RU2122631C1 - Compound for oil recovery - Google Patents
Compound for oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2122631C1 RU2122631C1 RU96120425A RU96120425A RU2122631C1 RU 2122631 C1 RU2122631 C1 RU 2122631C1 RU 96120425 A RU96120425 A RU 96120425A RU 96120425 A RU96120425 A RU 96120425A RU 2122631 C1 RU2122631 C1 RU 2122631C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- simusan
- nefras
- oil recovery
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных пластов, находящихся на поздней стадии разработки и содержащих малоактивную нефть повышенной вязкости. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil reservoirs, which are at a late stage of development and contain inactive oil of high viscosity.
Известен состав для извлечения нефти из пласта, содержащий биополимер Actinobacter sp и биореагент КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Psevdomonas aeryginosa s-7 (Фахретдинов Р.Н., Симаев Ю.М. Микробиологический синтез биполимера и биопав и использование их в технологиях увеличения нефтеотдачи //Нефтепромысловое дело. 1993, N 8, с. 12 - 15). Этот состав не позволяет достичь большого охвата пласта заводнением, т. к., обладая хорошей фильтруемостью, не закупоривает водопроницаемые каналы пористой среды. A known composition for extracting oil from the reservoir containing Actinobacter sp biopolymer and KSHAS bioreagent is a product of the vital activity of bacteria of the genus Psevdomonas aeryginosa s-7 (Fakhretdinov R.N., Simaev Yu.M. Microbiological synthesis of bipolymer and biopav and their use in oil recovery technologies / / Oilfield business. 1993, N 8, p. 12 - 15). This composition does not allow to achieve a large reservoir coverage by water flooding, because, having good filterability, it does not clog the permeable channels of the porous medium.
Известен также состав, содержащий биопав и биополимер Acinetobacter sp - "Симусан" (Симаев Ю.М. Технология увеличения нефтеотдачи при обработке очаговых нагнетательных скважин оторочками биопав и биополимера "Симусан" //Нефтепромысловое дело. 1994, N 5, с. 21 - 22). Данный состав образует недостаточно устойчивую микроэмульсию с нефтяной фазой во времени, недостаточно эффективен в процессе нефтеотдачи. Also known is a composition containing a biopav and biopolymer Acinetobacter sp - "Simusan" (Simaev Yu.M. Oil recovery enhancement technology when processing focal injection wells with rims of biopav and biopolymer "Simusan" // Oilfield business. 1994,
Наиболее близким к предполагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для извлечения нефти, содержащий биореагент КШАС - продукт жизнедеятельности бактерий рода Psevdomonas aeryginosa и органический растворитель марки нефрас (патент РФ N 2041345, кл. E 21 B 43/22, 1992). Однако данный состав, обладая невысокой вязкостью, недостаточно эффективен в процессе нефтеотдачи пласта, т. к. дает небольшой охват пласта заводнением. The closest to the alleged invention in technical essence and the achieved result is a composition for oil recovery containing the bioreagent KSHAS - the vital product of bacteria of the genus Psevdomonas aeryginosa and organic solvent brand Nefras (RF patent N 2041345, class E 21 B 43/22, 1992). However, this composition, having a low viscosity, is not effective enough in the process of oil recovery, since it gives a small coverage of the formation by water flooding.
