Состав для обработки нефтяных пластов

Состав для обработки нефтяных пластов

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. Состав содержит, мас.%: биореагент КШАС-М - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas aeruginosa S-7 40-50, маслорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество 9 12, деэмульгатор 1-3, углеводородный растворитель остальное. Состав прост и технологичен, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся в поздней стадии разработки в условиях пластовых вод различной минерализации. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.

Известен состав для интенсификации добычи нефти, включающий углеводородный растворитель, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и содетергент (см. авт. свид. СССР 1471398, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1992 г.).

Наличие в составе содетергента приводит к его удорожанию и использование только одного вида ПАВ не позволяет подобрать состав применительно к условиям пласта, что приводит к снижению эффективности состава.

Известен состав для интенсификации добычи нефти, включающий алкилбензол-сульфонаты, оксиалкилфенолы, углеводородный растворитель (см. авт. свид. СССР 1558087, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1988).

Данный способ недостаточно эффективен, вследствие направленности только на удаление асфальтосмолистых отложений и невозможности использовать его в водах с минерализацией свыше 60 г/дм³.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является закачиваемая эмульсия, содержащая маслорастворимое поверхностно-активное вещество (неонол АФ_9-4 2,0-6,0%), водорастворимое поверхностно-активное вещество (анионное ПАВ 6,0-12,0%), жидкий углеводород (10,8-30,0%), остальное вода (см. авт. свид. СССР 1668642, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1991).

В основу настоящего изобретения положена задача создать состав для обработки нефтяного пласта и повышения нефтеотдачи, позволяющий за счет повышения вязкости и стабильности эмульсий, образуемых при смешении с водой в промытых зонах, выравнивать профиль приемистости призабойной зоны и повысить охват пласта воздействием, а также вследствие гидрофобизации порового пространства и взаимодействия растворителя с отложениями асфальтосмолистых веществ и парафина (АСПО), увеличить фазовую проницаемость по нефти и снизить вязкость последней, что приводит в конечном итоге к увеличению нефтеотдачи пласта в условиях пластовых вод различной минерализации.

Поставленная задача решается тем, что состав для обработки нефтяных пластов, содержащий водорастворимое поверхностно-активное, маслорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель в качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества содержит биореагент КШАС-М - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas aeroginosa S-7 и дополнительно деэмульгатор при следующем соотношении компонентов, маc. %: Биореагент КШАС-М - 40-50 Маслорастворимый НПАВ - 9-12 Деэмульгатор - 1-3 Углеводородный растворитель - Остальное В качестве водорастворимого поверхностно-активного в состав вводят биореагент КШАС-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% (E₂₄ - устойчивость эмульсии в течение 24 часов). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях.

В качестве маслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества может быть использован нефтенол - поверхностно-активное вещество, в состав которого входят отходы производства олеумной и сернокислотной очистки масел и неионогенное соединение неонол - продукт конденсации окиси этилена с алкилфенолами с 4-12 группами окиси этилена. Нефтенол выпускается по ТУ 38.507.63-89 и ТУ 38.507.63-091-90. Внешний вид - вязкая коричневая жидкость с массовой долей основного вещества не менее 60%. Также могут быть использованы ОП-4, маслорастворимые неонолы и другие аналогичные им НПАВ.

В качестве деэмульгатора может быть использован деэмульгатор "ДЕВОН-1" - раствор сложных эфиров на основе оксиэтилированных продуктов в органических растворителях. Деэмульгатор "ДЕВОН-1" представляет собой жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, допускается небольшой осадок. Плотность при 20^oС 0,86-0,96 г/см³; температура застывания минус 30^oС (ТУ 0258-002-12683932-98). Также можно использовать аналогичные деэмульгаторы: "Прогалит-20/40", "Реапон-4в", "СНПХ-4460", "СНПХ-4410", "СНПХ-4705", "Союз-2-5" и т.п.

В качестве углеводородного растворителя используют: - жидкие отработанные углеводороды (ЖОУ) по ТУ 38.303-05-27-92; - абсорбент по ТУ 38.103349-85; - кубовый остаток производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85; - жидкие продукты пиролиза по ТУ 10285-83; - нефрас Нр 120/200 по ТУ 38.101809-80; - фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ 38.103579-85; - топливо дизельное по ГОСТ 305-82; - отработанное дизельное топливо по ТУ 6-00-0203335-41-89; - шугуровский дистиллат по ТУ 30-0147525-018-93; - фракция гексановая по ТУ 38.10381-83; - широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83.

