состав для интенсификации добычи нефти

Формула изобретения

Состав для интенсификации добычи нефти, содержащий биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и нефть, отличающийся тем, что он дополнительно содержит лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас. %:

БиоПАВ КШАС-М - 40 - 50

Лигносульфонат - 5 - 25

Нефть - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для интенсификации добычи нефти с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.

Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий закачку водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (пат. США 4811791, 165-246, 1989 г.).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность, используемого биоПАВ, по отношению к углеводородам.

Известен также состав для интенсификации добычи нефти, содержащий биоПАВ и биополимер Acinetobacter sp. - "Симусан" (пат. РФ 2132941, Е 21 В 43/22, 1997 г.).

Данный состав образует недостаточно устойчивую микроэмульсию с нефтяной фазой во времени, недостаточно эффективен в процессе нефтеотдачи.

Известен состав для извлечения нефти, содержащий продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas aeruginosa и в качестве жидкого углеводорода - органический растворитель марки нефрас (пат. РФ 2041345, Е 21 В 43/22, 1992 г.).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для интенсификации добычи нефти, содержащий биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и нефть (пат. РФ 2143553, Е 21 В 43/22, 1999 г.).

Однако данные составы, обладая невысокой вязкостью, недостаточно эффективны в процессе нефтеотдачи пласта, т.к. дают небольшой охват пласта заводнением.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности действия состава в процессе вытеснения нефти за счет усиления его нефтеэмульгирующей способности, устойчивости эмульсии во времени и повышения вязкости.

Поставленная задача решается тем, что состав для интенсификации добычи нефти, содержащий биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и нефть дополнительно содержит лигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

БиоПАВ KШАC-M - 40-50

Лигносульфонат - 5-25

Нефтъ - Остальное

В качестве водного раствора биологического поверхностно-активного вещества в состав вводят биоПАВ КШДС-М по ТУ 9296-015-00479770-2000, представляющий собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. Растворы КШАС-М обладают способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) Е₂₄ до 60-80% (Е₂₄ - устойчивость эмульсии в течение 24 ч). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т.е. технологии с применением биоПАВ КШАС-М экологически безопасны.

В качестве лигносульфоната может быть использован лигнотин, представляющий собой модифицированный лигносульфонат. Лигнотин - водорастворимый, ферролигносульфонатный разжижитель для буровых и тампонажмых растворов. Лигнотин выпускается по ТУ 2458-0147001-156-98. Также можно использовать: лигносульфонат технический, марки А - отход целлюлозно-бумажной промышленности, выпускается в соответствии с ОСТ 13-183, или концентрат сульфитно-дрожжевой бражки марки КБП и т.п.

Нефть - сырая нефть, добываемая на месторождении. Извлеченная нефть используется в виду ее низкой стоимости и доступности, а также в виду ее состава, сходного с составом нефти, содержащейся в пласте.

Эффективность состава достигается за счет образующейся при взаимодействии биоПАВ КШАС-М, лигносульфоната и нефти микроэмульсии, способствующей обеспечению низкого межфазного натяжения и высокой смачивающей способности. Микроэмульсия обладает повышенной вязкостью.

Состав готовят простым смешением и встряхиванием компонентов. Вязкость определялась на вискозиметре Оствальда-Пинкевича после отделения эмульсии от остального объема пробы с помощью делительной воронки.

В табл. 1 представлены исследуемые составы, значения их вязкости в сравнении с прототипом.

Из табл. 1 видно, что применение биоПАВ КШАС-М в смеси с лигносульфоиатом и нефтью позволяет увеличить вязкость эмульсии и повысить эмульгирующую активность по сравнению с прототипом.

Эксперименты показали, что эмульсии стабильны, т.е. не происходит разделения фаз в течение длительного времени (1-1,5 мес.).

Для исследования механизма поведения состава в пористой среде при фильтрации была использована модель неоднородного пласта.

При физическом моделировании модель состоит из двух гидродинамически несвязных пропластков, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,6 м, диаметр 3,0-10^-2 м. Пористой средой служил молотый кварцевый песок.

Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели - пропластки после предварительного вакуумирования насыщались пластовой водой с последующим вытеснением ее нефтью. Количество связанной воды, нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Эксперименты проводили в режиме постоянного расхода нагнетаемой жидкости (~20 см³/ч) при температуре 24^oС.

Методика эксперимента заключалась в следующем. Сначала проводили первичное заводнение до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик, наступающей после достижения 100% обводненности продукции высокопроницаемого пропластка. Степень обводненности продукции, извлекаемой из пласта в целом, достигалась путем подборки соотношения проницаемости пропластков. После закачивания оторочек процесс заводнения возобновился. Эффективность закачки композиций определялась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением. Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением композиции приведены в табл.2.

Пример 1 (заявляемый состав).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.). Затем состав, состоящий из биоПАВ КШАС-М (50%), лигносульфоната (10%) и нефти (40%) - 0,3 п. о. Проталкивают состав пресной водой (0,05 п.о.). И останавливают фильтрацию "на выдержку" - 24 ч. Затем возобновляют опыт.

Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их количественное содержание (см. табл. 2, примеры 2-12).

Из приведенных в табл. 2 данных видно, что заявляемый состав позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта заводнением и увеличить нефтеотдачу.

При содержании в составе менее 40 мас.% биоПАВ КШАС-М, лигносульфоната менее 5 мас.% (см. табл. 1.) образуются менее стабильные эмульсии, поэтому эти значения могут быть приняты за минимальное содержание в составе данных реагентов. Увеличение концентрации биоПАВ КШАС-М выше 50 мас.%. лигносульфоната выше 25 мас.% (см. табл. 2) не приводит к существенному приросту коэффициента вытеснения, поэтому использовать составы с содержанием реагентов выше этих концентраций нецелесообразно.

Предлагаемый состав применяют следующим образом. В заводненный пласт через буферную задвижку нагнетательной скважины одновременно закачивают расчетное количество биоПАВ КШАС-М с растворенным в нем лигносульфонатом и нефть. После проведения обработки останавливают скважину "на выдержку" - 24 ч. Затем проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.

Применение предлагаемого состава на основе биоПАВ КШАС-М, лигносульфоната и нефти позволяет существенно повысить эффективность обработки нагнетательных или добывающих скважин с целью регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта, охват пласта заводнением и одновременно увеличить нефтеотдачу.

Состав прост и технологичен, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся в поздней стадии разработки.