Состав для вытеснения нефти из пласта

Состав для вытеснения нефти из пласта

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может использоваться для увеличения нефтеотдачи пласта заводнением. Предложенный состав для вытеснения нефти из пласта содержит сухой активный ил биологических очистных сооружений микробиологических производств, углеводно-минеральную добавку, воду, а также биотехнологическую добавку "Биотрин" при следующем соотношении компонентов, мас.%: сухой активный ил микробиологических производств 2,5-6,0; углеводно-минеральная добавка 0,3-1,5; биотехнологическая добавка "Биотрин" 0,2-4,0; вода - остальное. Состав позволяет снизить проницаемость высокопроводящих каналов пласта, увеличить величину интенсивного газообразования в пластовых условиях за счет селективной закупорки высокопроницаемых промытых водой пропластов и подключения в работу слабо вовлеченных в разработку зон пласта на поздней стадии разработки месторождений. 3 табл.

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, находящихся в поздней стадии разработки.

Известен состав для разработки нефтяного пласта, в котором в качестве микроорганизмов содержатся бактерии метантенков, а в качестве питательных веществ - активный ил [А.С. СССР. 859610, кл. Е 21 В 43/22, 1981].

Недостатком состава является сложность приготовления и использования, т. к. бактерии метантенков требуют строго анаэробных условий, точного ограничения по температуре пластов (55-60^oС), а также обработки скважин только при положительной температуре воздуха.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому составу является состав для вытеснения нефти из пласта на основе сухого активного ила (САИ) и углеводно-минеральной добавки - (УМД) [Юлбарисов Э. М., Фаизов Ш.М., Жданова Н.В. Исследование фильтрационных характеристик биореагентов на основе сухого активного ила. Нефтяное хоз-во, 1996, 6, с. 42-44].

Недостатком известного состава является низкая водоизолирующая способность и, следовательно, эффективность вытеснения нефти из-за недостаточной степени закупорки промытых зон пласта. В пластах со средней проницаемостью средний размер пор составляет 10-20 мкм, в то время как диаметр большинства бактерий - основной группы микроорганизмов активных илов - не превышает 1 мкм, вследствие чего основная масса микроорганизмов размывается закачиваемой водой, не снижая проницаемость высокопроводящих каналов.

Задачей изобретения является создание более эффективного состава за счет улучшения водоизолирующих свойств и активизации биохимических процессов в пласте.

Указанная задача решается тем, что состав для вытеснения нефти из пласта, включающий сухой активный ил микробиологических производств, углеводно-минеральную добавку и воду, дополнительно содержит биотехнологическую добавку на основе непатогенных дрожжей "Биотрин" при следующем соотношении компонентов, мас.%: Сухой активный ил микробиологических производств - 2,5-6,0 Углеводно-минеральная добавка - 0,3-1,5 Биотехнологическая добавка "Биотрин" - 0,2-4,0 Вода - Остальное Заявляемый состав отличается от прототипа введением нового компонента - биотехнологической добавки "Биотрин", то есть заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна". Отличительный признак заявляемого состава добавка "Биотрин" известен в нефтедобывающей промышленности. В частности, в патенте РФ 2143549, Е 21 В 43/22, 1999 добавка "Биотрин" используется совместно с биологическим поверхностно-активным веществом КШАС-М. Однако в известном способе добавка "Биотрин" используется для разработки нефтяного месторождения, для улучшения нефтеэмульгирующей и нефтеотмывающей способности состава. Кроме того, количественное содержание "Биотрина" (его избыток) предусматривает его структурирование при контакте с минерализованными водами пласта и закупоривание пор пласта. В заявляемом же составе отличительный признак добавка "Биотрин" в совокупности с другими существенными признаками позволяет не только повысить водоизолирующие свойства состава на основе САИ и УМД, но и интенсифицировать процесс ферментации органических веществ САИ и УМД с большим выделением биогаза, что способствует повышению нефтеотдачи за счет уменьшения вязкости нефти, повышения вязкости воды и снижения подвижности воды относительно нефти. Кроме того, образуется диоксид углерода, который снижает межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшает смачиваемость породы водой и увеличивает коэффициент вытеснения нефти. Таким образом, реализуются иные функции добавки "Биотрин", что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Биотрин нарабатывают на предприятиях микробиологической промышленности по ТУ 9296-001-00479994-95 и используют в качестве кормовой белковой добавки при производстве комбикормов.

Биотрин должен соответствовать следующим требованиям: Массовая доля золы в пересчете на абсолютно сухое вещество, мас.%, не более - 10.0 Массовая доля сырого протеина в пересчете на абсолютно сухое вещество, мас.%, не менее - 40.0 Массовая доля белка по Барнштейну в пересчете на абсолютно сухое вещество, мас.%, не менее - 33.0 Массовая доля липидов в пересчете на абсолютно сухое вещество, мас.%, не более - 10.0 Углеводно-минеральная добавка по ТУ 13-0248643-800-90 используется в качестве источника углеводных и минеральных компонентов в рационах сельскохозяйственных животных. УМД представляет собой однородную густую жидкость коричневого цвета, имеет плотность 1.25 г/см³, рН 4.6-5.0.

Основные компоненты этой добавки - моносахариды, органические кислоты, макро- и микроэлементы.

Сухой активный ил - это порошок коричневого цвета, полученный путем сгущения и сушки на распылительных сушилках до влажности 10% биомассы микроорганизмов, образующейся при биохимической очистке сточных вод по ТУ 2458-001-33782561-2000.