Состав готовят смешением компонентов до получения однородного раствора в заводских условиях или непосредственно на промысле. Состав стабилен при температуре 0^oС - +30^oС в течение длительного времени.

После закачки в призабойную зону пласта при взаимодействии с пластовой или закачиваемой водой в промытых зонах образуется гидрофобная эмульсия, которая при дальнейшем продвижении будет загущаться и структурироваться предпочтительно в водонасыщенных каналах пласта с постепенным затуханием процесса фильтрации. Последующая фильтрация через эти каналы воды приведет к возрастанию вязкости гидрофобной эмульсии, а нефти, наоборот, - к их разжижению и более легкому вытеснению из пласта. Таким образом, гидрофобная эмульсия выполняет роль селективного водоизолирующего материала.

Эффективность заявляемого состава оценивалась по следующим реологическим свойствам, образовывающихся гидрофобных эмульсий в результате смешения состава с пластовой водой: эффективная (_э) и пластичная (_пл) вязкость, предельное динамическое напряжение сдвига (₀) и предельное статическое напряжение сдвига за 1 мин (₁) и 10 мин (₁₀) покоя системы.

Эффективную и пластическую вязкость и предельное динамическое напряжение сдвига измеряется прибором Rheotest-2, предельное статическое напряжение сдвига - прибором СНС-2.

Составы готовились простым смешением компонентов, после чего добавлялась пластовая вода = 1,17, минерализация 700 мг-экв/100 г (Арланское месторождение), до объемного водосодержания = 75%, в качестве углеводородного растворителя использовалось дизельное топливо, после чего проводились исследования реологических свойств образовавшихся гидрофобных эмульсий.

В табл. 1 и 2 приведены результаты исследования.

Результаты исследований, приведенные в табл. 1 и 2, показали, что при содержании биореагента КШАС-М от 40 до 50% значения реологических показателей образовывающихся гидрофобных эмульсий заявляемого состава выше, чем у образовывающихся гидрофобных эмульсий прототипа. Механизм этого процесса заключается в частичном замещении молекул маслорастворимых НПАВ, стабилизирующих глобулы водной фазы, на молекулы более поверхностно-активных водорастворимых биоПАВ биореагента КШАС-М, с созданием на глобулах гидрофильных участков и ростом коагуляционной структуры в гидрофобной эмульсии.

Данные, приведенные в табл. 1 и 2, показали, что при вводе деэмульгаторов в состав, концентрация свыше 1%, происходит дополнительная стабилизация образовывающейся гидрофобной эмульсии, а при постепенном повышении концентрации деэмульгатора до 3% происходит рост значений реологических показателей. При концентрации выше 3% происходит разрушение эмульсии. Это связано на первом этапе с более полным заполнением адсорбционных слоев молекулами деэмульгатора.

Как следует из данных табл. 1 и 2, при концентрации маслорастворимого НПАВ нижепредложенного предела (9%) не достигается положительный эффект по реологическим свойствам гидрофобной эмульсии. Использование маслорастворимого НПАВ при концентрации выше данных значений, нецелесообразно, в связи с тем, что при увеличении концентрации маслорастворимого НПАВ в заявляемом составе имеет место незначительное улучшение реологических свойств.

Высокая стабильность образовывающейся гидрофобной эмульсии обеспечивается содержанием в заявляемом составе набором компонентов, обладающих способностью образовывать на поверхности глобул дисперсной фазы объемные гелеобразные защитные слои.

Также необходимо отметить более высокую эффективность эмульгирования у заявляемого состава по сравнению с прототипом, выражающуюся в оптимальном времени приготовления. Так если у прототипа оптимальное время приготовления составляет 15-20 мин, то у заявляемого состава - 7-10 мин, что объясняется более высокой межфазной активностью предлагаемого состава и, как следствие, более быстрым формированием межфазного адсорбционного слоя, с максимально прочной для данной границы раздела структурой.

Состав прост и технологичен, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся в поздней стадии разработки.

Формула изобретения

Состав для обработки нефтяных пластов, содержащий водорастворимое поверхностно-активное вещество, маслорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества содержит биореагент КШАС-М - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas aeruginosa S-7 и дополнительно деэмульгатор при следующем соотношении компонентов, мас. %: Биореагент КШАС-М - 40 - 50 Маслорастворимый НПАВ - 9 - 12 Деэмульгатор - 1 - 3 Углеводородный растворитель - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2