RU2381251C1 - Состав для вытеснения нефти - Google Patents
Состав для вытеснения нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2381251C1 RU2381251C1 RU2008133078/03A RU2008133078A RU2381251C1 RU 2381251 C1 RU2381251 C1 RU 2381251C1 RU 2008133078/03 A RU2008133078/03 A RU 2008133078/03A RU 2008133078 A RU2008133078 A RU 2008133078A RU 2381251 C1 RU2381251 C1 RU 2381251C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- biopolymer
- composition
- displacement
- Prior art date
Links
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к биотехнологии в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяных коллекторов. Технический результат - снижение проницаемости водонасыщенной части пористой среды, увеличение охвата пласта вытеснением, довытеснение остаточной нефти. Состав для вытеснения нефти содержит, мас.%: биополимер ксантанового типа БЖК 5-20, каустическая сода 10-40, органический растворитель РКД 10-30, вода остальное. 1 табл.
Description
Изобретение относится к биотехнологии в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяных коллекторов.
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.
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.
Для обеспечения указанных требований возможно использование различных составов на основе биополимеров и полимеров.
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.
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.).
Данный состав недостаточно эффективен в процессе нефтеотдачи пласта, т.к. дает небольшой охват пласта заводнением.
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.
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.%:
Биополимер БЖК | 5-20 |
Каустическая сода | 10-40 |
Органический растворитель РКД | 10-30 |
Вода | Остальное |
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).
Каустическая сода жидкая по ГОСТ 11078-78 или ГОСТ 2263-79 - бесцветная прозрачная жидкость, хорошо смешивается с водой с выделением большого количества тепла.
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.
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.
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.
Результаты опытов приведены в таблице.
№ опыта | Концентрация реагентов, мас.% в растворе пресной воды | Снижение проницаемости | Коэффициент нефтевытеснения, д.е. | Прирост коэффициента нефтевытеснения, % | ||
Биополимер БЖК | Каустическая сода | Органический углеводород, «РКД» | ||||
1 | 5 | 10 | 10 | 82,7 | 0,80 | 37,9 |
2 | 10 | 20 | 15 | 90,3 | 0,89 | 53,4 |
3 | 20 | 40 | 30 | 98,1 | 0,97 | 67,2 |
4 | 20 «Симусан»(по прототипу) | - | 30 | 60,8 | 0,64 | 10,3 |
5 | 20 | 40 | - | 70,3 | 0,76 | 31,0 |
6 | 20 | - | 30 | 73,7 | 0,65 | 19,0 |
7 | - | 40 | 30 | 58,4 | 0,63 | 8,6 |
8 | Базовый вариант, вытеснение минерализованной водой | - | 0,58 | - |
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.).
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%.
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.
Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны.
Состав обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся в поздней стадии разработки.
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
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008133078/03A RU2381251C1 (ru) | 2008-08-11 | 2008-08-11 | Состав для вытеснения нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008133078/03A RU2381251C1 (ru) | 2008-08-11 | 2008-08-11 | Состав для вытеснения нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2381251C1 true RU2381251C1 (ru) | 2010-02-10 |
Family
ID=42123759
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008133078/03A RU2381251C1 (ru) | 2008-08-11 | 2008-08-11 | Состав для вытеснения нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2381251C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013154468A2 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин |
-
2008
- 2008-08-11 RU RU2008133078/03A patent/RU2381251C1/ru active IP Right Revival
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013154468A2 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин |
WO2013154468A3 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-12-05 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ повышения добычи углеводородов и обеспечения бесперебойной работы скважин |
RU2525413C2 (ru) * | 2012-04-12 | 2014-08-10 | Александр Петрович Линецкий | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA029068B1 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
WO2015083113A1 (en) | Method and use for the tertiary mineral oil production by means of metal-organic framework materials | |
US10494907B2 (en) | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks | |
CN104870600A (zh) | 用于生产油的方法、***和组合物 | |
EA028803B1 (ru) | Способ добычи нефти из нефтяных месторождений с высокой температурой месторождения | |
RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
RU2381251C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти | |
US20150275067A1 (en) | Carbon particles and their use in the chemical treatment of reservoirs | |
RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
RU2314331C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы | |
RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
RU2361898C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта | |
RU2290504C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2302519C2 (ru) | Способ регулирования проницаемости обводненного неоднородного нефтяного пласта | |
RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
RU2347896C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2386664C1 (ru) | Состав для увеличения добычи нефти | |
RU2143548C1 (ru) | Способ разработки неоднородных обводненных нефтяных пластов | |
RU2382187C1 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
RU2434042C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов | |
RU2250361C2 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяной залежи | |
RU2213216C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
RU2743744C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2250988C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100812 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20130927 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140812 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160220 |