РЕАГЕНТ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА, ОБЛАДАЮЩИЙ ЭФФЕКТОМ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ, ИНГИБИРОВАНИЯ КОРРОЗИИ И АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ОБЕССЕРИВАНИЯ НЕФТИ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к реагентам для повышения нефтеотдачи пластов.

Известен способ извлечения жидких углеводородов (варианты), включающий закачку пенообразующего раствора, содержащего синтетический или биополимер, поверхностно-активное вещество, водный растворитель и газ, в подземную формацию с трещинами через одну из скважин и извлечение жидких углеводородов через вторую скважину (см. патент РФ №2071554, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1997 г.).

Данный способ применяется для изоляции вертикальных и горизонтальных трещин вследствие использования высоковязкой композиции и не затрагивает более мелкие поры, а для извлечения нефти требуется закачка вытесняющей жидкости.

Известен состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной и углекислотной коррозии и асфальтено-смоло-парафиновых отложений (см. патент РФ №2152425, МКИ С 10 G 33/04, публ. 2000 г.)

Известный состав не обладает достаточно высокой деэмульгирующей активностью и не способствует обессериванию нефти.

Известен способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине, включающий закачку расчетного объема нейтрализующей жидкости-смеси полиглицеринов с водным раствором хлористого натрия, который закачивают в призабойную зону скважины (см. патент РФ №2136864, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999 г.).

Недостатком известного способа является то, что обработке нейтрализующей жидкостью подвергается скважина, призабойная зона и не затрагиваются удаленные от призабойной зоны участки пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933, в виде культуральной жидкости, при соотношении компонентов в растворе 1,0-5,0% и 0,005-0,1% соответственно (см. патент РФ №2125648, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999 г.).

Недостатком известного способа является то, что используемые полисахариды не являются реагентами комплексного действия.

В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного экологически чистого реагента для повышения нефтеотдачи пласта, обладающего эффектом разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирования коррозии и асфальтено-смоло-парафиновых отложений и обессеривания нефти.

Поставленная задача решается применением галактоманнана в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта, обладающего эффектом разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирования коррозии и асфальтено-смоло-парафиновых отложений и обессеривания нефти.

В качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта 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 камеди используются в пищевой, бумажной и других отраслях промышленности в качестве клеев, стабилизаторов эмульсий и суспензий (см. “Большая Советская Энциклопедия”. Москва,: Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973г., стр.737).

Закачку галактоманнана производят путем предварительного смешения его с водой с последующей закачкой в пласт или путем дозирования в водовод или в насосно-компрессорные трубы с использованием, например, эжекционного насоса с такой скоростью, чтобы концентрация галактоманнана в воде составляла 0,001-2,0%. Для более эффективного использования галактоманнана можно предварительно произвести его смешение с водой в смесителе мельничного типа, например в роторноколлоидной мельнице, со скоростью вращения ротора 3000 оборотов в минуту, в котором происходит одновременно с растворением галактоманнана и его измельчение. Для приготовления галактоманнана используют воду с различной минерализацией. При смешении галактоманнана с водой образуется вязкая гель, которая эффективно вытесняет нефть как из однородных, так и из неоднородных по проницаемости пластов. Двигаясь по пласту, реагент вступает во взаимодействие с нефтью, как бы поглощая ее, и выносит вместе с собой из порового пространства. Часть образующегося геля остается в поровом пространстве, уменьшая радиус поровых каналов. Таким образом, закачиваемый реагент, обладая нефтеотмывающими свойствами, одновременно блокирует крупные поры и способствует вытеснению нефти из мелких пор. Далее закачивают вытесняющий агент - воду, раствор поверхностно-активного вещества и другие нефтевытесняющие агенты.

Заявляемый реагент может быть использован для повышения нефтеотдачи пласта и достижения всех заявляемых эффектов с сореагентами, например с поверхностно-активными веществами, водорастворимыми полимерами, стабилизирующим добавками, ингибиторами коррозии и бактерицидами.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, который выражается в повышении нефтеотдачи пласта с одновременным комплексным воздействием на добываемую продукцию.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков и обладающего высокой эффективностью при повышении нефтеотдачи пластов, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критериям “новизна” и “изобретательский уровень”.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию “промышленная применимость” приводим физико-химические характеристики раствора галактоманнана и конкретные примеры определения эффективности использования реагента для повышения нефтеотдачи пласта. Эффективность определяют по коэффициенту прироста нефтевытеснения.

Определяют следующие физико-химические характеристики: поверхностное и межфазное натяжение с использованием сталагмометрического метода и вязкость с использованием визкозиметра ВПЖ-2. Результаты исследований приведены в таблице 1. Как видно из данных таблицы 1, применяемый реагент обладает высокими физико-химическими характеристиками.

Исследования эффективности использования реагента проводят на моделях неоднородного нефтяного пласта, составленных из двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых стеклянных трубок длинной 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 реагент и продолжают вытеснение водой. Проводят замеры гидродинамических параметров модели.