Для повышения эффективности процесса извлечения нефти за счет улучшения реологических свойств состава в составе, содержащем водный раствор биореагента и органический растворитель марки нефрас, в качестве биореагента используют биополимер Acinetobacter sp - "Симусан" при следующем содержании компонентов, мас.%:
Биополимер Acinetobacter sp - "Симусан" - 0,01 - 1,0
Органический растворитель марки нефрас - 0,002 - 1,0
Вода - Остальное
Биополимер "Симусан" представляет собой культуральную жидкость основного штамма Acinetobacter sp. Симусан содержит в среднем 1% экзогенного высокомолекулярного (5 - 8 млн. ед.) полисахарида (экзополисахарида - ЭПС), около 0,25% биомассы (клеточного вещества продуцента) и, кроме того, моносахара, жирные кислоты, пируват (соль виноградной кислоты), остаток солей, автолизат, формалин и воду. Вес сухого остатка порядка 2 мас.%.To improve the efficiency of the oil recovery process by improving the rheological properties of the composition in the composition containing an aqueous solution of a bioreagent and an organic solvent of the Nefras brand, Acinetobacter sp - Simusan biopolymer is used as a bioreagent with the following components, wt.%:
Acinetobacter sp biopolymer - Simusan - 0.01 - 1.0
Nefras Organic Solvent - 0.002 - 1.0
Water - Else
The Simusan biopolymer is a culture fluid of the main strain of Acinetobacter sp. Simusan contains on average 1% of exogenous high molecular weight (5 - 8 million units) polysaccharide (exopolysaccharide - EPS), about 0.25% of biomass (producer cell substance) and, in addition, monosugar, fatty acids, pyruvate (grape acid salt ), residue of salts, autolysate, formalin and water. The weight of the dry residue is about 2 wt.%.
В качестве органических растворителей могут быть использованы жидкие углеводороды различных марок типа нефрасов. As organic solvents, liquid hydrocarbons of various grades such as nefras can be used.
Под термином "нефрасы" по последней классификации объединены углеводородные растворители более 20 марок в зависимости от сырья для их получения, температурных пределов выкипания, группового состава и т. д. В зависимости от назначения для каждой марки разработаны ТУ, где кроме физических свойств регламентируется содержание некоторых компонентов, определяющих их применение. Чаще всего это содержание ароматики (или сульфируемых), содержание сернистых соединений и т. д. Нашими исследованиями установлено, что на процесс нефтеотдачи влияет один показатель - наличие ароматических углеводородов в нефрасах. According to the latest classification, the term “nefras” combines hydrocarbon solvents of more than 20 grades depending on the raw materials for their production, temperature limits of boiling, group composition, etc. Depending on the purpose, TUs have been developed for each grade, where, in addition to physical properties, the content of some components that determine their use. Most often, this is the content of aromatics (or sulfonated), the content of sulfur compounds, etc. Our studies have found that the oil recovery process is affected by one indicator - the presence of aromatic hydrocarbons in nefras.
Нами установлено, что наличие в молекуле Симусана большого количества химически активных функциональных группировок - гидроксильных, карбоксильных, ацетальных и др. обеспечивает возможность создания композиционных систем на его основе с органическими растворителями и солями двухвалентных металлов минерализованной воды и, вследствие этого, образования на фронте вытеснения в пласта агрегативно устойчивой эмульсии повышенной вязкости. Это приводит к эффективной закупорке водопромысловых зон пласта, повышению охвата и улучшению процесса извлечения нефти. We found that the presence of a large number of chemically active functional groups in the Simusan molecule — hydroxyl, carboxyl, acetal, and others — makes it possible to create composite systems based on it with organic solvents and salts of divalent metals of mineralized water and, as a result, the formation of displacement at the front reservoir aggregatively stable emulsion of high viscosity. This leads to effective blockage of the reservoir’s water zones, increasing coverage and improving the process of oil recovery.
Кроме того, углеводородный растворитель, воздействуя на клеточную оболочку белковых клеток Симусана, способствует извлечению внутриклеточного (находящегося в неактивной форме) биполимера в раствор, тем самым увеличивая активную концентрацию биополимера. In addition, the hydrocarbon solvent, acting on the cell wall of Simusan protein cells, helps to extract the intracellular (inactive form) bipolymer into the solution, thereby increasing the active concentration of the biopolymer.
Состав готовят простым смешением компонентов. The composition is prepared by simple mixing of the components.
Эффективность данного состава определялась по известной методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.) экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачки состава и по коэффициенту нефтевытеснения остаточной нефти. The effectiveness of this composition was determined by a known method (OST 39-195-88. Oil. Method for determining the coefficient of oil displacement by water under laboratory conditions. Minnefteprom, M.) experimentally by changing the mobility of water before and after injection of the composition and by the coefficient of oil displacement of residual oil.
