Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

СОСТАВ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при заводнении нефтяных пластов для увеличения нефтеотдачи. Предлагаемый состав содержит биополимер Acinetobacter Sp. - "Симусан", воду и дополнительно - неорганическую кислоту. Состав способствует улучшению технологических свойств товарной формы отечественного биополимера "Симусан". Технический результат - повышение эффективности состава для нефтевытеснения за счет улучшения вязкостных его свойств. 1 табл., 2 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2140530
Класс(ы) патента: E21B43/22, C12P19/04
Номер заявки: 98108662/13
Дата подачи заявки: 05.05.1998
Дата публикации: 27.10.1999
Заявитель(и): Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Автор(ы): Симаев Ю.М.; Сафонов Е.Н.; Плотников И.Г.; Кашапов О.С.; Шувалов А.В.; Гайнуллин К.Х.; Парамонов С.В.
Патентообладатель(и): Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при заводнении нефтяных пластов для увеличения нефтеотдачи, особенно на поздних стадиях разработки месторождений.
Известны различные составы для заводнения нефтяных пластов на основе биополимеров: растворы биополимеров в пресных и минерализованных водах, композиции биополимера с полимерами акриламида в водных растворах, композиции биополимеров с различными ПАВ, композиция биополимера с жидким стеклом и т. д. [1].
Недостаток известных составов - недостаточная эффективность при использовании в условиях высокой минерализации пластовых вод из-за расслоения смеси на отдельные фазы.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий биополимер "Симусан" [2]
Известный состав недостаточно эффективен при применении на месторождениях с высокой обводненностью добываемой продукции и большой неоднородности пропластков.
Решаемая задача заявляемого технического решения - повышение эффективности состава для нефтевытеснения за счет улучшения вязкостных его свойств.
Поставленная задача достигается тем, что состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий биополимер Acinetobacter Sp. "Симусан" и воду, дополнительно содержит неорганическую кислоту, при следующем содержании компонентов, мас.%:
Биополимер Acinetobacter Sp. - "Симусан" - 0,7 - 1,0
Неорганическая кислота - 0,15-0,5
Вода - Остальное
Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав отличается от известного введением нового компонента, а именно неорганической кислоты. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "Новизна".
Биополимер полисахаридной природы Acinetobacter Sp. "Симусан" выпускается по ТУ оп 64-13-127-88 изв.2 Башкирским биохимкомбинатом.
В качестве неорганической кислоты использовали серную кислоту ГОСТ 2184-77 техн., или соляную кислоту ГОСТ 857-95 техн.
Изменение свойств биополимера "Симусан" при взаимодействии с неорганическими кислотами изучалось в лабораторных исследованиях. Опыты проводились по традиционной методике, а именно пробы биополимера с различающимися по количеству добавками серной или соляной кислот ставились на "сшивку" в течение 24 часов. После этого определялась величина вязкости проб. Результаты опытов представлены на фиг. 1 - "Влияние серной кислоты на вязкость 0,7% раствора биополимера "Симусан" и фиг.2 - "Влияние соляной кислоты на вязкость 1% раствора биополимера "Симусан".
Из графиков видно, что вязкость "сшитого" биополимера под воздействием соляной или серной кислот и при предлагаемом соотношении значительно превышает вязкость исходного биополимера и кислоты. При снижении концентрации исходного биополимера эффект "сшивки" уменьшается.
Примеры конкретного приготовления состава.
Пример 1. В водный раствор биополимера "Симусан" с содержанием полисахарида 0,7 мас.% при перемешивании механической мешалкой (200 об/мин) вводится 0,2% серной кислоты. После пяти минут перемешивания состав оставляют на "сшивку" на 24 часа. Кинематическая вязкость измерялась стандартным капиллярным вискозиметром типа ВПЖ.
Вязкость водного 0,7% раствора мас. биополимера "Симусан" (прототип) составляет 35 мм2/с, а "сшитого" биополимера - 98 мм2/с.
