RU2381251C1 - Oil displacement composition - Google Patents

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: invention related to bio processes in oil-and-gas industry and can be used for development of reservoirs with non-homogenous permeability and oil saturation. Oil displacement composition contains wt %: biopolymer of xantan type BJK 5-20, caustic soda 10-40, organic dissolver RKD 10-30, the rest is water.

EFFECT: reservoir water saturated part permeability decrease, increase of displacement coverage, residue oil displacement.

1 tbl, 2 ex

Description

Изобретение относится к биотехнологии в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяных коллекторов.The invention relates to biotechnology in the oil industry and can be used in the development of heterogeneous permeability and oil saturation of oil reservoirs.

Одним из способов увеличения нефтеотдачи является использование составов для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах за счет заполнения пор пласта различными химическими реагентами или тампонирующими веществами.One way to increase oil recovery is to use formulations to isolate formation water in oil wells by filling the pores of the formation with various chemicals or plugging agents.

Оптимальными могут считаться нефтевытесняющие агенты, вязкость которых в обычных условиях (на поверхности и в процессе закачки) имеет низкие значения, они хорошо фильтруются в пористой среде. В пластовых условиях их реологические свойства должны изменяться, вязкость должна увеличиваться многократно. Для достижения значительных результатов по изменению профилей приемистости необходимо обеспечить проникновение композиции преимущественно в высокопроницаемые, высокообводненные пропластки. Важно, чтобы закачиваемый в пласт нефтевытесняющий агент не ухудшал фильтрационных характеристик низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны пласта.Optimal can be considered oil displacing agents, the viscosity of which under ordinary conditions (on the surface and during injection) is low, they are well filtered in a porous medium. In reservoir conditions, their rheological properties should change, the viscosity should increase many times. To achieve significant results in changing the injectivity profiles, it is necessary to ensure the penetration of the composition mainly in highly permeable, highly watered layers. It is important that the oil-displacing agent injected into the formation does not impair the filtration characteristics of the low-permeability oil-saturated zone of the formation.

Для обеспечения указанных требований возможно использование различных составов на основе биополимеров и полимеров.To ensure these requirements, it is possible to use various compositions based on biopolymers and polymers.

Известны составы для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах на основе водных растворов полимеров и тампонирующих добавок. В качестве тампонирующих добавок используют древесную муку (пат. РФ №2057914), песок, глинопорошок, известковый порошок (пат. РФ №2090746, 2065945). В качестве полимеров используют полиакриламид, полиокси-этилен, карбоксиметилцеллюлозу (пат. РФ №2071555). Основным недостатком известных составов является использование достаточно большого количества ингредиентов, их невысокая эффективность при использовании в неоднородных по проницаемости пластах. Многие составы не обладают селективностью, т.е. происходит снижение проницаемости поровых зон пласта как для воды, так и для нефти. Растворы полимеров теряют необходимые реологические характеристики из-за сдвиговой деградации при приготовлении и закачивании в пласт.Known compositions for the isolation of formation water in oil wells based on aqueous solutions of polymers and plugging additives. As tamponing additives use wood flour (US Pat. RF No. 2057914), sand, clay powder, lime powder (US Pat. RF No. 2090746, 2065945). As the polymers used polyacrylamide, polyoxyethylene, carboxymethyl cellulose (US Pat. RF No. 2071555). The main disadvantage of the known compositions is the use of a sufficiently large number of ingredients, their low efficiency when used in heterogeneous permeability formations. Many formulations do not have selectivity, i.e. there is a decrease in the permeability of the pore zones of the reservoir for both water and oil. Polymer solutions lose the necessary rheological characteristics due to shear degradation during the preparation and injection into the reservoir.

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для извлечения нефти, содержащий биополимер Acinetobacter sp - «Симусан», органический растворитель марки нефрас и воду (пат. РФ №2122631, Е21В 43/22, 1998 г.).Closest to the proposed composition is a composition for oil recovery containing the biopolymer Acinetobacter sp - "Simusan", an organic solvent brand Nefras and water (US Pat. RF №2122631, ЕВВ 43/22, 1998).

