способ вытеснения нефти

Формула изобретения

1. Способ вытеснения нефти путем закачки в пласт композиции, содержащей полисахарид, поверхностно-активное вещество и растворитель, отличающийся тем, что в качестве полисахарида используют галактоманнан, причем перед закачкой на устье скважины устанавливают смеситель для перемешивания компонентов композиции.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что композиция дополнительно содержит модифицированный крахмал, и/ или бензоат натрия, и/или сорбат калия.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с использованием полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества КШАС (см. патент РФ №2060373, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.).

Данный способ недостаточно эффективен из-за подверженности полиакриламида деструкции в минерализованных водах.

Известен способ вытеснения нефти, включающий закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества с добавкой продукта биотехнологического синтеза (см. патент РФ №2143549, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999 г.).

Известный способ более эффективен при использовании в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах в связи с тем, что закачиваемая композиция обладает высокой вязкостью и способствует закупорке пористой среды.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ вытеснения нефти, включающий закачку в пласт водного раствора биологического поверхностно-активного вещества КШАС-М с добавкой полимера (см. патент РФ №2134774, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999 г.).

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтевытеснения.

В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного способа вытеснения нефти, позволяющего за счет полного отмыва нефти как из однородных, так и из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов увеличить нефтевытеснение.

Поставленная задача достигается тем, что в способе вытеснения нефти путем закачки в пласт композиции, содержащей полисахарид, поверхностно-активное вещество и растворитель, в качестве полисахарида используют галактоманнан, причем перед закачкой композиции на устье скважины устанавливают смеситель для перемешивания компонентов композиции.

В вариантах выполнения способа композиция дополнительно содержит модифицированный крахмал, и/или бензоат натрия, и/или сорбат калия.

Для выполнения способа используют галактоманнаны, представляющие собой гетерогликаны, содержащиеся в семенах стручковых растений. Коммерческие препараты галактоманнанов получили название камедей, которые получают водной экстракцией полисахаридов из измельченного растительного сырья. В качестве галактоманнанов используют гуаровую смолу, или карайи камедь, или ксантановую камедь, или камедь рожкового дерева, или тары камедь, или овсяную камедь, или геллановую камедь, или гхатти камедь, или коньяк глюкоманнан, или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия”. Москва, Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973 г., стр. 737).

в качестве поверхностно-активного вещества используют анионные, или катионактивные, или неионогенные поверхностно-активные вещества, или их смеси при любом соотношении, например:

- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88,

- алкилтолуолсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты по ТУ 6-01-1043 -86, ТУ 6-01-18-28-87,

- сульфонол НП-3 по ТУ 84-509-81,

- оксиэтилированные алкилфенолы по ГОСТ 8433-81, ТУ 38.507-63-171-91, ТУ 38.507-63-0302-93; - катапин А по ТУ 6-01-816-75; ДОН-52 по ТУ 2484-006-04706205-93; - ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89,

- Лапрол 4202-2Б-30 по ТУ 2226-039-05766801-95, лапрол 5003-2Б10 по ТУ 2226-023-10488057-95, лапрол 5003-2-15 по ТУ 22266-006-10488057-94, лапрол 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94, МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99,

в качестве модифицированного крахмала используют крахмал, подвергшийся физической, химической или биологической обработке, что существенно изменяет строение и свойства крахмала,

в качестве растворителя используют воду, или ее смесь с гликолем, например этиленгликоль (ЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или тетраэтиленгликоль (ТЭГ) (см. Б.Н.Степаненко. Органическая химия. Москва, “Медицина”, 1975, с.119-124), или смесь воды с алифатическим спиртом, например метиловый спирт (МС) по ГОСТ 2222-78, или этиловый спирт (ЭС) по ГОСТ 18300-87, или изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-84 при соотношении вода:спирт как (1-100):0,001.

