RU2188935C1

RU2188935C1 - Composition for intensification of oil recovery

Info

Publication number: RU2188935C1
Application number: RU2001109366A
Authority: RU
Inventors: Ю.М. Симаев; В.В. Кондров; К.Г. Русских; Р.Ф. Габдуллин; В.С. Асмоловский; В.И. Князев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Priority date: 2001-04-06
Filing date: 2001-04-06
Publication date: 2002-09-10

Abstract

FIELD: oil and gas producing industry. SUBSTANCE: invention deals with compositions for intensification of oil recovery with the aim to restrict water inflows to producing wells and to increase oil recovery. Composition contains biological surfactant and oil, and additional lignosulfonate with the following ratio of components, wt. %: biological surfactant, 40-50; lignosulfonate, 5-25; oil, the balance. EFFECT: higher efficiency of composition effect in process of oil displacement due to amplification of its emulsifying capacity, emulsion stability in time and viscosity. 2 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для интенсификации добычи нефти с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. The invention relates to the oil industry, namely, compositions for the intensification of oil production in order to limit water inflow into production wells and increase oil recovery.

Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий закачку водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (пат. США 4811791, 165-246, 1989 г.). A known method of increasing oil recovery, including the injection of an aqueous dispersion of a surfactant of biological origin (bio-surfactant) prepared in advance at the point of preparation (US Pat. US 4811791, 165-246, 1989).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность, используемого биоПАВ, по отношению к углеводородам. The disadvantage of this method is the low emulsifying activity of the bio-surfactant used in relation to hydrocarbons.

Известен также состав для интенсификации добычи нефти, содержащий биоПАВ и биополимер Acinetobacter sp. - "Симусан" (пат. РФ 2132941, Е 21 В 43/22, 1997 г.). Also known is a composition for enhancing oil production containing bio-surfactants and biopolymer Acinetobacter sp. - "Simusan" (pat. RF 2132941, Е 21 В 43/22, 1997).

Данный состав образует недостаточно устойчивую микроэмульсию с нефтяной фазой во времени, недостаточно эффективен в процессе нефтеотдачи. This composition forms an insufficiently stable microemulsion with an oil phase in time, is not effective enough in the process of oil recovery.

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.). A known composition for the extraction of oil containing the vital product of bacteria of the genus Pseudomonas aeruginosa and as a liquid hydrocarbon is an organic solvent of the brand nefras (US Pat. RF 2041345, E 21 B 43/22, 1992).

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.). The closest in technical essence and the achieved result is a composition for the intensification of oil production, containing the biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and oil (US Pat. RF 2143553, E 21 B 43/22, 1999).

Однако данные составы, обладая невысокой вязкостью, недостаточно эффективны в процессе нефтеотдачи пласта, т.к. дают небольшой охват пласта заводнением. However, these compositions, having a low viscosity, are not effective enough in the process of oil recovery, since give a small coverage of the reservoir by water flooding.

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. An object of the invention is to increase the effectiveness of the composition in the process of oil displacement by enhancing its oil emulsifying ability, the stability of the emulsion over time and increasing viscosity.

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.The problem is solved in that the composition for the intensification of oil production, containing the biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and oil additionally contains lignosulfonate in the following ratio of components, wt.%:
BioPAW KShAC-M - 40-50
Lignosulfonate - 5-25
Neft - Else
As an aqueous solution of a biological surfactant, KSHDS-M bio-surfactant according to TU 9296-015-00479770-2000 is introduced into the composition, which is a natural bio-surfactant composition of a glycolipid nature produced by the microorganism culture Pseudomonas aeruginosa S-7. KSHAS-M solutions have the ability to reduce the surface tension of water to 30 mN / m, as well as high emulsifying activity (liquid paraffins, oil, oils) E ₂₄ to 60-80% (E ₂₄ is the stability of the emulsion for 24 hours). Their main advantage is biodegradability or the ability to completely decompose under natural reservoir conditions, i.e. Technologies using bio-surfactant KSHAS-M are environmentally friendly.

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. As the lignosulfonate can be used lignin, which is a modified lignosulfonate. Lignotin is a water-soluble, ferrolignosulfonate thinner for drilling and cement slurries. Lignotin is produced according to TU 2458-0147001-156-98. You can also use: technical lignosulfonate, grade A - waste from the pulp and paper industry, is produced in accordance with OST 13-183, or a concentrate of sulphite-yeast mash brand KBP, etc.

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. Oil is the crude oil produced in a field. The recovered oil is used in view of its low cost and availability, as well as in view of its composition similar to that of the oil contained in the formation.

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. The effectiveness of the composition is achieved due to the formation of the KSHAS-M bio-surfactant, lignosulfonate and microemulsion oil, which helps to ensure low interfacial tension and high wetting ability. The microemulsion has a high viscosity.