Пример 2. Параллельно в таких же условиях определяют вязкость биополимера с содержанием полисахарида 1,0 мас.% "сшитого" соляной кислотой в концентрации 0,2 мас.%/
Кинематическая вязкость 1 мас.% биополимера "Симусан" (прототип) - 35 мм2/с, а "сшитого" биополимера соляной кислотой - 110 мм2/с.
Пример 3. Параллельно в таких же условиях определяют вязкость биополимера с содержанием полисахарида 0,1 мас.% "сшитого" соляной кислотой в концентрации 0,2%.
Кинематическая вязкость 0,1 мас.% биополимера "Симусан" (прототип) - 8.0 мм2/с, а "сшитого" биополимера соляной кислотой - 20.0 мм2/с.
Эффективность предлагаемого состава определялась экспериментально по изменению фактора и остаточного фактора сопротивления в процессе вытеснения остаточной нефти по известной методике. Результаты исследований приводятся в таблице.
Пример 4. Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта длиной 40 см, диаметром 4 см, представленных образцами кернов естественных песчаных пород со средней проницаемостью 0,4 - 0,8 мкм2. В образцах песчаника создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью с вязкостью 18 МПа·с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть пластовой минерализованной водой (содержание солей -180 г/л), при ее объемном расходе 8 см3/г до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта. Затем в модель пласта закачивают испытываемый состав (биополимер "Симусан" + серная кислота при концентрации соответственно 1,0 - 0,3 мас.%) разбавленный водой в 10 раз до стабилизации давления, фактор сопротивления составляет 18,2. После этого за модель пласта закачивают снова воду до стабилизации перепада давления и предельной обводненности выходящих проб, определяют остаточный фактор сопротивления, который составляет 9,3. По вытесненной нефти определяют прирост коэффициента вытеснения и рассчитывают прирост нефтеотдачи - 14,6% (опыт 1).
Пример 5. Параллельно в таких же условиях определяют фактор сопротивления, остаточный фактор сопротивления и прирост нефтеотдачи по прототипу (опыт 3). Rсопр = 6,4 Rост=5,1 Δβ = 4,8%.
Пример 6. Конкретное использование состава в промысловых условиях. Месторождение характеризуется неоднородными пластами со средней проницаемостью пористой среды 0,4-0,8 мкм2, пористостью 0,20 и минерализованными водами с содержанием солей 180 г/л. Глубина залегания нефтеносного пласта - 1450 м, толщина - 5-7 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Плотность сетки скважины 12 га/скв. Обводненность нефти - 92%. Месторождение находится на поздней стадии разработки. Для приготовления состава в призабойную зону нагнетательной скважины закачивают расчетное количество биополимера "Симусан" с содержанием полисахаридов от 0,7 до 1,0 мас.%, затем обрабатывают неорганической кислотой в количестве, обеспечивающем содержание 1,15 - 0,5 мас.% кислоты в составе, продавливают состав в пласт водой. Нагнетательная скважина продолжает работать в режиме заводнения. Отбор нефти проводится через добывающую скважину.
Предлагаемый состав способствует улучшению технологических свойств товарной формы отечественного биополимера "Симусан" - продуцента деятельности бактерий Acinetobacter Sp. Применение состава не требует дополнительных финансовых затрат на обустройство опытных участков месторождений и осуществимо при любой из существующих технологических модификаций традиционного заводнения.
При использовании биополимера Acinotobacter Sp в композиции с серной или соляной кислотой достигается сопутствующий эффект кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных скважин, при этом глубина обработки карбонатных пород больше, чем при обычных для таких обработок случаев, поскольку используется слабокислая среда.
Список использованной температуры
1. Пат. США N 4049054, кл. E 21 B 43/22, опубл. 1977 г.
2. М. Л. Сургучев и др. Методы извлечения остаточной нефти. М., Недра, 1991, с.135 (прототип).
Формула изобретения: Состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий биополимер Acinetobacter Sp. "Симусан" и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит неорганическую кислоту при следующем содержании компонентов, мас.%:
Биополимер Acinetobacter Sp. "Симусан" - 0,7 - 1,0
Неорганическая кислота - 0,15 - 0,5
Вода - Остальное