RU2134774C1

RU2134774C1 - Method of displacing oil

Info

Publication number: RU2134774C1
Application number: RU97110885A
Authority: RU
Inventors: Ф.Я. Исламов; Р.Х. Алмаев; И.Г. Плотников; Л.В. Базекина; А.В. Шувалов; С.В. Парамонов
Original assignee: Акционерная нефтяная компания Башнефть
Priority date: 1997-06-26
Filing date: 1997-06-26
Publication date: 1999-08-20

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: oil displacement efficiency is achieved by improving rheological properties of displacement composition in mineralized water and formation of microemulsion in oil-solution interface. Utilized solution contains a biological surfactant and rubber-like polymer-latex at weight ratio from 1:1 to 1:5. EFFECT: increased oil recovery from permeability nonuniform strata of watered deposits. 1 tbl, 2 ex

Description

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к способам вытеснения нефти за счет снижения проницаемости породы и увеличения охвата пласта заводнением. The invention relates to the field of oil production, in particular to methods of oil displacement by reducing the permeability of the rock and increasing the coverage of the formation by water flooding.

В настоящее время известны и широко используются для увеличения нефтеотдачи различные ПАВ биологического происхождения (а. с. 1619779, E 21 B 43/22). В данном изобретении используется биологически активный субстрат в композиции с полимером-акриламидом. Состав неэффективен по охвату пласта заводнением. Известен пат. РФ 2041345, E 21 B 43/22, в котором используются биореагент КШАС и растворитель. Недостатком его является ограниченность применения из-за расслоения эмульсии на отдельные фазы при малых концентрациях солей, содержащихся в минерализованных водах. Наиболее близким аналогом к заявленному является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку смеси биоПАВ КШАС и полиакриламида (пат. РФ 2060373 E 21 B 43/22). Этот способ недостаточно эффективен из-за незначительного повышения реологических свойств. At present, various surfactants of biological origin are known and widely used to increase oil recovery (a.s. 1619779, E 21 B 43/22). The present invention uses a biologically active substrate in a composition with an acrylamide polymer. The composition is ineffective in terms of waterflood coverage. Pat. RF 2041345, E 21 B 43/22, in which the bioreagent KShAS and a solvent are used. Its disadvantage is the limited use due to the separation of the emulsion into separate phases at low concentrations of salts contained in mineralized waters. The closest analogue to the claimed is a method of developing an oil field, including the injection of a mixture of bio-surfactant KSHAS and polyacrylamide (US Pat. RF 2060373 E 21 B 43/22). This method is not effective enough due to a slight increase in rheological properties.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет улучшения реологических свойств композиций биоПАВ и полимера в минерализованной воде и образования микроэмульсии на границе нефть-раствор. The purpose of the invention is to increase the efficiency of the method by improving the rheological properties of the bio-surfactant and polymer compositions in mineralized water and the formation of a microemulsion at the oil-solution interface.

Положительный эффект достигается тем, что в способе вытеснения нефти заводнением, включающем закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ с добавкой полимера в качестве полимера используют каучукоподобный полимер - латекс при соотношении биоПАВ:латекс от 1:1 до 1:5. A positive effect is achieved by the fact that in the method of oil displacement by water flooding, including the injection of an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant with the addition of a polymer, a rubber-like polymer - latex is used as a polymer with a bio-surfactant: latex ratio from 1: 1 to 1: 5.

Биологический поверхностно-активный реагент - биоПАВ КШАС-М по ТУ 9291-015-00479770-96 представляет собой продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas axruginosa S-7. Обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью E₂₄ до 80% со степенью мицеллярного разведения (СМД) более 200 раз. Применим в качестве заменителя химических ПАВ для повышения нефтеотдачи. Возможно также применение биологического ПАВ КШАС.The biological surface-active reagent KSHAS-M bio-surfactant according to TU 9291-015-00479770-96 is a waste product of bacteria of the genus Pseudomonas axruginosa S-7. It has the ability to reduce the surface tension of water to 30 mN / m, as well as high emulsifying activity E ₂₄ to 80% with a degree of micellar dilution (SMD) of more than 200 times. Suitable as a substitute for chemical surfactants to enhance oil recovery. It is also possible to use the biological surfactant KSHAS.

