СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОЙ ОБРАТНОЙ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ, ОБРАЗУЮЩЕЙСЯ ПОСЛЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
METHOD OF DESTRUCTING A STABLE REVERSE WATER-OIL EMULSION FORMED AFTER HYDRAULIC FRACTURING OF A FORMATION

Предлагаемое изобретение относится к области подготовки нефти, в частности, к обезвоживанию или деэмульсации углеводородных масел химическими средствами. Изобретение применительно к месторождениям, разрабатываемым с использованием технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП). В процессе вывода скважин на стабильный режим эксплуатации после ГРП из пласта, наряду с пластовыми флюидами, выносятся остатки неразложившейся жидкости носителя проппанта - геля. В системе сбора и подготовки нефти образуется устойчивая обратная водонефтяная эмульсия, стабилизированная гелем после ГРП и другими компонентами. Широко применяемые способы разрушения обратной водонефтяной эмульсии заключаются во введении в газожидкостный поток в элементах технологической схемы сбора и подготовки нефти реагентов-деэмульгаторов в определенных концентрациях в товарном виде, либо в виде растворов в воде или нефти. Полного разрушения эмульсии, образующейся после ГРП, применяемыми на практике способами не достигается.
Устойчивая обратная эмульсия после ГРП в общем виде представлена жидкими углеводородами - дисперсионной средой, поверхностной и пластовой водой - дисперсной фазой, и стабилизирующими компонентами эмульсии: остатками не разрушившегося геля (вязкий водный раствор гуаровой смолы), твердыми углеводородами, такими как парафины, асфальтены и смолы, окислами, солями, твердыми механическими примесями и прочими веществами. В основе геля обычно применяется вода из поверхностных и артезианских источников, менее минерализованная и с более щелочная по отношению к пластовой. При интенсивном диспергировании в процессе добычи, особенно глубинно-насосным оборудованием, капли воды (дисперсная фаза) распределяются равномерно по объему нефти (дисперсионная среда. Межфазные пленки упрочняются стабилизирующими компонентами, в том числе благодаря структурным свойствам геля. Вследствие неполного разрушения подобной обратной водонефтяной эмульсии на установке подготовки нефти происходит накопление объема некондиционной «ловушечной» нефти. Поскольку количество месторождений, разрабатываемых с применением ГРП, постоянно увеличивается, вопрос разработки способа разрушения такой образующейся устойчивой эмульсии является весьма актуальным.
Известен состав для разрушения водонефтяных эмульсий, стабилизированных тонкодисперсной механической примесью (см. патент RU 2549538 С1, МПК-2015.04, С10G 33/04), содержащий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина и растворитель, отличающийся тем, что дополнительно содержит Нефтенол КС, представляющий собой продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты, а в качестве блок-сополимера оксидов этилена и пропилена на основе глицерина используется Лапрол 6003-2Б-18, в качестве блок-сополимера оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин 157-65М, а в качестве растворителя - смесь нефраса с метанолом в соотношении 7:3 или метанола и пресной воды в соотношении 3:1, при следующем соотношении компонентов, % масс.:
- блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина - Лапрол 6003-2Б-18
15,0-50,0;
- блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина - Дипроксамин 157-65М
70,0-15,0;
- продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты - Нефтенол КС
1,0-10,0;
- растворитель - смесь нефраса с метанолом в соотношении 7:3 или метанола и пресной воды в соотношении 3:1
остальное.
Недостатками приведенных состава и лабораторного способа применения являются: не предусматривается разрушение устойчивой эмульсии, образующейся после ГРП, включающей помимо тонкодисперсной механической примеси, еще и остатки не разрушившегося геля, представляющего собой вязкий водный раствор гуаровой смолы, и другие стабилизирующие компоненты эмульсии; не приведен промышленный способ применения состава.
