СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эмульсионным системам, используемым для вытеснения нефти.

Известен состав, содержащий поверхностно-активное вещество (ПАВ), спирт, воду при этом в качестве ПАВ он содержит смесь альфа олефинового сульфоната и этоксилата (патент СССР N 1473721, кл. E 21 B 43/22, 1983), но этот состав эффективен только при очень высокой обводненности.

Известен также состав, содержащий поверхностно-активный агент и водный раствор неорганической соли, при этом в качестве поверхностно-активного агента используются смесь внутримолекулярного олефиносульфоната и сульфонат простого эфира (патент СССР N 1650016 кл. E 21 B 43/22, 1985), но данный состав эффективен при очень больших концентрациях поверхностно-активных агентов - до 15%.

Известен состав для вытеснения нефти, содержащий неонол, поверхностно-активное вещество, жидкий углеводород и воду (а.с. СССР N 1668642, кл. E 21 B 43/22, 1989), но этот состав недостаточно эффективен в процессе вытеснения нефти из пластов, насыщенных минерализованными водами.

Наиболее близким аналогом является состав для извлечения нефти, содержащий воду, поверхностно-активное вещество, растворитель, при этом в качестве поверхностно-активного вещества он содержит биореагент КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7, а в качестве растворителя - нефрас марки 150/330 (патент РФ N 2041345, E 21 B 43/22, 1992). Недостатком этого состава является недостаточная эффективность его действия при закачке вместе со слабоминерализованными водами из-за недостаточной устойчивости полученной эмульсии.

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

Указанная задача решается тем, что состав для извлечения нефти, включающий биореагент КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7, воду и растворитель. в качестве растворителя содержит жидкий органический углеводород - отход производства синтетического каучука при следующем содержании компонентов, мас.%:
Биореагент КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7 - 0,001 - 1,0
Жидкий органический углеводород - отход производства синтетического каучука - 0,001 - 1,0
Вода - Остальное
Биореагент КШАС по ТУ 39-5794688-008-92 представляет собой природную композицию биологических ПАВ (биоПАВ) гликолипидной природы и биополимера эмульгатора послеферментационной культуральной жидкости. Он обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) E₂₄ до 60 - 80% (E₂₄-устойчивость эмульсии в течение 24 часов). Применим в качестве заменителя химических ПАВ для повышения нефтеотдачи. Основным преимуществом биоПАВ является их биодеградабельность или способность к полному разложению в естественных пластовых условиях, т.е. технология с применением биоПАВ экологически безопасна.

Растворитель - жидкий органический углеводород (ЖОУ) по ТУ 38.303-05-27-92 - отход производства Стерлитамакского завода синтетического каучука, получаемый в процессе производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования, его выделения и очистки, легкоподвижная темная жидкость, III класса опасности, в своем составе содержит толуол, абсорбент-2, пинерилен (непредельные углеводороды). Эффективность состава достигается за счет образующейся при взаимодействии биоПАВ КШАС, ЖОУ, воды и нефти микроэмульсии, способствующей обеспечению низкого межфазного натяжения и смачивающей способности. Микроэмульсия обладает повышенной вязкостью. ЖОУ, кроме растворяющей способности тяжелых углеводородных смол, способствует сохранению устойчивости получаемой микроэмульсии.

Состав более эффективен при высокой обводненности нефти (80% и более), послойно неоднородности пластов, содержащих нефть повышенной вязкости.

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

В табл. 1 представлены исследуемые составы измерения их вязкости в сравнении с известным составом.

Из табл.1 видно, что применение биоПАВ в смеси с ЖОУ позволяет увеличить вязкость эмульсии и повысить эмульгирующую активность по сравнению с известным составом (прототипом).

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

Из данных табл.1 видно, что прирост вязкости начинается с величины концентрации биоПАВ в одной части смеси 0,001%. Это значение можно взять в качестве нижнего предела. Верхним пределом концентрации биоПАВ можно считать 1%, т. к. критическая концентрация мицеллярного разведения СМД (ТУ 39-5794688) или межфазная активность биоПАВ сохраняется даже при разбавлении товарной формы биоПАВ до 100 раз. Поэтому увеличивать концентрацию биоПАВ в растворе выше 1,0% не имеет смысла.

Пример 1. При определении фильтрационных, нефтевытесняющих свойств предлагаемого известного состава использовали дезинтегрированный песчаник, модель нефти и закачиваемой воды Новохазинской площади Арланского месторождения. Проницаемость песка равна 1,15 мкм². Вязкость нефти в экспериментах составляла 23,5 МПа с удельным весом 0,881 г/см³.

В образцах пористой среды создавалась связанная вода, затем они насыщались нефтью. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть закачиваемой водой (вязкость воды 1,2 МПа с, удельный вес 1,1 г/см³) с содержанием солей 140 г/л при объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации давления и полной обводненности выходящих проб жидкости из моделей пористых сред. Затем в модель пласта подают оторочку смеси биоПАВ и ЖОУ при концентрации 0,7 мас.% и переходят на фильтрацию закачиваемой воды до стабилизации перепада давления. По вытесненной нефти определяют прирост коэффициента вытеснения и рассчитывают прирост нефтеотдачи: (опыт 3, табл. 2).

Результаты фильтрационных характеристик приведены в табл.2.

Пример 2. Параллельно в таких же условиях определяют коэффициент нефтевытеснения и рассчитывают прирост нефтеотдачи по прототипу (опыт 5, табл. 2). Прирост нефтеотдачи составил 8,7% при концентрации биоПАВ и Нефраса - 1,0%.

Кроме того, присутствие жидкого органического углеводорода усиливает растворение адсорбированных на породе высокосмолистых соединений.

Применение предлагаемого состава на основе товарного продукта биоПАВ КШАС, указанного жидкого органического растворителя и воды позволяет существенно повысить эффективность обработки нагнетательных или добывающих скважин с целью регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта, охват пласта заводнением и одновременно увеличить нефтеотдачу.

Для приготовления состава в промысловых условиях не требуется специального оборудования и агрегатов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эмульсионным системам используемым для вытеснения нефти. Состав для извлечения нефти содержит, мас. %: биореагент КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudo monas acruginosa S-7 0,001-1,0, жидкий органический углеводород - отход производства синтетического каучука 0,001-1,0, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности действия состава, увеличение охвата пласта заводнением. 2 табл.

Состав для извлечения нефти, включающий биореагент КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7, воду и растворитель, отличающийся тем, что в качестве растворителя он содержит жидкий органический углеводород - отход производства синтетического каучука при следующем содержании компонентов, мас.%:
Биореагент КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7 - 0,001 - 1,0
Жидкий органический углеводород - отход производства синтетического каучука - 0,001 - 1,0
Вода - Остальное