КОНЦЕНТРАТ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ СОСТАВА ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ И СОСТАВ ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам на основе полимеров для вытеснения нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку смеси биоПАВ КШАС и полиакриламида (см. патент РФ №2060373, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.).

Данный способ недостаточно эффективен из-за подверженности полиакриламида к деструкционным процессам в минерализованной воде.

Известна эмульсионная композиция для извлечения остаточной нефти, содержащая полиалкилгидридсилоксан, полисахариды, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду (см. патент №2154731, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 2000 г.). Известная композиция недостаточно эффективна при сильной минерализации пластовых и закачиваемых вод.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для вытеснения нефти, представляющий собой водную дисперсию биореагента КШАС-М, состоящего из поверхностно-активных гликолипидов и экстрацеллюлярного полисахарида (см. патент РФ №2125152, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999 г.).

Недостатком известного состава является недостаточная эффективность нефтевытеснения, а также необходимость создания специальных условий при приготовлении биореагента.

В основу настоящего изобретения положена задача создать концентрат для получения высокоэффективного состава для вытеснения нефти и состав для вытеснения нефти, обладающих высокими нефтеотмывающими свойствами из пластов различной проницаемости и с наличием вод любой минерализации.

Поставленная задача решается тем, что концентрат для приготовления состава для вытеснения нефти, содержащий полисахарид и поверхностно-активное вещество, в качестве полисахарида содержит галактоманнан при следующем соотношении компонентов соответственно:

(0,05-2,0):(0,01-1,0),

или концентрат дополнительно содержит модифицированный крахмал при следующем соотношении компонентов соответственно:

(0,05-2,0):(0,01-1,0):(0,1-3,0),

или концентрат дополнительно содержит бензоат натрия и/или сорбат калия при следующем соотношении соответственно:

(0,05-2,0):(0,01-1,0):(0,001-0,5),

или дополнительно содержит модифицированный крахмал, бензоат натрия и/или сорбат калия при следующем соотношении компонентов соответственно:

(0,05-2,0):(0,01-1,0):(0,1-3,0):(0,001-0,5)

Поставленная задача решается также тем, что в составе для вытеснения нефти, включающем активный компонент и растворитель, в качестве активного компонента он содержит концентрат по п.п.1 или 2, или 3, или 4 при следующем соотношении компонентов, маc. %:

Концентрат 0,06-6,5

Растворитель Остальное

При приготовлении составов используют галактоманнаны, представляющие собой гетерогликаны, содержащиеся в семенах стручковых растений. Коммерческие препараты галактоманнанов получили название камедей, которые получают водной эстракцией полисахаридов из измельченного растительного сырья.

При приготовлении концентрата и состава в качестве галактоманнана 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., с.737).

В качестве модифицированного крахмала используют крахмал, подвергшийся физической, химической и биологической обработке, что существенно изменяет строение и свойства крахмала, в том числе способность растворяться в холодной воде.

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

- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88;

- алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензоалсульфонаты по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87;

- сульфонол НП-3 по ТУ 84.509.81;

- оксиэтилированные алкифенолы по ГОСТ 8433-81, ТУ 38.507-63-171-91;

- катапин А по ТУ 6-01-816-75;

- ДОН-52 по ТУ 2484-006-047-6205-93;

- ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89;

- лапрол 4202-2Б-30 по ТУ 2226-039-05766801-95, лапрол 5003-2Б-10 по ТУ 2226-023-104В8057-95, лапрол 5003-2-15 по ТУ 2226-006-10488057-94, лапрол 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94, МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99.

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

Концентрат и состав готовят добавлением в ПАВ других компонентов концентрата и состава. При вводе в концентрат и состав бензоата натрия и/или сорбата калия их вначале также добавляют в ПАВ, а затем вводят в концентрат и состав. Полученные концентрат и состав стабильны при температуре от -25°С до 100°С, обладают хорошими поверхностно-активными свойствами, проявляют деэмульгирующие свойства в воде любой минерализации, имеют высокую способность к диспергированию по отношению к нефти.

Концентрат и состав могут быть приготовлены на устье скважины или в условиях промышленного производства с последующей транспортировкой к месту использования. В зависимости от условий месторождения, его геологического строения подбирают состав варьированием содержания компонентов и растворителя.

Состав при необходимости можно дополнительно растворить.

Смешение проводят в смесителях мельничного типа, например в роторноколлоидной мельнице с числом вращения ротора 3000 оборотов в минуту и выше, в котором происходит одновременно с растворением и измельчение компонентов состава.

Новая совокупность заявленных существеных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать концентрат и состав для эффективного нефтевытеснения.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков и обладающего высокими показателями при использовании для вытеснения нефти.

