RU2041345C1

RU2041345C1 - Compound for oil recovery

Info

Publication number: RU2041345C1
Authority: RU
Inventors: Ю.М. Симаев; А.Н. Аскаров; Р.Н. Фахретдинов; Л.З. Юлмухаметова; Н.Т. Савельев; Л.Ф. Афанасьева; В.Р. Халабуда; М.М. Камалов; Ю.В. Жадаев; И.В. Генералов; С.П. Давыдов
Original assignee: Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача"
Priority date: 1992-09-14
Filing date: 1992-09-14
Publication date: 1995-08-09

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: compound for oil recivery contains, mas. surfactant - KShAS bioreagent product of vital activity of bacteria PSEUDOMONAS AEROGINOSA S-7 5-7 0.005-1.0; solvent NEFRAS, grade 150/330 0.05-1.0; the balance, water. EFFECT: high oil emulgating and oil washing properties and viscosity that increases sweep of flooding.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эмульсиям для вытеснения нефти. The invention relates to the oil industry, in particular to emulsions for oil displacement.

Известны составы для вытеснения с применением эмульсии на основе композиций химических поверхностно-активных веществ (ПАВ), воды и углеводородных растворителей. Недостатком их является то, что один из них (авт.св. N 1473721) эффективен только при очень высоких значениях обводненности, другой (авт. св. N 1650016) содержит большие концентрации (до 15%) дорогостоящих ПАВ, а третий (авт. св. N 1668642) имеет низкую эффективность вытеснения из-за того, что межфазное натяжение на границе с нефтью и вязкость эмульсии на 1-2 порядка хуже, чем в предлагаемом составе. Known compositions for displacement using emulsions based on compositions of chemical surface-active substances (surfactants), water and hydrocarbon solvents. Their disadvantage is that one of them (ed. St. N 1473721) is effective only at very high water cuts, the other (ed. St. N 1650016) contains large concentrations (up to 15%) of expensive surfactants, and the third (ed. St. N 1668642) has a low displacement efficiency due to the fact that the interfacial tension at the border with oil and the viscosity of the emulsion is 1-2 orders of magnitude worse than in the proposed composition.

Известен состав для вытеснения нефти, включающий воду, углеводород, водо- и маслорастворимое ПАВ. Недостатком его является ограниченность применения из-за расслоения эмульсии на отдельные фазы при малых значениях минерализации воды [1]
Целью изобретения является повышение эффективности состава за счет усиления его нефтеэмульгирующей и нефтеотмывающей способности, повышения вязкости эмульсии, и, как следствие, увеличения охвата пласта заводнением и улучшения характеристик вытеснения.A known composition for displacing oil, including water, hydrocarbon, water and oil soluble surfactants. Its disadvantage is the limited use due to the separation of the emulsion into separate phases at low values of water salinity [1]
The aim of the invention is to increase the efficiency of the composition by enhancing its oil emulsifying and oil washing ability, increasing the viscosity of the emulsion, and, as a result, increasing the coverage of the formation by water flooding and improving the displacement characteristics.

Достигается это тем, что водоуглеродная эмульсия для извлечения нефти, включающая воду, ПАВ и растворитель, в качестве ПАВ содержит продукт жизнедеятельности бактерий рода Psеudomonas aeruginosa S 7 биореагента КШАС при содержании его в воде, мас. 0,005 1,0, в качестве растворителя нефрас марки 150/330 при соотношении соответственно 1:1. This is achieved by the fact that a water-carbon emulsion for oil recovery, including water, a surfactant and a solvent, as a surfactant contains the vital product of bacteria of the genus Pseudomonas aeruginosa S 7 of the BSA bioreagent when it is contained in water, wt. 0.005 1.0, as a solvent nefras brand 150/330 with a ratio of 1: 1, respectively.

