Состав для повышения нефтеотдачи пластов биореагент биопав кшас-м(л)

Состав для повышения нефтеотдачи пластов биореагент биопав кшас-м(л)

Реферат

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

Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий закачку водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (пат. США №4811791, 165-246, 1989 г.).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность используемого биоПАВ по отношению к углеводородам.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для повышения нефтеотдачи пластов - водная дисперсия биоПАВ, содержащая культуральную жидкость штамма Pseudomonas aeruginosa S-7 (пат. РФ №2125152, Е21В 43/22, 1997 г.).

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности состава за счет улучшения поверхностно-активных свойств, уменьшения адсорбции на породе нефтяного пласта и повышения отмывающей способности, а также упрощение производства и снижение энергозатрат.

Технический результат достигается биореагентом биоПАВ КШАС-М(Л).

Биореагент биоПАВ КШАС-М(Л) - состав для повышения нефтеотдачи пластов - водная дисперсия культуральной жидкости штамма Pseudomonas aeruginosa S-7, в котором указанная культуральная жидкость обработана ферментным препаратом литического действия без постферментационного дозревания при его концентрации 0,5-1%.

Эффективность состава достигается за счет повышенного содержания биоПАВов (гликолипидной, так и фосфолипидной природы) в результате обработки культуральной жидкости штамма Pseudomonas aeruginosa S-7 ферментным препаратом литического действия. В результате синергетического эффекта биоПАВов различной природы состав обладает меньшей адсорбцией и лучшими поверхностно-активными свойствами.

В качестве ферментного препарата литического действия может быть использован комплексный ферментный препарат «Лизомикс», по ТУ-9291-001-17210747-00, представляющий собой композицию бактериального и животного лизоцимов и обладает широким спектром литического действия на клеточные стенки бактерий (на грамположительные и грамотрицательные бактерии, грибы и простейших). Также могут быть использованы другие ферментные препараты литического действия, например «Лизоамидаза» ВФС 42-1918-89, «Лизостафин».

Достоинство ферментной обработки ферментным препаратом литического действия культуральной жидкости штамма Pseudomonas aeruginosa S-7 обусловлены избирательностью действия ферментов и их высокой активностью, позволяющей проводить процесс в мягких условиях, без дополнительных стадий дозревания с высокими энергозатратами.

В результате воздействия ферментного препарата литического действия на клетки Pseudomonas aeruginosa S-7 происходит разрушение стенки бактериальной клетки с высвобождением биоПАВов гликолипидной и фосфолипидной природы, содержащихся в составе клеточных мембран.

Пример конкретного получения биореагента биоПАВ КШАС-М(Л)

По окончании ферментации в культуральную жидкость штамма Pseudomonas aeruginosa S-7 добавляется ферментный препарат «Лизомикс» (ТУ-9291-001-17210747-00) 100 кг в ферментер объемом 15 м. После чего производится перемешивание в течение 15 минут. Концентрация ферментного препарата в целевом продукте - 1%.

Эффективность заявляемого состава оценивалась по основным технологическим параметрам: поверхностное натяжение, критическая концентрация мицеллообразования, межфазное натяжение на границе с керосином, адсорбция, отмывающая способность.

Критическая концентрация мицеллообразования и поверхностное натяжение определялись методом Вильгельми по ГОСТ 29232-91 «Анионные и неионогенные поверхностно-активные вещества. Определение критической концентрации мицеллообразования. Метод определения поверхностного натяжения с помощью пластины, скобы или кольца».

Межфазное натяжение предлагаемого состава на границе с керосином определялось методом объема капли по ГОСТ Р 500097-92 «Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли».

Адсорбция определяется по измерению поверхностного натяжения исследуемого раствора до и после выдержки его с адсорбентом. Определение проводили на дезинтегрированном кварцевом песке фракции 0,2-0,3 мм при соотношении адсорбент: раствор 1:3, т.е. на 15 г адсорбента приходится 45 мл исследуемого раствора. Испытуемая проба выдерживалась в термостате при температуре 70°С в течение 1 суток. За это время достигается равновесие адсорбции и десорбции.

Отмывающую способность определяли стандартным методом центрифугирования, 5 г насыщенной нефтью кварцевого песка помещают в центрифужную градуированную пробирку и наполняют до определенной отметки составом. Замеряют количество отмытой нефти по градуировочной шкале.

Результаты исследований, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый состав имеет межфазное натяжение и адсорбцию в 2 раза ниже, чем у прототипа, обладает лучшей отмывающей способностью и критической концентрацией мицеллообразования. Результаты исследований, приведенные в таблице, показывают, что предлагаемый состав соответствует прототипу по поверхностному натяжению (35 и 36 мН/м соответственно), имеет низкое межфазное натяжение - 0,5 мН/м (при 1 мН/м у прототипа) и адсорбцию - 0,15 г/л, а также лучшую критическую концентрацию мицеллообразования - 300 раз (200 раз - у прототипа). Отмывающая способность предлагаемого состава составила 75%, что на 15% выше отмывающей способности прототипа.

Таким образом, предлагаемый состав имеет улучшенные технологические параметры: межфазное натяжение, адсорбция, повышенная нефтеотмывающая способность, что объясняется синергетическим эффектом (взаимное усиление свойств каждого из компонентов в присутствии другого) дополнительно высвободившихся гликолипидов с фосфолипидами.

Применение состава в промысловых условиях.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательных скважин (более 100 м³/сут).

Обводненность добываемой продукции - 90%. Средняя проницаемость -0,13 мкм². Пористость 0,2-0,22. Пластовая нефть имеет вязкость - 1,5 мПа·с. Пластовая вода хлоридно-кальциевого типа с небольшой минерализацией (16,4 кг/м³). Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Плотность сетки скважины - 25 га/скв.

Прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину. Закачивают оторочку пресной воды в количестве 8 м³. Затем закачивают 8 м³ водный раствор биоПАВ КШАС-М(Л). Реагент проталкивают 15 м³ пресной воды. Скважину останавливают на 1 сутки "на реакцию". После проведения обработки проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.

Рабочие объемы закачиваемых реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта.

Обработка нагнетательной скважины проводится установкой ЦА-320М.

Через три месяца после обработки скважины наблюдалось снижение обводненности продукции скважины от 92 до 85%, а удельный технологический эффект составил 80-90 т на 1 т реагентов.

Состав экологически безопасен, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.

Таблица
№ п/п	Состав	Поверхностное натяжение, мН/м	Межфазное натяжение, мН/м	Критическая концентрация мицеллообразования	Адсорбция, мг/г	Отмывающая способность, %
1	КШАС-М(Л) (предлагаемый)	35	0,5	300 раз	0,15	75
2	КШАС-М (прототип)	36	1	250 раз	0,3	60

Состав для повышения нефтеотдачи пластов - водная дисперсия культуральной жидкости штамма Pseudomonas aeruginosa S-7, отличающийся тем, что указанная культуральная жидкость обработана ферментным препаратом литического действия без постферментационного дозревания при его концентрации 0,5-1%.