Латекс по ТУ 38.303-05-45-94 марки СКС-65ГПБС водная дисперсия каучукоподобных полимеров (pH=10-11), молочного цвета, выпускается АО "Каучук" в г. Стерлитамаке. Применяется в производстве водно-дисперсионных лакокрасочных материалов, бумажной промышленности и промышленности строительных материалов. Latex according to TU 38.303-05-45-94, SKS-65GPBS brand, a water dispersion of rubber-like polymers (pH = 10-11), milky, manufactured by Kauchuk JSC in Sterlitamak. It is used in the production of water-dispersion paints and varnishes, the paper industry and the building materials industry.

Эффективность способа вытеснения нефти из обводненного пласта достигается за счет того, что образующиеся при взаимодействии биоПАВ, латекса и минерализованной воды в результате межмолекулярных связей пространственные агрегативно устойчивые структуры проявляют реологические свойства при течении в пористой среде. Кроме того, на границе с нефтью композиция способна образовывать микроэмульсии высокой вязкости и стабильные во времени, способные снижать межфазное натяжение и увеличивать смачивающую способность. Агрегативная устойчивость системы обеспечивает присутствие биоПАВа, которое дает основание считать, что молекулы биоПАВа образуют сольватные оболочки вокруг частиц осадка. Сольватные слои обладают упругостью, повышенной вязкостью и создают механическое препятствие слипанию частиц. The effectiveness of the method of displacing oil from a waterlogged formation is achieved due to the fact that spatial aggregatively stable structures formed during the interaction of bio-surfactants, latex, and mineralized water as a result of intermolecular bonds exhibit rheological properties when flowing in a porous medium. In addition, at the border with oil, the composition is capable of forming high viscosity microemulsions and stable over time, capable of reducing interfacial tension and increasing wetting ability. Aggregate stability of the system ensures the presence of bio-surfactant, which suggests that bio-surfactant molecules form solvate shells around sediment particles. Solvate layers have elasticity, increased viscosity and create a mechanical obstacle to the adhesion of particles.

Способ вытеснения нефти более эффективен при высокой обводненности нефти (80% и более), послойной неоднородности пластов, содержащих минерализованную воду (140-250 г/л). The method of oil displacement is more effective with high water cut of oil (80% or more), layer-by-layer heterogeneity of formations containing saline water (140-250 g / l).

Эффективность предлагаемого способа определялась экспериментально по изменению текущего и остаточного фактора сопротивления в процессе вытеснения остаточной нефти по известной методике. Результаты исследований приводятся в таблице. The effectiveness of the proposed method was determined experimentally by changing the current and residual resistance factor in the process of displacing residual oil by a known method. The research results are given in the table.

Пример 1. Example 1

Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта, длиной 50 см, диаметром 2,8 см, представленных дезинтегрированным песчаником со средней проницаемостью 0,7-0,9 мкм². В образцах пористых сред создавалась связанная вода, модели насыщались подготовленной нефтью с вязкостью 18,7 мПа•с. При горизонтальном положении из моделей пласта вытесняли нефть минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) при ее объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих из моделей пласта проб жидкости. Затем в модель пласта подавали оторочку пресной воды (0,05 V пор) и композицию, состоящую из смеси биоПАВ и латекса при соотношении 1:2 в количестве 0,3 поровых объема. Композицию проталкивали пресной водой (0,05 п.о.) и пускали фильтрацию минерализованной воды до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости. Определяют текущий и остаточный фактор сопротивления, который равен 15,9 и 15,7 соответственно. По вытесненной нефти определяют прирост коэффициента вытеснения и рассчитывают прирост нефтеотдачи - 16,4 (опыт 3).Comparative experiments were performed when displacing residual oil from reservoir models, 50 cm long, 2.8 cm in diameter, represented by disintegrated sandstone with an average permeability of 0.7-0.9 μm ² . Bound water was created in the samples of porous media, the models were saturated with prepared oil with a viscosity of 18.7 MPa • s. At a horizontal position, oil was displaced from the reservoir models by mineralized water (salt content of 140 g / l) at a volumetric flow rate of 6 cm ³ / h until the pressure drop stabilized and the water samples leaving the reservoir models completely watered. Then, a rim of fresh water (0.05 V pores) and a composition consisting of a mixture of bio-surfactants and latex at a ratio of 1: 2 in an amount of 0.3 pore volumes were fed into the reservoir model. The composition was pushed with fresh water (0.05 bp) and started filtering mineralized water to stabilize the pressure drop and complete watering of the outgoing liquid samples. Determine the current and residual resistance factor, which is equal to 15.9 and 15.7, respectively. According to the displaced oil, the growth of the displacement coefficient is determined and the increase in oil recovery is calculated - 16.4 (experiment 3).