Биореагент КШАС по ТУ 39-5794688-008-92 представляет собой природную композицию биологических ПАВ (биоПАВ) гликолипидной природы и биополимера эмульгатора в послеферментационной культуральной жидкости. Он обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) Е₂₄ до 60-80% Применим в качестве заменителя химических ПАВ и импортных добавок, используется в технологиях повышения нефтеотдачи. Цена 1 т товарной продукции до 5 тыс. руб.The KShAS bioreagent according to TU 39-5794688-008-92 is a natural composition of biological surfactants (bio-surfactants) of a glycolipid nature and an emulsifier biopolymer in a post-fermentation culture fluid. It has the ability to reduce the surface tension of water to 30 mN / m, as well as high emulsifying activity (liquid paraffins, oil, oils) E ₂₄ up to 60-80%. It is applicable as a substitute for chemical surfactants and imported additives, it is used in oil recovery technologies. The price of 1 ton of marketable products is up to 5 thousand rubles.

Нефрас А-150/330 известен в качестве растворителя. Это прозрачная жидкость желтоватого цвета, плотность при 20^оС, не более 0,95 г/см³, представляет собой смесь высококипящих ароматических углеводородов. Стоимость 1 т продукта 8 тыс.руб.Nefras A-150/330 is known as a solvent. It is a clear yellowish liquid density at 20 C ^of not more than 0.95 g / cm ^3, a mixture of high boiling aromatic hydrocarbons. The cost of 1 ton of product is 8 thousand rubles.

Основным преимуществом биоПАВ является их биодеградабельность или способность к полному разложению в естественных пластовых условиях, т.е. технология с применением биоПАВ экологически безопасна. Кроме того, некоторые из известных образцов биоПАВ обладают поверхностной и межфазной активностью, не уступающей лучшим образцам синтетических ПАВ. Во многих случаях эмульгирующая активность растворов биоПАВ по отношению к углеводородам и нефти оказывается выше, чем у растворов синтетических ПАВ. The main advantage of bio-surfactants is their biodegradability or the ability to completely decompose in natural reservoir conditions, i.e. bio-surfactant technology is environmentally friendly. In addition, some of the known bio-surfactant samples have surface and interphase activity not inferior to the best synthetic surfactant samples. In many cases, the emulsifying activity of bio-surfactant solutions with respect to hydrocarbons and oil is higher than that of synthetic surfactant solutions.

Состав готовят простым смешением и встряхиванием компонентов. Вязкость эмульсий определялась стандартным вискозиметром Оствальда после отделения эмульсии от остального объема пробы с помощью делительной воронки. Эмульгирующая активность биоПАВ определялась известным методом ТУ 39-5794688-008-92 по величине индекса Е₂₄.The composition is prepared by simple mixing and shaking the components. The viscosity of the emulsions was determined with a standard Ostwald viscometer after separating the emulsion from the rest of the sample volume using a separatory funnel. The emulsifying activity of bio-surfactants was determined by the known method TU 39-5794688-008-92 by the value of the index E ₂₄ .

Биореагент и жидкие парафины в соотношении 6:4 помещают в химический стаканчик объемом 50 см³. Смесь тщательно перемешивают в течение 5 мин с помощью электрической мешалки. Осторожно переливают все содержимое стаканчика в градуированную пробирку и оставляют на штативе на 24 ч.The bioreagent and liquid paraffins in a ratio of 6: 4 are placed in a 50 cm ³ chemical beaker. The mixture is thoroughly mixed for 5 minutes using an electric stirrer. Carefully pour the entire contents of the cup into a graduated tube and leave on a rack for 24 hours.

Через 24 ч определяю значение эмульгирующей активности биореагента, представляющие собой процент объема эмульсии от всего объема смеси. Опыты проводились при одинаковой температуре 20^оС. В опытах в качестве растворителя биоПАВ использовалась минерализованная вода Арланского месторождения Башкортостана с содержанием солей 140 г/л и плотностью γ 1,1 г/м³.After 24 hours, I determine the value of the emulsifying activity of the bioreagent, which is a percentage of the volume of the emulsion of the total volume of the mixture. The experiments were conducted at the same temperature ^of 20 ° C. In the experiments the solvent used bioPAV mineralized water Arlanskoye deposit RB with a salt content of 140 g / l and the density of γ 1,1 g / m ^3.