Результаты опытов приведены в таблице. В качестве органического растворителя были использованы нефрасы с различным содержанием ароматики. The results of the experiments are shown in the table. Nephrases with different aromatic contents were used as an organic solvent.
Пример 1. Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из модели пласта длиной 40 см, диаметром 2,9 см, представленной дезагрегированным песчаником с проницаемостью 1,0 мкм2. В модели создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью вязкостью 21,0 МПа•с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть пластовой минерализованной водой (содержание солей 180 г/л) при ее объемном расходе 6 см3/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих из модели пласта проб жидкости. Затем в модель подают оторочку состава, содержащего 1% биополимера Симусан, 1% органического растворителя нефрас и 98% воды, которая проталкивается минерализованной водой, и фильтрацию на модели пласта останавливают на период взаимодействия реагентов (20 часов). После 20-часовой остановки фильтрацию минерализованной воды возобновляют. Снижение проницаемости достигло 79,0%, а прирост нефтеотдачи 8,05% (опыт 2).Example 1. Comparative experiments were performed when displacing residual oil from a reservoir model 40 cm long, 2.9 cm in diameter, represented by disaggregated sandstone with a permeability of 1.0 μm 2 . The model creates bound water, saturates the prepared model with oil with a viscosity of 21.0 MPa • s. With a horizontal position, oil is displaced from the reservoir model by mineralized water (salt content 180 g / l) at a volumetric flow rate of 6 cm 3 / h until pressure drop is stabilized and water samples leaving the reservoir model are completely watered. Then, a rim of the composition containing 1% Simusan biopolymer, 1% organic solvent Nefras and 98% water, which is pushed with mineralized water, is fed into the model, and the filtration on the reservoir model is stopped for a period of reactants interaction (20 hours). After a 20-hour stop, the filtration of mineralized water is resumed. The decrease in permeability reached 79.0%, and the increase in oil recovery 8.05% (experiment 2).
Пример 2. По той же методике проводился опыт по вытеснению нефти составом, содержащим 1,0% биореагента КШАС и 1,0% углеводородного растворителя марки нефрас (прототип - опыт 5). Снижение проницаемости в этом случае 57,7%, а прирост нефтеотдачи 4,8%. Example 2. According to the same methodology, an experiment was conducted on the displacement of oil with a composition containing 1.0% of the bioreagent KShAS and 1.0% hydrocarbon solvent brand Nefras (prototype - experiment 5). The permeability reduction in this case is 57.7%, and oil recovery growth is 4.8%.
Из данных таблицы видно, что предложенный состав позволяет более эффективно по сравнению с прототипом снижать проницаемость и одновременно увеличивать нефтеотдачу. From the data of the table it is seen that the proposed composition allows more effectively compared with the prototype to reduce permeability and at the same time increase oil recovery.
Применение данного состава позволит также повысить проницаемость нагнетательных скважин. Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны. The use of this composition will also increase the permeability of injection wells. The method is simple and technological. Reagents are not toxic.
Состав обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки. The composition is highly effective for enhancing oil recovery in flooded formations that are at a late stage of development.