Состав готовят простым смешением и встряхиванием компонентов. Вязкость определялась на вискозиметре Оствальда-Пинкевича после отделения эмульсии от остального объема пробы с помощью делительной воронки. The composition is prepared by simple mixing and shaking the components. Viscosity was determined on an Ostwald-Pinkiewicz viscometer after separating the emulsion from the rest of the sample volume using a separatory funnel.

В табл. 1 представлены исследуемые составы, значения их вязкости в сравнении с прототипом. In the table. 1 presents the investigated compositions, the values of their viscosity in comparison with the prototype.

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. From the table. 1 shows that the use of bio-surfactant KSHAS-M in a mixture with lignosulfoate and oil can increase the viscosity of the emulsion and increase emulsifying activity compared to the prototype.

Эксперименты показали, что эмульсии стабильны, т.е. не происходит разделения фаз в течение длительного времени (1-1,5 мес.). Experiments have shown that emulsions are stable, i.e. phase separation does not occur for a long time (1-1.5 months).

Для исследования механизма поведения состава в пористой среде при фильтрации была использована модель неоднородного пласта. To study the behavior of the composition in a porous medium during filtration, a model of an inhomogeneous reservoir was used.

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.In physical modeling, the model consists of two hydrodynamically disconnected interlayers, which are metal columns filled with a porous medium. Interlayers have a common entrance for pumping liquids. The length of the interlayers is 0.6 m, the diameter is 3.0-10 ^-2 m. Ground quartz sand served as a porous medium.

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.To create bound water in a porous medium and initial oil saturation of the model, the interlayers were saturated with formation water after preliminary evacuation, followed by its displacement with oil. The amount of bound water and oil in a porous medium was determined by the volumetric weight method. The experiments were carried out in a constant flow rate of injected fluid (~ 20 cm ³ / h) at a temperature of 24 ^o C.

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. The experimental technique was as follows. First, primary flooding was carried out to a certain oil saturation and stabilization of the filtration characteristics, which occurs after reaching 100% water cut in the production of a highly permeable layer. The degree of water cut of the products extracted from the reservoir as a whole was achieved by selecting the ratio of the permeability of the layers. After downloading the rims, the waterflooding process resumed. The injection efficiency of the compositions was determined by the residual resistance factor and the increase in the oil recovery coefficient compared to conventional water flooding. The results of the study of the process of oil displacement using the composition are shown in table.2.

Пример 1 (заявляемый состав). Example 1 (the claimed composition).

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. A rim of fresh water (0.05 bp) is pumped into the reservoir model. Then the composition consisting of bio-surfactant KSHAS-M (50%), lignosulfonate (10%) and oil (40%) - 0.3 p. Push the composition with fresh water (0.05 bp). And stop the filtration "on exposure" - 24 hours. Then resume the experiment.

Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их количественное содержание (см. табл. 2, примеры 2-12). Other compositions are prepared in a similar manner, varying the components and their quantitative content (see table. 2, examples 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. From the above table. 2 data shows that the inventive composition can significantly increase the degree of decrease in permeability of the water-saturated part of the reservoir by water flooding and increase oil recovery.

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. With a content of less than 40 wt.% Bio-surfactant KSHAS-M, lignosulfonate less than 5 wt.% (See table 1.), less stable emulsions are formed, therefore, these values can be taken as the minimum content of these reagents. The increase in the concentration of bio-surfactant KSHAS-M above 50 wt.%. lignosulfonate above 25 wt.% (see table. 2) does not lead to a significant increase in the displacement coefficient, therefore, it is impractical to use compositions with a reagent content above these concentrations.

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. The proposed composition is used as follows. The calculated amount of KSHAS-M bio-surfactant with lignosulfonate dissolved in it and oil are simultaneously pumped into the waterflood through the buffer valve of the injection well. After the treatment, the well is shut down "for shutter speed" - 24 hours. Then, the reservoir is further exploited by conventional water flooding.

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. The use of the proposed composition based on bio-surfactants KSHAS-M, lignosulfonate and oil can significantly increase the efficiency of treatment of injection or production wells in order to control the permeability of the water supply channels of the formation, the coverage of the formation by water flooding and at the same time increase oil recovery.

Состав прост и технологичен, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся в поздней стадии разработки. The composition is simple and technologically advanced, it is highly effective for enhancing oil recovery in flooded formations that are in the late stages of development.

Claims

Composition for intensifying oil production, containing the biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and oil, characterized in that it additionally contains lignosulfonate in the following ratio of components, wt. %:
BioPAV KShAS-M - 40 - 50
Lignosulfonate - 5 - 25
Oil - Else