способ подбора и контроля эффективности деэмульгатора при обезвоживании нефтей

Формула изобретения

Способ подбора и контроля эффективности деэмульгатора при обезвоживании нефтей, включающий отбор проб нефти, определение для них зависимости тангенса угла диэлектрических потерь от частоты tg (f), определение резонансных частот нефти и деэмульгатора (f_mн и f_mд), соответствующих максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь нефти и деэмульгатора (tg _mн и tg _mд), частот f_1д, f_2д из соотношения:

tg _д(f_1д, f_2д)=0,7tg _mд,

где f_1д, f_2д - частоты электромагнитного поля, при котором tg _д=0,7tg _mд,

подбор эффективного деэмульгатора для данной нефти, исходя из условия попадания частоты f_mн , соответствующей максимальному значению tg _m нефти, от концентрации воды К в нефти, в диапазон f_1д÷f_2д, определение по кривой f _mн(К) количества воды Ф, после отслоения которой f _mн не будет находиться в интервале f_1д÷f _2д, подбор деэмульгатора с другими диэлектрическими свойствами после отслоения воды в количестве Ф, отличающийся тем, что нефть, ее водонефтяные эмульсии и тестируемые деэмульгаторы перед определением для них зависимости тангенса угла диэлектрических потерь от частоты tg (f) нагреваются до температуры обезвоживания Т_об. 50-80°С и определение частотных зависимостей тангенса угла диэлектрических потерь производится при температуре Т_об. .

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, преимущественно к промысловой подготовке нефтей с применением деэмульгаторов.

Известен способ подбора потенциально эффективных деэмульгаторов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений (Патент на изобретение RU № 2186202, кл. МПК Е21В 37/06, опубл. 27.07.2002), заключающийся в том, что определяют зависимость тангенса угла диэлектрических потерь от частоты из условий совпадения или приблизительного нахождения значения частот, соответствующих максимальному значению tg _m для нефти и деэмульгатора, в определенном диапазоне судят качественно об эффективности деэмульгатора.

Однако данный способ имеет ограниченную функциональную возможность, не представляется возможным контролировать эффективность применяемых деэмульгаторов. Известный способ не учитывает изменение электрофизических свойств нефтей по мере отслоения воды, что приводит к снижению эффективности добычи и подготовки нефтей к транспортировке, а также к необоснованному завышению эксплуатационных затрат.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ подбора и контроля применения эффективных реагентов для обезвоживания нефтей (Заявка на изобретение RU № 2007128479, кл. МПК E21B 43/00, опубл. 27.01.2009), заключающийся в том, что по частотной зависимости тангенса угла диэлектрических потерь нефти и исследуемых реагентов определяют резонансные частоты f_m, соответствующие максимумам тангенса угла диэлектрических потерь tg _m, а также область эффективных частот для реагентов f_1p÷f_2p на уровне 0,7tg _mp. Затем подбирают потенциально эффективный реагент из условия, что резонансная частота для нефти f_mн находится в диапазоне f_1p÷f_2p. Для контроля эффективности реагента для каждой нефти строится зависимость резонансной частоты f_mн от концентрации воды К в нефти. По кривой f_mн(К) определяют то количество воды Ф, после отслоения которой f_mн не будет находиться в интервале f_1p÷f_2p. После отслоения воды в количестве Ф подбирают реагент с другими диэлектрическими свойствами.

Недостатком способа является то, что в способе не учитываются термические условия процесса обезвоживания. В промысловых условиях обезвоживание нефти с помощью деэмульгаторов производится, как правило, с одновременным нагревом системы до температуры 50-80°C, а в рассматриваемом способе деэмульгатор подбирается при комнатной температуре. С увеличением температуры максимум тангенса угла диэлектрических потерь смещается в область высоких частот, поэтому деэмульгатор, подобранный при комнатной температуре, может оказаться неэффективным в промысловых условиях.

Техническим результатом изобретения является увеличение точности способа подбора эффективных деэмульгаторов и контроля эффективности, которая учитывала бы изменяющиеся электрофизические свойства нефти не только за счет водосодержания, но и термические условия обезвоживания нефтей.

Технический результат достигается нагревом отобранных проб нефти и тестируемых деэмульгаторов до температуры обезвоживания Т_об, определением зависимости тангенса угла диэлектрических потерь tg (f) от частоты электромагнитного поля при температуре Т _об для нефти и тестируемых деэмульгаторов, определением максимального значения тангенса угла диэлектрических потерь нефти tg _mн и деэмульгаторов tg _mд, определением резонансных частот для нефти f_mн и деэмульгаторов f_mд, соответствующих максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь, а также частот f_1д, f_2д из соотношения:

где tg _mд - максимальное значение тангенса угла диэлектрических потерь деэмульгатора,

f_1д, f_2д - частоты электромагнитного поля, при котором tg _д=0,7tg _mд.

