СОСТАВ ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
OIL DISPLACEMENT COMPOSITION

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
-
2
3
3
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 мкм. 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/дм) при ее объемном расходе 6 см/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.