Результаты исследований приведены в таблице 2.

Пример 1. В модель неоднородного нефтяного пласта вводят водный раствор галактоманнана 1,0%-ной концентрации в количестве 15% ПО. Далее закачивают воду. Остаточный фактор сопротивления составляет 11,9, а коэффициент прироста нефтевытеснения - 16,1%(см. табл. 2, пример 1).

Примеры 2-7 проводят аналогично примеру 1, используя различные компоненты и варьируя их содержания.

Пример 8 (прототип). В модель неоднородного нефтяного пласта последовательно закачиваютводный раствор, содержащий 0,005 г экзополисахарида, 5,0 г крахмала и 94,99 г воды, затем закачивают водный раствор, содержащий 0,1 г экзополисахарида и 99,9 г воды. Остаточный фактор сопротивления составляет 6,2, а коэффициент прироста нефтевытеснения - 9,3% (см. табл. 2, пример 8). Полученные составы испытывают на эффективность.

Далее испытывают реагент на деэмульгирующую активность, для этого используют эмульсию НГДУ “Альметьевнефть” плотностью 1,105 г/см³, исходной обводненностью 51%, содержание сульфида железа 1058,4-2653 мг/л. Реагенты дозируются в эмульсию в виде 0,8% водного или спиртового раствора. Определение содержания остаточной воды в нефти проводят в соответствии с ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка.

Антикоррозионные свойства реагента оценивают по ГОСТ 9-506-87, по ОСТ 39-099-79, ГОСТ 9.505-86, метод.

Степень очистки сточных вод определяют по методике ОСТ 39-133-81. Эффективность предотвращения АСПО оценивают по следующим показателям:

По отмыву пленки нефти.

По величине частиц дисперсии.

По отмыву АСПО.

Определение отмыва пленки нефти осуществляют в следующем порядке. В стеклянную пробирку до определенной метки наливают нефть, обработанную реагентом из расчета 0,005% на активную основу и отстаивают 20 минут. Затем нефть выливают, а в пробирку до половины наливают пластовую воду, добавляют нефть до метки. Пробирку закрывают прошлифованной пробкой, после чего одновременно с включением секундомера пробирку переворачивают. Нефть и вода меняются объемами. Фиксируют площадь отмыва поверхности пробирки, занятой пластовой водой взамен нефти. Результат считается отличным, если отмыв 70% площади происходит за 30 секунд, хорошим - за 60 секунд и удовлетворительным за 180 сек. Диспергирование АСПО и отмыв поверхности.

Эти две методики совмещены в одной процедуре и проводятся в конической колбе, в которую помещают 50 см³ пластовой воду, дозируют испытуемый реагент. В эту же колбу помещают АСПО весом 0,5 г. Содержимое колбы нагревают до расплавления парафина (60-90°С), а затем охлаждают, перемешивая. После охлаждения до 20-25°С замеряют величину частиц дисперсии парафина (σ) и площадь рабочей поверхности колбы, не покрытой (замазанной) парафиноотложениями (s). Согласно методике результат считается отличным - при величине дисперсии 1-2 мм, удовлетворительным - при величине дисперсии 2-5 мм, неудовлетворительным при величине дисперсии более 5 мм. При оценке метода отмыва АСПО с поверхности результат считается отличным, если доля отмыва поверхности от АСПО составляет 90-100%, хорошим - 80-90% и плохим - менее 50%.

Для определения содержания общей серы в образцах нефти проводят обработку образцов 200 мл 0,8% водным раствором реагента на 20 мл нефти. Анализ процентного содержания серы в образцах нефти проводят по методу, описанному Ю.Ю.Лурье, А.И.Рыбниковой “Химический анализ производственных сточных вод” (1974 г.).

Результаты испытаний составов на эффективность и их качественные и количественные характеристики представлены в таблице 2.

Как видно из данных таблицы 2, предлагаемый реагент эффективно вытесняет нефть из пластов различной проницаемости с одновременным комплексным воздействием на добываемую продукцию.

Использование предлагаемого реагента позволяет

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

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

- эффективно разрушать водонефтяные эмульсии, ингибировать коррозию и асфальтено-смоло-парафиновые отложения, снижать содержание серы в добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи пласта. Техническим результатом является обеспечение комплексного действия - повышения нефтеотдачи пласта, разрушение водонефтяных эмульсий, ингибирования коррозии и асфальтено-смоло-парафиновых отложений и обессеривания нефти. Галактоманнан применяют в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта, обладающего эффектом разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирования коррозии и асфальтено-смоло-парафиновых отложений и обессеривания нефти. 2 табл.

Применение галактоманнана в качестве реагента для повышения нефтеотдачи, обладающего эффектом разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирования коррозии и асфальтеносмолопарафиновых отложений и обессеривания нефти.