Эффективность предлагаемого и известного составов определяют по остаточному фактору сопротивления, количеству образовавшегося газа и по вытеснению нефти.

Методика определения остаточного фактора сопротивления заключается в следующем. Остаточный фактор сопротивления определяют при фильтрации составов через модели неоднородного пласта с проницаемостью 1.0 мкм². В опытах используют фильтрационную колонку, заполненную кварцевым песком с объемом пор 50 см³. Модель насыщают пластовой водой при постоянном давлении до полной стабилизации режима фильтрации и фиксируют время фильтрации единицы объема воды (t_в). Через модели пласта прокачивают до установившегося режима фильтрации 2-3 поровых объема предлагаемого и известного состава и останавливают фильтрацию на 2 суток. Остановка фильтрации на 2 суток необходима для проверки двух механизмов действия составов: во-первых, это время интенсификации биохимического процесса, во-вторых, это газовыделение. Образующийся газ в каналах пористой среды существенно меняет фазовую проницаемость для воды. Затем повторяют фильтрацию пластовой воды до стабилизации режима и фиксируют время фильтрации единицы объема прокаченной воды (t). Определяют остаточный фактор сопротивления каждого состава по формуле R_oct=t/t_в.

Чем больше остаточный фактор сопротивления, тем выше изолирующее свойство состава. Результаты экспериментов представлены в таблице 1.

Из таблицы 1 видно, что величина остаточного фактора сопротивления в опытах (2-4) имеет белее высокое значение (7,1-9,8) чем в опыте 1 (R_ocт.= 1,5). В опыте 6 при содержании биотрина в составе 5% остаточный фактор сопротивления вырос незначительно (R_ост.=10,1).

Для определения объема выделившегося в результате процесса ферментации органических веществ биогаза были поставлены следующие опыты.

В колбы емкостью 200 см³ берут навеску песка (10 г), насыщают 5 см³ нефти и вводят компоненты среды различной концентрации. Затем в колбы доливают воду, закрывают пробками с отводом. Образующиеся в результате жизнедеятельности микроорганизмов газы через отвод поступают в приемную колбу, заполненную концентрированным раствором хлористого натрия, который под давлением газов вытесняется в градуированный цилиндр. Объем раствора в цилиндре соответствует объему образовавшегося газа. Колбы инкубируют при 30^oС. Опыты с составом по прототипу проводят в аналогичных условиях. Результаты представлены в таблице 2.

Как видно из приведенных в таблице данных, добавка "Биотрина", способствует активному сбраживанию органического вещества УМД и сухого ила, образуя в среднем в 1,3-5 раз больше газа (опыт 1-5, табл. 2), по сравнению с прототипом (опыт 6, табл. 2).

Эксперименты по вытеснению нефти проводят на лабораторной установке с насыпной моделью пласта. Установка представляет собой единую систему сообщающихся сосудов, состоящую из модели коллектора, насыщенного нефтью, емкости с вытесняющим агентом и резервуара для сбора проб выходящей из пористой среды нефтяной эмульсии. До начала проведения опытов определяют вес пористой среды, объем пор, вес связанной воды и объем нефти в коллекторе.

Емкость с вытесняющим агентом для создания давления устанавливают выше коллектора и с помощью гибких шлангов соединяют с нижним входным отверстием коллектора так, чтобы ток жидкости через коллектор был снизу вверх. На шланге, соединяющем емкость с коллектором, устанавливают винтовой зажим для регулирования прокачивания вытесняющего агента. Верхняя, выходящая часть коллектора, соединяется с резервуаром-сборником, где собирается водонефтяная жидкость. Первоначально вытеснение проводят моделью пластовой воды и замеряют количество вытесненной нефти.

В эксперименте по нефтевытеснению использованы нефть плотностью 0.905 г/см³ и пластовая вода с удельным весом 1.05 г/см³. Исходный объем нефти в экспериментах составлял 230 см³.

Сначала через модель прокачивалось 12 поровых объемов пластовой воды, затем довытеснение нефти продолжалось путем закачивания 3 объемов составов с различным содержанием компонентов. При использовании состава, содержащего 2,5% САИ, 0,3% УМД и 0,2% "Биотрина", прирост нефтеотдачи составляет 48,7%. Состав с 6,0% САИ; 1,5% УМД; 4% "Биотрина" дает прирост нефтеотдачи на 57%. Наибольший прирост нефтеотдачи (75,6%) получен при закачивании состава, содержащего 4,0% САИ; 4,3% УМД и 2,0% "Биотрина".

В таких же условиях был поставлен опыт с прототипом (опыт 4, табл. 3).

Результаты экспериментов по вытеснению нефти показывают, что при одинаковых объемах прокачанных составов прирост коэффициента нефтевытеснения от остаточного объема нефти предлагаемым составом на 9,2-69,5% выше, чем по прототипу.

Таким образом, использование предлагаемого состава для вытеснения нефти из пласта позволяет - снизить проницаемость высокопроводящих каналов пласта за счет увеличения остаточного фактора сопротивления с 2,4 до 9,8; - увеличить величину интенсивного газообразования в пластовых условиях, что ведет к увеличению коэффициента вытеснения нефти и снижению обводненности добываемой продукции.

Формула изобретения

Состав для вытеснения нефти из пласта, включающий сухой активный ил микробиологических производств, углеводно-минеральную добавку и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит биотехнологическую добавку "Биотрин" при следующем соотношении компонентов, мас.%: Сухой активный ил микробиологических производств - 2,5-6,0 Углеводно-минеральная добавка - 0,3-1,5 Биотехнологическая добавка "Биотрин" - 0,2-4,0 Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2