Известен способ разрушения эмульсии масла и воды (см. патент RU 23510413 С2, МПК-2006.01, С10G 33/04 С09К 3/00 В01D 17/05), включающий: приведение в контакт эмульсии с деэмульгирующей композицией, содержащей (а) анионное поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из алкилсульфосукцинатов, алкилфосфоновых кислот, их солей и их комбинаций; (б) неионогенное поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из сополимеров этиленоксида и пропиленоксида, сложных эфиров этоксилированных жирных кислот и полиэтиленгликоля, этоксилатов спирта, алкоксилатов терпена, модифицированных алканоламидов и их комбинаций; и (в) композицию растворяющей основы, содержащую смесь сложных эфиров двухосновных кислот, а также комбинации этого способа.
Недостатком приведенного способа и его комбинаций является то, что не предусматривается разрушение устойчивой эмульсии, образующейся после ГРП, включающей помимо нефти, воды, солей, кислот, асфальтенов и нафтеновых кислот еще и остатки не разрушившегося геля, представляющего собой вязкий водный раствор гуаровой смолы, парафины и механические примеси.
Известен способ разрушения водонефтяных эмульсий путем приведения в контакт с водонефтяной эмульсией деэмульгирующей композиции (см. патент RU 2621675 С1, МПК-2006.01, С10G 33/04 В01D 17/05), содержащей кубовые остатки производства спиртов, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ и растворитель, отличающийся тем, что в качестве кубовых остатков производства спиртов используют кубовые остатки производств бутиловых спиртов, масляных альдегидов, 2-этилгексанола, 2-этилгексановой кислоты, этилена-пропилена и этилбензола, имеющие следующий химический состав, масс.%: ди(2-этилгексиловый) эфир 4,60-4,98; 2,4-диэтил-1,3-октандиол 6,80-8,50; изомасляный альдегид 0,17-0,58; н-масляный альдегид 5,48-6,13; 2- этилгексановая кислота 6,08-6,87; 2,2,4-триметил-1,3-пентадиол 3,31-3,72; бутил-2-этилгексаноат 13,98-15,03; 2-этилгексил-2-этилгексаноат 2,57-2,81; бутилбутират 1,20-1,46; 2_этилгексилбутират 1,71-1,87; 2,2,4- триметил-1,3-пентадиол-диизобутират 0,45-0,53; ангидрид 2-этилгексановой кислоты 1,79-1,93; 2-этилгексанол 0,16-0,19; 2,4-дипропил-5-этил-1,3-диоксан 0,28-0,56; Σ неидентифицированных высококипящих компонентов до 100; при этом в качестве НПАВ используют НПАВ, выбранный из ряда блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда модифицированных блоксополимеров окисей алкиленов, или из ряда оксиэтилированных фенольных или фенолформальдегидных смол, а в качестве растворителя - низкомолекулярные спирты или ароматические углеводороды в смеси с изопропиловым спиртом в объемном соотношении (5-7):1 соответственно, при следующем соотношении компонентов, об. %:
- указанный кубовый остаток
5-12
- указанное НПАВ
38-45
- растворитель
остальное,
причем суммарное количество указанного кубового остатка и указанного НПАВ составляет 50 об. %; вариация способа, отличающаяся тем, что в качестве низкомолекулярных спиртов используют метанол или этанол; вариация способа, отличающаяся тем, что в качестве ароматических углеводородов используют кубовые остатки производства толуола и ксилолов.
Недостатком приведенного способа и его комбинаций является то, что не предусматривается разрушение устойчивой эмульсии, образующейся после ГРП, включающей помимо нефти, воды, солей, кислот, асфальтенов, смол, парафинов и нафтеновых кислот еще и остатки не разрушившегося геля, представляющего собой вязкий водный раствор гуаровой смолы, и механические примеси.