Данный состав недостаточно эффективен в процессе нефтеотдачи пласта, т.к. дает небольшой охват пласта заводнением.This composition is not effective enough in the process of oil recovery, since gives a small coverage of the reservoir by water flooding.

Задачей настоящего изобретения является создание состава из доступного сырья, включающего биополимер с высокими реологическими показателями, селективно повышающий фильтрационное сопротивление движению воды в высокопроницаемых промытых зонах.The objective of the present invention is to provide a composition of available raw materials, including a biopolymer with high rheological parameters, selectively increasing the filtration resistance to water movement in highly permeable washed areas.

Поставленная задача достигается за счет использования состава, включающего водный раствор биополимера БЖК ксантанового типа, каустической соды, органического растворителя и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is achieved through the use of a composition comprising an aqueous solution of a biopolymer of BJC xanthan type, caustic soda, an organic solvent and water in the following ratio of components, wt.%:

Биополимер БЖКBiopolymer BZHK 5-20 5-20 Каустическая содаCaustic soda 10-4010-40 Органический растворитель РКДRKD Organic Solvent 10-3010-30 ВодаWater ОстальноеRest

Биополимер жидкий ксантанового типа, БЖК по ТУ 2458-002-50635131-2003 изм. п.1-4 представляет собой сложную систему на водной основе, содержащую биополимер ксантанового типа и ряд добавок (биоцид, антиоксидант, смесь неионогенных поверхностно-активных веществ). БЖК относится к малоопасным веществам (4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007.87).Liquid biopolymer of xanthan type, BJK according to TU 2458-002-50635131-2003 amend. p.1-4 is a complex water-based system containing a xanthan type biopolymer and a number of additives (biocide, antioxidant, a mixture of nonionic surfactants). BZHK belongs to low-hazardous substances (hazard class 4 according to GOST 12.1.007.87).

Каустическая сода жидкая по ГОСТ 11078-78 или ГОСТ 2263-79 - бесцветная прозрачная жидкость, хорошо смешивается с водой с выделением большого количества тепла.Liquid caustic soda according to GOST 11078-78 or GOST 2263-79 is a colorless transparent liquid that mixes well with water with the release of a large amount of heat.

Растворитель «РКД» - углеводородный растворитель комплексного действия по ТУ 2458-004-39968249-2004. Углеводородный растворитель «РКД» получают в результате смешения ароматических, алифатических и нафтеновых углеводородов нормального и изомерного строения с активными добавками, обладающими биоцидными и ингибирующими свойствами. В результате межмолекулярного физико-химического взаимодействия биополимера ксантанового типа, каустической соды и растворителя образуется пространственно-сшитая сетка. Макромолекулы биополимера и образовавшихся ПАВ при реакции каустической соды (щелочи) с кислыми компонентами нефти образуют как водородные, так и гидрофильно-гидрофобные связи, что приводит к повышению структурно-механических свойств биополимерной композиции, насыщенной неорганическими осадками, полученными в результате химического взаимодействия каустической соды с ионами щелочно-земельных металлов (Са⁺⁺, Мg⁺⁺) закачиваемой воды и растворенными в растворителе асфальто-смолистыми веществами. При закачке в неоднородный по проницаемости пласт предлагаемого состава происходит селективная изоляция, т.е. сложная биополимерная композиция проникает не только в высокопроницаемую обводненную часть коллектора обеспечивая надежную изоляцию пропластка, делая его непроницаемым для воды, в то же время сохраняет достаточно эластичную и прочную структуру. Состав внедряется в пласты кроме горизонтального направления и в вертикальное направление, что способствует повышению охвата пластов.Solvent "RKD" - a hydrocarbon solvent complex action according to TU 2458-004-39968249-2004. The “RKD” hydrocarbon solvent is obtained by mixing aromatic, aliphatic and naphthenic hydrocarbons of normal and isomeric structure with active additives with biocidal and inhibitory properties. As a result of intermolecular physico-chemical interaction of the xanthan type biopolymer, caustic soda and solvent, a spatially cross-linked network is formed. The macromolecules of the biopolymer and the surfactant formed during the reaction of caustic soda (alkali) with acidic oil components form both hydrogen and hydrophilic-hydrophobic bonds, which leads to an increase in the structural and mechanical properties of the biopolymer composition saturated with inorganic precipitates obtained as a result of the chemical interaction of caustic soda with ions of alkaline-earth metals (Ca ⁺⁺ , Mg ⁺⁺ ) of the injected water and asphalt-resinous substances dissolved in the solvent. When injected into a heterogeneous permeability reservoir of the proposed composition, selective isolation occurs, i.e. a complex biopolymer composition penetrates not only into the highly permeable flooded part of the collector, providing reliable isolation of the interlayer, making it impermeable to water, at the same time preserving a fairly elastic and strong structure. The composition is introduced into the strata in addition to the horizontal direction and in the vertical direction, which helps to increase the coverage of the strata.