Пробы различались содержанием биоПАВ в водной фазе, причем объемное соотношение раствора биоПАВ и нефраса в пробах было постоянным и равным соответственно 1: 1. В соответствии с методикой (Е₂₄) смеси выдерживались после предварительного интенсивного перемешивания 24 ч.The samples differed in the bio-surfactant content in the aqueous phase, and the volume ratio of the bio-surfactant and nephras solution in the samples was constant and equal to 1: 1, respectively. In accordance with procedure (E ₂₄ ), the mixtures were kept after preliminary intensive mixing for 24 hours.

В таблице представлены исследуемые составы и результаты измерения их эмульгирующейся активности и вязкости в сравнении с известным составом. The table shows the studied compositions and the results of measuring their emulsifiable activity and viscosity in comparison with the known composition.

Из данных таблицы видно, что применение биоПАВ в смеси с нефрасом позволяет значительно увеличить вязкость эмульсии и повысить ее эмульгирующую активность по отношению к углеводородной фазе. Эксперименты показали также, что эмульсии стабильны, т. е. в течение длительного времени (1 мес.) не происходит полного разделения фаз. Более того, при легком встряхивании смеси по истечении указанного срока (1 мес) эмульсии образуется в соответствии с исходной величиной параметра Е₂₄. Очевидно, что в пластовых условиях это позволяет достичь сравнительно большей глубины обработки, а также повысить эффективность.The data in the table show that the use of bio-surfactants in a mixture with nefras can significantly increase the viscosity of the emulsion and increase its emulsifying activity with respect to the hydrocarbon phase. The experiments also showed that emulsions are stable, that is, for a long time (1 month), complete phase separation does not occur. Moreover, with gentle shaking of the mixture after a specified period (1 month), the emulsion is formed in accordance with the initial value of the parameter E ₂₄ . Obviously, in reservoir conditions this allows you to achieve a relatively greater depth of processing, as well as increase efficiency.

Из данных таблицы видно также, что эффективный прирост вязкости и эмульгирующей активности начинается с величины концентрации биоПАВ в водной части смеси примерно 0,005% Это значение можно взять в качестве нижнего предела. Что же касается верхнего предельного значения, то начиная с концентрации биоПАВ 1,0% увеличивать концентрацию не имеет смысла. Последнее обстоятельство и широкий диапазон "рабочих" концентраций объясняется тем, что по ТУ на производство биоПАВ его товарная форма может быть разбавлена до 100 раз без заметной потери поверхностной межфазной активности (так называемая критическая концентрация мицеллярного разведения СМД (ТУ 39-5794688). Ясно, что это свойство биоПАВ обладает большой привлекательностью с экономической точки зрения. The table also shows that the effective increase in viscosity and emulsifying activity begins with a concentration of bio-surfactants in the aqueous part of the mixture of approximately 0.005%. This value can be taken as the lower limit. As for the upper limit value, starting with a bio-surfactant concentration of 1.0%, increasing the concentration does not make sense. The latter circumstance and a wide range of "working" concentrations are explained by the fact that according to the technical specifications for bio-surfactant production, its marketable form can be diluted up to 100 times without a noticeable loss of surface interfacial activity (the so-called critical concentration of micellar dilution of SMD (TU 39-5794688). that this property of bio-surfactant is very attractive from an economic point of view.