Известен способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя (прототип), образующегося в процессе обезвоживания нефти (см. патент RU 2325428 С2, МПК-2006.01, С10G 33/04 С08G 65/28 В01F 17/02), путем его обработки кислотным реагентом, содержащим ингибированную соляную кислоту и поверхностно-активное вещество, нагревания и отстоя, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют либо водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12, блоксополимеры оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, оксиэтилированная смесь моно- и диалкилфенолов марки ОП-7, либо водорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: сульфанол, четвертичные соли аммония в изопропаноле, либо применяют смесь водомаслорастворимого и водорастворимого поверхностно-активного вещества, состоящего из оксиэтилированных моноалкилфенолов на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12 и четвертичных солей аммония, дополнительно вводят растворитель, выбранный из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутилцеллозольв, ацетон, и добавляют воду при следующем соотношении компонентов, масс. %:
- ингибированная соляная кислота
6-20
- водомаслорастворимое или водорастворимое поверхностно-активное вещество или их смесь как указано выше
0,1-7,0
- растворитель
3,0-20,0
- вода
остальное
Недостатками приведенного способа являются: не предусматривается разрушение устойчивой эмульсии, образующейся после ГРП, включающей помимо нефти, воды и механических примесей еще и остатки не разрушившегося геля, представляющего собой вязкий водный раствор гуаровой смолы, парафины, асфальтены, нафтеновые кислоты, соли и кислоты; необходимость задействования технологического оборудования подготовки нефти (резервуара, насоса, буферной емкости, печи) путем вывода его из технологической схемы подготовки основного объема нефти при наличии резервов, либо путем предварительного резервирования при строительстве; длительность выполнения при соблюдении предлагаемой последовательности действий.
Таким образом, известные составы и способы для разрушения эмульсий в общем не предназначены для разрушения устойчивой эмульсии, образующейся после ГРП.
Сущность предлагаемого изобретения - способа разрушения устойчивой эмульсии, образующейся после ГРП, заключается в приготовлении и применении разработанной эффективной смеси реагента-деструктора по соответствующей технологии, что в совокупности позволяет получить отделенную от воды нефть. При разработке эффективной смеси реагента-деструктора обнаружено, что присутствующие в ее составе вещества проявляют как общие деэмульгирующие свойства, разрушая эмульсию, образующуюся с участием естественных стабилизаторов (парафины, асфальтены, смолы, окислы и соли, твердые механические примеси и т.д.), так и деструктурируют остатки неразложившейся жидкости носителя проппанта - геля, искусственного стабилизатора после ГРП. Разработанный состав в общем представляет собой смесь раствора поверхностно-активного вещества неионогенного типа с массовой долей не менее 10% в метаноле и ароматическом растворителе в готовом виде с обезвоженной и дегазированной нефтью в диапазоне соотношений от 1:9 до 1:1. Состав и содержание смеси реагента-деструктора приведены в таблице 1. Состав смеси реагента-деструктора, приготовленной для применения на разных месторождениях, может варьироваться в зависимости от соотношения смеси раствора поверхностно-активного вещества неионогенного типа с массовой долей не менее 10% в метаноле и ароматическом растворителе в готовом виде с обезвоженной и дегазированной нефтью, что не изменяет сущности изобретения.