Состав готовят простым смешением компонентов. В вертикальную цилиндрическую емкость, в нижней части которой вмонтированы два крана для подачи воды, из резервной емкости подается биополимер БЖК. Затем добавляют расчетное количество каустической соды и растворителя. Перемешивание в емкости осуществляется за счет гидравлического вращения воды внутри емкости. Отбор приготовленного раствора и подача его в скважину осуществляется с помощью цементировочного агрегата ЦА-320.The composition is prepared by simple mixing of the components. In a vertical cylindrical tank, in the lower part of which two taps for supplying water are mounted, a biopolymer BZHK is fed from the reserve tank. Then add the calculated amount of caustic soda and solvent. Mixing in the tank is due to the hydraulic rotation of the water inside the tank. The selection of the prepared solution and its supply to the well is carried out using a cementing unit CA-320.

Эффективность данного состава определялась по методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.) экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачивания состава и по нефтевытеснению остаточной нефти.The effectiveness of this composition was determined by the method (OST 39-195-88. Oil. Method for determining the coefficient of oil displacement by water under laboratory conditions. Minnefteprom, M.) experimentally by changing the mobility of water before and after pumping the composition and oil displacement of residual oil.

Результаты опытов приведены в таблице.The results of the experiments are shown in the table.

№ опытаExperience number Концентрация реагентов, мас.% в растворе пресной водыThe concentration of reagents, wt.% In a solution of fresh water Снижение проницаемостиPermeability reduction Коэффициент нефтевытеснения, д.е.The coefficient of oil displacement, CU Прирост коэффициента нефтевытеснения, %The growth rate of oil displacement,%   Биополимер БЖКBiopolymer BZHK Каустическая содаCaustic soda Органический углеводород, «РКД»Organic hydrocarbon, RKD 1one 55 1010 1010 82,782.7 0,800.80 37,937.9 22 1010 20twenty 15fifteen 90,390.3 0,890.89 53,453,4 33 20twenty 4040 30thirty 98,198.1 0,970.97 67,267.2 4four 20 «Симусан»(по прототипу)20 "Simusan" (prototype) -- 30thirty 60,860.8 0,640.64 10,310.3 55 20twenty 4040 -- 70,370.3 0,760.76 31,031,0 66 20twenty -- 30thirty 73,773.7 0,650.65 19,019.0 77 -- 4040 30thirty 58,458.4 0,630.63 8,68.6 88 Базовый вариант, вытеснение минерализованной водойBasic option, mineral water displacement -- 0,580.58 --