Пример 2. Example 2

Параллельно в таких же условиях определяют текущий фактор сопротивления, остаточный фактор сопротивления и прирост нефтеотдачи по прототипу (опыт 6). Текущий фактор сопротивления равен 9,1, остаточный фактор сопротивления 8,3. Прирост коэффициента нефтеотдачи составляет 12,5%. At the same time, under the same conditions, the current resistance factor, residual resistance factor and oil recovery growth according to the prototype are determined (experiment 6). The current resistance factor is 9.1, the residual resistance factor is 8.3. The increase in oil recovery ratio is 12.5%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях. An example of a specific implementation of the method in the field.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательных скважин и обводненностью добываемой жидкости. Проницаемость колеблется от 0,6-0,7 до 5-6 мкм². Пористость - 0,20. Пластовая нефть вязкая, малоподвижная. Вода минерализованная 140-160 г/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта 1500 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной эксплуатационной (добывающей) скважинами. Плотность сетки скважин: 12 га/скв. Обводненность нефти 85-87%.The field is characterized by layer-by-layer heterogeneity, high injectivity of injection wells and water cut of produced fluid. Permeability ranges from 0.6-0.7 to 5-6 microns ² . Porosity - 0.20. Reservoir oil is viscous, inactive. Mineralized water 140-160 g / dm ³ . The depth of the oil reservoir is 1,500 m. The reservoir is opened by one injection and one production (production) well. Well grid density: 12 ha / well. Water cut of oil is 85-87%.

Для осуществления способа через нагнетательную скважину закачивают оторочку раствора композиции биоПАВ и латекса в объеме 6 м³ с концентрацией 10% биоПАВ и 10% латекса. Суммарный расход биоПАВ и латекса при соотношении 1:1 составляет 1,2 т. Перед закачкой и после закачки композиции в пласт закачивают оторочку пресной воды. Отбор нефти производят через добывающую скважину. В результате применения способа предполагается дополнительно получить 120-150 т нефти на 1 т израсходованных химреагентов.To implement the method, a rim of a solution of bio-surfactant and latex composition is pumped through an injection well in a volume of 6 m ³ with a concentration of 10% bio-surfactant and 10% latex. The total consumption of bio-surfactant and latex at a ratio of 1: 1 is 1.2 tons. Before injection and after injection of the composition, a rim of fresh water is pumped into the formation. The selection of oil is carried out through a production well. As a result of applying the method, it is supposed to additionally produce 120-150 tons of oil per 1 ton of consumed chemicals.

Данный способ вытеснения нефти с применением биоПАВ и латекса предназначен для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов обводненных месторождений, имеющих высокопроницаемые промытые зоны; при низком нефтевытеснении охватываемых заводнением пластов; может быть осуществлен на месторождениях разрабатываемых методом заводнения. Способ прост и технологичен, реагенты нетоксичны. Не требуется дополнительных затрат по обустройству промыслов. Водный раствор биоПАВ и латекса можно закачивать в смеси или последовательно. This method of oil displacement using bio-surfactants and latex is designed to increase oil recovery of heterogeneous permeability formations of flooded deposits having highly permeable washed zones; with low oil displacement covered by flooding; can be carried out at fields developed by water flooding. The method is simple and technological, the reagents are non-toxic. No additional costs for the arrangement of fisheries are required. An aqueous solution of bio-surfactant and latex can be pumped in a mixture or sequentially.

Claims

A method of oil displacement by water flooding, including the injection of an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant with the addition of a polymer, characterized in that a rubber-like polymer is used as a polymer - latex with a bio-surfactant: latex ratio of from 1: 1 to 1: 5.