Таблица 1 - Состав и содержание смеси реагента-деструктора
Наименование
Содержание, масс. %
полимер окисей этилена и пропилена с этиленгликолем
1,5-7,5
додецилбензолсульфоновая кислота
1,3-6,5
этаноламин
0,25-1,25
сольвент нефтяной
0,05-0,25
псевдокумол
нафталин
керосин
0,5-2,5
метанол
1,5-7,5
толуол
4,9-24,5
нефть
50,0-90,0
Технология применения смеси реагента-деструктора включает две стадии, выполняемые последовательно следующим образом. Для первой стадии готовят с помощью насосного оборудования и емкости смесь реагента-деструктора в определенном соотношении. Рекомендуемое соотношение в смеси 1:9. Такое соотношение обеспечивает эффективность действия за счет наибольшего контакта смеси с остатками неразложившегося геля в пласте. Осуществляют обработки прискважинной зоны пласта скважин, на которых проведен ГРП, находящихся как в ремонте, так и в эксплуатации (остановленных непосредственно для обработки). Объем смеси реагента-деструктора рекомендуется рассчитывать соответственно объему созданной ранее трещины ГРП. Осуществляют в остановленной скважине закачку смеси реагента-деструктора по трубному либо межтрубному пространству и затем продавку в пласт обезвоженной и дегазированной нефтью. Глубинно-насосное оборудование при обработке скважины, находящейся в эксплуатации, может не извлекаться. Для полноценного реагирования смеси реагента-деструктора с устойчивой эмульсией до запуска скважины в работу рекомендуется выдержка на реагирование в течение 8 часов. Скважина запускается в эксплуатацию. Для второй стадии готовят с помощью насосного оборудования и емкости смесь реагента-деструктора в определенном соотношении. Рекомендуемое соотношение в смеси реагента-деструктора для второй стадии 1:1. Также может использоваться раствор поверхностно-активного вещества неионогенного типа с массовой долей не менее 10% в метаноле и ароматическом растворителе в готовом виде без перемешивания о обезвоженной и дегазированной нефтью. Осуществляют дозирование смеси в систему сбора и подготовки совместно с реагентом-деэмульгатором через соответствующие узлы дозирования химических реагентов, например, через блок реагентного хозяйства. Расход реагента-деструктора выбирается опытным путем по результату разрушения устойчивой эмульсии в пласте после проведения первой стадии. Дозирование осуществляют из расчета от 100 до 3000 г реагента-деструктора на одну тонну жидкости гидравлического разрыва, отбираемую из пласта в период отработки скважины после ГРП до выхода на стабильный режим.
Смесь реагента-деструктора в соответствии с предлагаемым изобретением может быть применена в комбинации с другими специальными химическими реагентами (реагентами-деэмульгаторами, ингибиторами коррозии, солеотложения, бактерицидами и другими, которые применяют при сборе и подготовке нефти), которые не оказывают негативного влияния на эксплуатационные характеристики смеси.
Научно-технической и патентный анализ известных технических решений показал, что совокупность существенных признаков заявляемого изобретения не известна из уровня техники, следовательно, изобретение соответствует условию патентоспособности изобретения - «новизна», «промышленная применимость» и «изобретательский уровень».
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами, в которых все части и процентные содержания приведены по массе, если не указано иное, приведены для иллюстрации нескольких, но не всех, вариантов исполнения данного изобретения.
Смесь реагента-деструктора в лабораторных условиях тестировали следующим образом. Исследовали пробу устойчивой водонефтяной эмульсии, образованной после ГРП, отобранную как со скважины, так и со входа на установку подготовки нефти. Эффективность применения реагента-деструктора оценивалась методом «бутылочной пробы» (ботл-тест) в сравнении объемов выделившейся водной фазы и остаточной (связанной) воды в пробах при моделировании подготовки нефти.
Испытываемые пробы помещались в градуированные 100-мл отстойники с коническим дном, в каждый из которых шприцем (дозатором) дозировалось расчетное количество химического реагента (реагента-деструктора, реагента-деэмульгатора, совместно, либо раздельно). Осуществлялся нагрев пробы с помощью термостата до температуры 40°С, соответствующей температуре подготовки. Осуществлялось встряхивание (перемешивание) в течение 10 мин с помощью лабораторной центрифуги. Через определенное время регистрировалось количество выделившейся воды (например, 15 мин, 30 мин, 1 ч, 6 ч, 12 ч). После отстоя пробы в течение заданного времени из бутылочек с разных уровней (верхнего, среднего и нижнего) отбирали пробы в центрифужные пробирки в объеме 10 мл и центрифугировали. После центрифугирования определяли содержание свободной воды / геля. Под свободной водой подразумевается то количество воды, которое с применением используемого химического реагента удается выделить из пробы при заданных условиях. 3атем эти же пробирки с эмульсией нагревали до 80-90°С, вводили ударную дозу химического реагента-деэмульгатора и снова центрифугировали. Таким образом было определено количество остаточной связанной воды / геля.