Затем подбирают потенциально эффективные деэмульгатор из условия, что f_mн, находится в диапазоне f_1д÷f_2д.

По мере отслоения воды f_mн1 будет смещаться в область высоких частот и после выхода f_mн1 из диапазона f _1д÷f_2д (f_mн1=f_mн2 ), т.е. при достижении водонасыщенности нефти некоторого критического значения К_кр эффективность действующего деэмульгатора резко снизится (фиг.1).

Для контроля эффективности деэмульгатора для нефти и ее эмульсий строится зависимость частоты f_mн, соответствующей максимальному значению тангенса угла диэлектрических потерь нефти tg _mн, от концентрации воды К в нефти (фиг.3). По кривой f_mн(К) определяют критическую концентрацию воды в нефти К_кр из условия f_mн=f_2д . Затем определяют то количество воды Ф=К-К_кр, после отслоения которой подбирают деэмульгатор с другими диэлектрическими свойствами.

На фиг.1 представлена частотная зависимость tg деэмульгатора «Геркулес 1017» (кривая 1) и нефти Ашальчинского месторождения в процессе отслоения воды с применением деэмульгатора (кривая 2 - нефть с начальной водонасыщенностью 40%, кривая 3 - нефть после обезвоживания с остаточной водонасыщенностью 20%). Из рисунка видно, что после отслоения 20% воды f_mн уже не находится в интервале f_1д÷f_2д , следовательно, на данном этапе необходимо подобрать другой деэмульгатор.

На фиг.2 представлены частотные зависимости тангенса угла диэлектрических потерь нефти Ашальчинского месторождения с содержанием воды 40% (кривая 1) и деэмульгаторов: «Геркулес 1017» (кривая 2), «Дауфакс DF» (кривая 3), Реапон-ИФ (кривая 4).

На фиг.3 представлена зависимость частоты f_mn соответствующей максимуму тангенса угла диэлектрических потерь нефти от концентрации воды (К) в нефти Ашальчинского месторождения.

Пример конкретной реализации заявленного способа. Для нефти Ашальчинского месторождения (с начальной водонасыщенностыю - 40%) из трех деэмульгаторов («Геркулес 1017», «Дауфакс DF», Реапон-ИФ) подбирается наиболее эффективный. Нефть и все три деэмульгатора нагревались до температуры обезвоживания Т_об=60°C. При температуре 60°C были определены частотные зависимости тангенса угла диэлектрических потерь tg (f) нефти и деэмульгаторов. Результаты исследований представлены на фиг.2 (кривая 1 - нефть с 40% содержанием воды, кривая 2 - («Геркулес 1017», кривая 3 - «Дауфакс DF», кривая 4 - Реапон-ИФ). По кривым tg (f) были определены частоты f_mн, f_mд , соответствующие максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь нефти и деэмульгаторов, а также частоты f_1д , f_2д для каждого деэмульгатора из соотношения (1). Из фиг.2 видно, что частота f_mн=6,5 МГц для нефти входит в диапазон 4,7 МГц - 7,4 МГц для деэмульгатора «Геркулес 1017», следовательно, «Геркулес 1017» является наиболее эффективным для нефти Ашальчинского месторождения с 40% содержанием воды.

Далее для контроля эффективности деэмульгатора «Геркулес 1017» были исследованы tg (f) нефти Ашальчинского месторождения при различном содержании воды в нефти К (К₁=0%, К₂=10%, К₃ =20%, К₄=30%, К₅=40%). По кривым tg (f) для каждой водонефтяной эмульсии были определены частоты f_mн, соответствующие максимальным значениям тангенса угла диэлектрических потерь tg _mн. По полученным данным построена зависимость f_mн(K) (фиг.3). По зависимости f_mн(К) была определена критическая концентрация воды в нефти К_кр =27% из условия f_mн=f_2д=7,4 МГц. Затем была определена разница Ф=40%-27%=13%. Следовательно, при обезвоживании нефти Ачальшинского месторождения с начальной водонасыщенностью 40%, после отслоения 13% воды к общему объему нефти необходимо заново исследовать зависимость tg (f) и подобрать деэмульгатор с другими характеристиками.

Данное изобретение позволяет в короткие сроки подобрать эффективные деэмульгаторы для обезвоживания нефтей и контролировать их эффективность с учетом термических условий процесса обезвоживания и изменения водосодержания в нефти.