При сравнении нефтевытесняющих свойств предлагаемого состава и прототипа использовались образцы породы и изовискозная модель нефти Арланского месторождения вязкостью 20,7 мПа ˙ с и удельным весом 0,877 г/см³. Результаты опыта показывают, что прирост коэффициента вытеснения с заявляемым составом составляет 18-20.When comparing the oil-displacing properties of the proposed composition and prototype, rock samples and an isoviscous oil model of the Arlan field with a viscosity of 20.7 mPa · s and specific gravity of 0.877 g / cm ^{3 were used} . The results of the experiment show that the increase in the displacement coefficient with the claimed composition is 18-20.

Кроме того, в экспериментах по вытеснению нефти с заявленным составом отмечается возрастание перепада давления на концах фильтра, подтверждающее наше заключение о том, что образование высоковязких эмульсий из-за cелективной закупорки высокопроницаемых зон приводит к водоограничению и выравниванию фронта дренирования и вовлечению в разработку низкопроницаемых частей породы. In addition, in experiments on oil displacement with the claimed composition, an increase in the pressure drop at the ends of the filter is noted, confirming our conclusion that the formation of highly viscous emulsions due to selective clogging of highly permeable zones leads to water limitation and alignment of the drainage front and involvement of low permeable rock parts in the development .

Присутствие нефтяного растворителя усиливает отмывающие свойства композиции за счет растворения адсорбированных на породе высокосмолистых соединений. The presence of an oil solvent enhances the laundering properties of the composition by dissolving highly resinous compounds adsorbed on the rock.

Таким образом, в данном техническом решении обеспечивается регулированием механизма вытеснения предварительным смешиванием раствора биоПАВ с нефрасом в оптимальных концентрациях, что приводит к образованию эмульсии уже в скважине (а не в пласте, как в известном составе). Thus, in this technical solution, it is provided by regulating the displacement mechanism by pre-mixing the bio-surfactant solution with nephras in optimal concentrations, which leads to the formation of an emulsion already in the well (and not in the reservoir, as in the known composition).

Применение предлагаемого состава на основе товарного продукта КШАС, воды и нефраса позволит существенно повысить эффективность обработки нагнетательных и добывающих скважин с целью одновременного увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока. Состав эффективен на месторождениях с любой степенью минерализации пластовых вод и на всех стадиях разработки месторождения. Более того, с ростом степени минерализации эффективность обработки заявляемым составом увеличивается. The use of the proposed composition based on the commercial product KSHAS, water and nefras will significantly increase the efficiency of treatment of injection and production wells with the aim of simultaneously increasing oil recovery and limiting water inflow. The composition is effective in fields with any degree of mineralization of formation water and at all stages of field development. Moreover, with increasing degree of mineralization, the processing efficiency of the claimed composition increases.

Кроме того, стоимость предлагаемой эмульсии ниже, чем стоимость эмульсий на основе синтетических ПАВ, которые практически не разложимы во времени ни в пласте, ни в пресноводных резервуарах, ни в почве. Применение малотоксичного и биодеградабельного реагента КШАС делает технологию экологически чистой и безопасной для окружающей среды, недр и обслуживающего персонала. In addition, the cost of the proposed emulsion is lower than the cost of emulsions based on synthetic surfactants, which are practically not decomposable in time neither in the reservoir, nor in freshwater reservoirs, nor in the soil. The use of low-toxic and biodegradable reagent KSHAS makes the technology environmentally friendly and safe for the environment, bowels and staff.

Для приготовления состава в промышленных условиях не требуется специального оборудования и агрегатов. To prepare the composition in an industrial environment does not require special equipment and assemblies.

Claims

COMPOSITION FOR REMOVING OIL, including water, a surfactant and a solvent, characterized in that the composition contains a bioreagent KSHAS as a surfactant, a bacterial product of the genus Pseudomonas aeruginosa S 7, and as a solvent nephras grade 150/330 with the following content of components wt.

Kshas bioreagent is a waste product of bacteria of the genus Pseudomonas aeruginosa S 7 0.005 1.0
Nefras grade 150/330 0.005 1.0
Water Else