Пример №1.
В исследовании использована проба водонефтяной эмульсии со скважины, введенной в эксплуатацию после ГРП, обводненностью порядка 12%. Дозировка: реагентов-деэмульгаторов ХПД, Флэк - 40 г/т; реагента-деструктора - 3000 г/т. Результаты теста представлены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Тестирование реагента-деструктора в течение 1 ч
Проба / состав смеси
Кол-во выделившейся воды / геля в мл за время
Кол-во своб., связ. воды / геля на верхнем уровне за 1 час, %
15 мин
30 мин
45 мин
1 ч
своб.
связ.
эмульсия / реагент-деструктор
7,5/0,4
8,0/0,3
8,0/0,3
8,0/0,3
0,8/0,1
0,8/0,2
эмульсия / реагент-деструктор + ХПД
7,0/0,5
7,0/0,4
7,5/0,3
8,0/0,3
1,0/0,1
1,1/0,1
эмульсия / реагент-деструктор + Флэк
7,0/0,5
7,5/0,3
7,5/0,3
7,5/0,3
0,8/0,2
1,0/0,2
холостая*
5,5/1,5
6,0/1,5
6,0/1,5
6,0/1,5
сл/1,0
0,8/0,2
Примечание: сл. - следы.
* - холостая - проба эмульсии без добавления химических реагентов.
Результаты тестирования свидетельствуют о том, что деструктор разрушает гелеобразную структуру в эмульсии после ГРП, а в смеси с реагентом-деэмульгатором обеспечивает практически полное разрушение устойчивой водонефтяной эмульсии. На примере показано, что получено минимальное значение остаточной (связанной) воды - 0,2%.
Таблица 3 - Тестирование реагента-деструктора в течение 12 ч
Проба / состав смеси
Кол-во выделившейся воды / геля в мл за 12 ч
Кол-во своб., связ. воды / геля на верхнем уровне, %
своб.
связ.
эмульсия / реагент-деструктор
10,5
1,0/0,1
1,5/0,1
эмульсия / реагент-деструктор + ХПД
12,0
0,0/0,1
0,1/0,1
эмульсия / реагент-деструктор + Флэк
11,0
0,3/0,1
0,5/0,1
холостая*
8,5/2,0
2,5/1,0
3,5/1,0
Пример №2.
Представлен пример подбора дозировки реагента-деструктора в смеси с толуолом, который в производственных условиях заменяется обезвоженной и дегазированной нефтью. В исследовании использована проба водонефтяной эмульсии со входа на установку подготовки нефти после ГРП, обводненностью порядка 8%. Результаты представлены в таблице 4.
Таблица 4 - Подбор дозировки реагента-деструктора в смеси с толуолом
Состав смеси
Результаты
эмульсия (обводненность - 8%) - 50 мл; толуол - 47,5 мл; реагент- деструктор в готовом виде - 2,5 мл
Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз нечеткая. Присутствует видимое количество геля - 1,0%. Свободная вода - 4,0%. Вода чистая. Часть воды осталась в нефти - 4,0 %.
эмульсия (обводненность - 8%) - 50 мл; толуол - 45,0 мл; реагент-деструктор в готовом виде - 5,0 мл
Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз четкая. Присутствует видимое количество геля - 0,2%. Свободная вода - 7,0%. Вода мутная. Часть воды осталась в нефти - 1,0 %.
Пример №3.