Пример 1. Сравнительные опыты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из модели пласта длиной 60 см, диаметром 2,9 см, представленной молотым песчаником с проницаемостью 1,5 мкм². В модели создают связанную воду, затем насыщают подготовленную модель нефтью вязкостью 20,0 МПа·с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть пластовой минерализованной водой (содержание солей 140 г/дм³) при ее объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих из модели проб жидкости (опыт 8, табл.). Коэффициент вытеснения нефти равен 0,58. Затем в модель пласта подавали оторочку состава 0,4 п.о., содержащего 20% биополимера БЖК, 40% каустической соды и 30% растворителя, на пресной воде, которая проталкивается минерализованной водой 0,1 п.о., и опыт останавливают на 12-24 часа для полного образования тампонирующего материала в обводненной части пласта. После завершения реагирования компонентов состава между собой и минерализованной водой фильтрацию минерализованной воды возобновляют до полного прекращения вытеснения нефти из пластовой модели. Снижение проницаемости достигло 98,1%, а прирост нефтевытеснения 67,2% (опыт 3, табл.).Example 1. Comparative experiments were performed when displacing residual oil from a reservoir model 60 cm long, 2.9 cm in diameter, represented by ground sandstone with a permeability of 1.5 μm ² . Bound water is created in the model, then the prepared model is saturated with oil with a viscosity of 20.0 MPa · s. With a horizontal position, oil is displaced from the reservoir model by mineralized water (salt content 140 g / dm ³ ) at a volumetric flow rate of 6 cm ³ / h until pressure drop is stabilized and water samples leaving the model are completely irrigated (experiment 8, table). The oil displacement coefficient is 0.58. Then, a 0.4 bp rim containing 20% BJC biopolymer, 40% caustic soda and 30% solvent was fed to the reservoir model in fresh water, which was pushed with mineralized water at 0.1 bp, and the experiment was stopped 12-24 hours for the complete formation of plugging material in the flooded part of the reservoir. After completion of the reaction of the components of the composition between themselves and the saline water, the filtration of the saline water is resumed until the oil displacement from the reservoir model is completely stopped. The decrease in permeability reached 98.1%, and the increase in oil displacement was 67.2% (experiment 3, table).

Пример 2. По той же методике проводился опыт по вытеснению нефти составом, содержащим 20% биополимера «Симусан» и 30% растворителя (прототип, опыт 4, табл.). Снижение проницаемости в этом случае 60,8%, а прирост коэффициента нефтевытеснения 10,3%.Example 2. According to the same methodology, an experiment was conducted on oil displacement with a composition containing 20% of Simusan biopolymer and 30% of a solvent (prototype, experiment 4, table). The permeability reduction in this case is 60.8%, and the increase in oil displacement coefficient is 10.3%.

Результаты сопоставительных опытов показывают, что предложенный состав позволяет более эффективно по сравнению с прототипом снижать проницаемость водонасыщенной части пористой среды, увеличить охват пластовой модели вытеснением минерализованной водой и довытеснить остаточную нефть.The results of comparative experiments show that the proposed composition can more effectively reduce the permeability of the water-saturated part of the porous medium compared to the prototype, increase the coverage of the reservoir model by displacement with mineralized water, and extrude the residual oil.

Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны.The method is simple and technological. Reagents are not toxic.

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

Claims (1)

Состав для вытеснения нефти, содержащий водный раствор биореагента, щелочь и органический растворитель, отличающийся тем, что в качестве биореагента он содержит биополимер ксантанового типа БЖК, в качестве щелочи - каустическую соду, в качестве органического растворителя - растворитель комплексного действия РКД при следующем содержании компонентов, мас.%:
Биополимер БЖК 5-20 Каустическая сода 10-40 Органический растворитель РКД 10-30 Вода Остальное A composition for oil displacement containing an aqueous solution of a bioreagent, an alkali and an organic solvent, characterized in that it contains a xanthan biopolymer of the BJK type as a bioreagent, caustic soda as an alkali, and an RKD complex solvent with the following components, as an organic solvent wt.%:
Biopolymer BZHK 5-20 Caustic soda 10-40 RKD Organic Solvent 10-30 Water Rest