f_m для реагента ИПС-2 и талинской нефти имеют приблизительно одинаковые значения 100-102 МГц, а для нефти Северо-Варьегамского месторождения f_m= 125 МГц. В соответствии со сказанным выше ингибитор отложения парафина ИПС-2 является эффективным реагентом для нефти скв. 545 Талинского месторождения и неэффективным для нефти скв. 589 Северо-Варьегамского месторождения при температуре 300,91 К.

Формула изобретения

Способ подбора потенциально эффективных реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений, включающий отбор проб пластовой нефти, воздействие электромагнитным полем на данную нефть и на реагенты, определение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ(f), отличающийся тем, что измеряют диэлектрические характеристики пластовой нефти в диапазоне частот 10⁷-10⁹ Гц при термобарических условиях данного месторождения, определяют частоты f_тн, f_тр, соответствующие максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь для нефти и реагента, и частоты f_1н, f_2н, f_1p, f_2p из следующего выражения:

затем подбирают потенциально эффективные реагенты из условия, что по крайней мере одна из частот f_mp, f_1р, f_2р находится в интервале f_2н-f_1н,
где tgδ_н - тангенс угла диэлектрических потерь для нефти;
tgδ_mн - максимальное значение тангенса угла диэлектрических потерь для нефти;
tgδ_p - тангенс угла диэлектрических потерь для реагента;
tgδ_mp - максимальное значение тангенса угла диэлектрических потерь для реагента;
f_1н, f_2н - частоты электромагнитного поля, при котором tgδ_н = 0,7tgδ_mн;
f_1p, f_2p - частоты электромагнитного поля, при котором tgδ_p = 0,7tgδ_mp.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3