3
3
Предлагаемую смесь реагента-деструктора в производственных условиях применили следующим образом. Выбрали скважину на которой был выполнен ГРП, затем вывод на режим и эксплуатация, и на которой согласно промысловым данным выявлено загрязнение остатками неразложившегося геля. Проба добываемой жидкости из этой скважины представляла собой устойчивую водонефтяную эмульсию, образованную после ГРП. Для проведения обработки использовали агрегат ЦА-320, стационарную буферную емкость объемом 50 м для приготовления, автоцистерну для подвоза обезвоженной нефти, элементы обвязки. Приготовили смесь реагента-деструктора в соответствие с данными таблицы 1 путем перемешивания реагента-деструктора в готовом виде и обезвоженной и дегазированной нефти в соотношении 1:9. Произвели обработку прискважинной зоны пласта приготовленной смесью реагента-деструктора в объеме трещины ГРП - 50 м. Произвели запуск и вывод скважины на режим. 3ффективность применения реагента-деструктора оценили по результату анализа пробы добываемой скважинной жидкости с устья скважины после данной обработки. В водной части пробы визуально присутствуют продукты распада геля в виде мутно-белого осадка. Далее с применением реагента-деэмульгатора Флэк в расчетной дозировке 40 г/т после 12 часового отстоя при комнатной температуре эмульсия полностью разделена на нефть и воду. Для получения комплексного эффекта в течение суток дозировали смесь реагента-деструктора в соотношении 1:1 из расчета 500 г реагента-деструктора на одну тонну жидкости гидравлического разрыва, отбираемую из пласта в период отработки скважины, в емкости-отстойники на установке подготовки нефти. Дозирование осуществлялось совместно с применением реагента-деэмульгатора Флэк, 40 г/т. В результате средствами контроля обводненности продукции зафиксировано, что нефть обезвожена до требуемого уровня - 0,5%.
Таким образом, предлагается способ разрушения устойчивой обратной водонефтяной эмульсии, образующейся после ГРП, позволяющий получить технический результат - отделение нефти от воды до требуемого уровня для товарной нефти: содержание воды в нефти не более 0,5% по массе. Вследствие полного разрушения обратной водонефтяной устойчивой эмульсии, образующейся после ГРП, на установке подготовки нефти не происходит накопления объема некондиционной «ловушечной» нефти. Предлагаемый новый способ при сравнении с известными способами разрушения устойчивых обратных водонефтяных эмульсий имеет следующие отличия:
- способ предусматривает разрушение устойчивой эмульсии, образующейся после ГРП, представленной жидкими углеводородами - дисперсионной средой, поверхностной и пластовой водой - дисперсной фазой, и стабилизирующими компонентами эмульсии: остатками не разрушившегося геля (вязкий водный раствор гуаровой смолы), твердыми углеводородами, такими как парафины, асфальтены и смолы, окислами и солями, твердыми механическими примесями и прочими веществами;
- состав и содержание смеси реагента-деструктора отличается от характерных для применяемых реагентов-деэмульгаторов;
- технология применения включает две эффективные стадии, выполняемые последовательно, обеспечивающие комплексный эффект;
- первая технологическая стадия разработанного способа предусматривает разрушение неразложившегося геля в прискважинной зоне пласта, еще до стадии максимального диспергирования в глубинно-насосном оборудовании, таким образом предотвращая повышение устойчивости эмульсии;
- отсутствует необходимость задействования технологического оборудования подготовки нефти (резервуара, насоса, буферной емкости, печи) для разрушения некондиционной «ловушечной» нефти путем вывода его из действующей технологической схемы.
Хотя предлагаемое изобретение описано с приведением конкретных вариантов исполнения и примеров, должно быть понятно, что такие варианты исполнения приведены только для иллюстрации принципов и порядка применения данного изобретения. Дополнительные варианты исполнения могут быть очевидными для специалистов в данной области после прочтения и понимания данного изобретения. Предполагается, что все такие варианты исполнения должны быть включены в объем данного изобретения. Поэтому должно быть понятно, что могут быть осуществлены многочисленные модификации вариантов исполнения, и что другие варианты могут быть разработаны, не выходя за суть и объем данного изобретения, как определено в формуле данного изобретения.