Перед закачкой композиции проводят смешение ее компонентов в смесителе мельничного типа, например в роторно-коллоидной мельнице, со скоростью вращения ротора 3000 оборотов в минуту, в котором происходит одновременно с растворением компонентов композиции в растворителе и их измельчение. При использовании в качестве растворителя воды берут воду с различной минерализацией. Состав при необходимости можно дополнительно растворять и использовать так же, как вытесняющий агент.

Закачку композиции проводят как в однородные, так и в неоднородные пласты для вытеснения нефти. После закачки композиции при движении ее в пористой среде она вступает во взаимодействие с нефтью, как бы поглощая ее, и выносит вместе с собой из порового пространства. Часть образующейся эмульсии остается в поровом пространстве, уменьшая радиус поровых каналов. Таким образом, закачиваемая композиция, обладая нефтеотмывающими свойствами, одновременно блокирует крупные поры и способствует вытеснению нефти из мелких пор.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, который выражается в повышении эффективности вытеснения нефти из пластов различной проницаемости.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков и обладающего высокой эффективностью при вытеснении нефти.

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

В обводненный нефтяной пласт с обводненностью до 98% через нагнетательную скважину осуществляют закачку композиции, содержащей 0,05-2,0 мас.% галактоманнана, 0,01-1,0% ПАВ и 97,0-99,94 мас.% воды. Закачиваемая композиция дополнительно содержит 0,1-3,0 мас.% модифицированного крахмала и/или 0,001-0,5 мас.% бензоата натрия и/или сорбата калия. Общий объем закачанной композиции зависит от удельной приемистости скважин и толщины пласта и составляет от 10% ПО до 1 ПО низкопроницаемого пропластка. Далее закачивают вытесняющий агент - воду, или водный раствор поверхностно-активного вещества, или другие нефтевытесняющие агенты. Отбор нефти производят из добывающей скважины.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию “промышленная применимость” приводим конкретные примеры определения эффективности использования способа при вытеснении нефти. Эффективность определяют по коэффициенту прироста нефтевытеснения.

Исследования эффективности использования композиции проводят на одиночных моделях пласта, состоящих из стеклянной трубки, и на моделях неоднородного нефтяного пласта, составленных из двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых стеклянных трубок длиной 100 см и диаметром 2 см. Трубки заполняют молотой породой. Заданное значение проницаемости получают определенным набором фракций породы. Подготовленные трубки под вакуумом насыщают пластовой водой. Для создания нефтенасыщенности воду из моделей вытесняют нефтью, для получения остаточной нефтенасыщенности нефть вытесняют до полной обводненности продукции на выходе из пористой среды. Далее в модели вводят композицию и продолжают вытеснение водой. Проводят замеры гидродинамических параметров модели.

Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1 (заявляемый способ). В модель неоднородного нефтяного пласта вводят композицию, состоящую из 2,0 г гуаровой смолы, 0,01 г неионогенного поверхностно-активного вещества - ОП-10 и 97,99 г воды в количестве 15% ПО. Далее закачивают воду. Коэффициент прироста нефтевытеснения составляет 25,1% (см. таблицу, пример 1).

Примеры 2-10 проводят аналогично примеру 1, используя различные компоненты и варьируя их содержания.

Пример 11 (известный способ). В модель однородного нефтяного пласта закачивают композицию, состоящую из смеси биоПАВ и латекса при их соотношениии 1:2 и 80,0 г воды в количестве 0,3 ПО. Далее закачивают воду. Коэффициент прироста нефтевытеснения составляет 14,9% (см. таблицу, пример 11).

Как видно из данных таблицы, предлагаемый способ эффективно вытесняет нефть из пластов различной приницаемости.

Использование предлагаемого способа позволяет:

- повысить коэффициент прироста нефтевытеснения в нефтяных пластах с обводненностью до 98%,

- эффективно регулировать разработку в пластах с наличием вод любой минерализации, а также в высокотемпературных пластах.