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления концентрата и состава с определением их физико-химических характеристик, а также определения эффективности нефтевытеснения с использованием предлагаемого состава.

Определяют следующие физико-химические характеристики: поверхностное и межфазное натяжения с использованием сталагмометрического метода и вязкость с помощью вискозиметра ВПЖ - 2. В ходе измерения межфазного натяжения на границе с нефтью было замечено, что капли нефти не растекаются по поверхности закачиваемого состава, а собираются на поверхности в виде отдельных капель, что свидетельствует о хороших диспергирующих свойствах составах по отношению к нефти. Результаты измерений приведены в табл.1.

Пример 1.

Берут 1,0 г неионогенного поверностно-активного вещества ОП-10, добавляют к нему 1,0 г гуаровой смолы при соотношении 1:1, затем полученный концентрат смешивают с пресной водой (см. табл.1, пример 1).

Аналогичным образом, используя различные компоненты и варьируя содержанием компонентов, готовят и другие концентраты и составы (см. табл.1, примеры 2-10).

Исследования эффективности нефтевытеснения проводят на одиночных моделях пласта, состоящих из стеклянной трубки длиной 100 см и диаметром 2 см, и на моделях неоднородного нефтяного пласта, составленных из двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых трубок с такими же параметрами. 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 исследуемые составы и продолжают вытеснение нефти водой. Проводят замеры гидродинамических параметров модели.

Эффективность применения состава при вытеснении нефти оценивают по приросту коэффициента нефтевытеснения. Результаты исследованний приведены в табл.2.

Пример 1. В модель неоднородного пласта закачивают состав №1 из табл.1. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет в среднем по пласту 25,1% (см. табл.2, пример 1).

Пример 2-3. Проводят аналогично примеру 1.

Пример 4. В модель, представляющий собой однородный пласт, закачивают состав №10 из табл.1. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 23,0% (см. табл.2, пример 4).

Пример 5 (прототип). В модель, представляющую собой однородный пласт, закачивают водный раствор биоПАВ КШАС-М, разбавленный водой в 250 раз. Коэффициент нефтевытеснения составляет 15,0% (см. табл.2, пример 5).

Как видно из данных табл.2, предлагаемый состав обладает высокими нефтевытесняющими свойствами при использовании в пластах различной неоднородности.

Использование предлагаемого концентрата и состава с использованием концентрата позволяет:

- повысить прирост коэффициента нефтевытеснения в нефтяных пластах с обводненностью до 98%;

- готовить и применять в пластах с наличием вод любой минерализации, а также в высокотемпературных пластах,

- готовить состав в условиях промышленного производства, хранить длительное время и транспортировать к месту использования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам на основе полимеров для вытеснения нефти из нефтяных пластов. Техническим результатом является обеспечение высоких нефтеотмывающих свойств из пластов различной проницаемости и с наличием любой минерализации. Концентрат для приготовления состава для вытеснения нефти содержит в качестве полисахарида галактоманнан и поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,01-1,0). Причем концентрат дополнительно содержит модифицированный крахмал при следующем соотношении компонентов соответсвенно (0,05-2,0):(0,01-1,0):(0,1-3,0), или концентрат дополнительно содержит бензоат натрия и/или сорбат калия при следующем соотношении соответственно (0,05-2,0):(0,01-1,0):(0,001-0,5), или дополнительно содержит модифицированный крахмал и/или натрия бензоат, и/или сорбат калия при следующем соотношении компонентов соответственно: (0,05-2,0):(0,01-1,0):(0,1-3,0):(0,001-0,5). Состав для вытеснения нефти содержит, мас.%: указанный выше концентрат 0,06-6,5 и растворитель остальное. 2 н. и 3 з. п.ф-лы, 2 табл.

1. Концентрат для приготовления состава для вытеснения нефти, содержащий полисахарид и поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что в качестве полисахарида он содержит галактоманнан при соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,01-1,0).2. Концентрат по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит модифицированный крахмал при соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0.01-1,0):(0,1-3,0).3. Концентрат по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит бензоат натрия и/или сорбат калия при соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,01-1,0):(0,001-0,5).4. Концентрат по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит модифицированный крахмал, бензоат натрия и/или сорбат калия при соотношении компонентов соответственно (0,05-2,0):(0,01-1,0):(0,1-3,0):(0,001-0,5).5. Состав для вытеснения нефти, включающий активный компонент и растворитель, отличающийся тем, что в качестве активного компонента он содержит концентрат по п.1, или 2, или 3, или 4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Концентрат 0,06 - 6,5

Растворитель Остальное