Claims (1)
Биополимер Acinetobacter sp - "Симусан" - 0,01 - 1,0
Органический растворитель марки нефрас - 0,002 - 1,0
Вода - ОстальноедComposition for oil recovery, containing an aqueous solution of a bioreagent and an organic solvent of the Nefras brand, characterized in that as a bioreagent it contains Acinetobacter sp "Simusan" biopolymer with the following content of components, wt.%:
Acinetobacter sp biopolymer - Simusan - 0.01 - 1.0
Nefras Organic Solvent - 0.002 - 1.0
Water - The Rest
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96120425A RU2122631C1 (en) | 1996-10-03 | 1996-10-03 | Compound for oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96120425A RU2122631C1 (en) | 1996-10-03 | 1996-10-03 | Compound for oil recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2122631C1 true RU2122631C1 (en) | 1998-11-27 |
| RU96120425A RU96120425A (en) | 1999-03-27 |
Family
ID=20186462
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96120425A RU2122631C1 (en) | 1996-10-03 | 1996-10-03 | Compound for oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2122631C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2274651C1 (en) * | 2004-10-05 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Polymer-clay fluid for drilling well in permafrost rock |
| RU2381251C1 (en) * | 2008-08-11 | 2010-02-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil displacement composition |
| RU2723826C1 (en) * | 2019-11-01 | 2020-06-17 | Ольга Владимировна Ружанская | Apparatus for extracting residual oil from oil beds |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4450908A (en) * | 1982-04-30 | 1984-05-29 | Phillips Petroleum Company | Enhanced oil recovery process using microorganisms |
| US4522261A (en) * | 1983-04-05 | 1985-06-11 | The Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Biosurfactant and enhanced oil recovery |
| SU1668642A1 (en) * | 1989-04-06 | 1991-08-07 | Туркменский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Туркменниинефть" | Oil displacement compound |
| RU2041345C1 (en) * | 1992-09-14 | 1995-08-09 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Compound for oil recovery |
| RU2055982C1 (en) * | 1990-08-20 | 1996-03-10 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Compound for stimulation of increased oil recovery from formation |
-
1996
- 1996-10-03 RU RU96120425A patent/RU2122631C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4450908A (en) * | 1982-04-30 | 1984-05-29 | Phillips Petroleum Company | Enhanced oil recovery process using microorganisms |
| US4522261A (en) * | 1983-04-05 | 1985-06-11 | The Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Biosurfactant and enhanced oil recovery |
| SU1668642A1 (en) * | 1989-04-06 | 1991-08-07 | Туркменский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Туркменниинефть" | Oil displacement compound |
| RU2055982C1 (en) * | 1990-08-20 | 1996-03-10 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Compound for stimulation of increased oil recovery from formation |
| RU2041345C1 (en) * | 1992-09-14 | 1995-08-09 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Compound for oil recovery |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Симаев Ю.Н. Технология увеличения нефтеотдачи при обработке очаговых нагнетательных скважин оторочками биопав и биополимера "Симусан". - Нефтепромысловое дело, 1994, N 5, с.21-22. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2274651C1 (en) * | 2004-10-05 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Polymer-clay fluid for drilling well in permafrost rock |
| RU2381251C1 (en) * | 2008-08-11 | 2010-02-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil displacement composition |
| RU2723826C1 (en) * | 2019-11-01 | 2020-06-17 | Ольга Владимировна Ружанская | Apparatus for extracting residual oil from oil beds |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10408046B2 (en) | Polymeric tracers | |
| EP0040445B1 (en) | Fluid displacement with heteropolysaccharide solutions, and the microbial production of heteropolysaccharides | |
| CA2779341C (en) | Injection fluid and assisted petroleum recovery method | |
| RU2078916C1 (en) | Composition for treatment of oil deposit | |
| Bhattacharya et al. | Evaluation of a microbial consortium for crude oil spill bioremediation and its potential uses in enhanced oil recovery | |
| Rellegadla et al. | A holistic approach to determine the enhanced oil recovery potential of hydroxyethylcellulose, tragacanth gum and carboxymethylcellulose | |
| Obuebite et al. | Laboratory evaluation of red onion skin extract and its derivative as biomass-based enhanced oil recovery agents | |
| RU2122631C1 (en) | Compound for oil recovery | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| WO2023041539A1 (en) | Dispersion of water-soluble polymer for hydraulic fracturing | |
| FR3102479A1 (en) | Inverse emulsion for hydraulic fracturing | |
| RU2098611C1 (en) | Method of developing deposit with high-viscosity oil | |
| RU2204014C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2143549C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2178069C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil | |
| Ghosh et al. | Re-injection of produced polymer in EOR projects to improve economics and reduce carbon footprint | |
| Jarusutthirak | Fouling and flux decline of reverse osmosis (RO), nanofiltration (NF), and ultrafiltration (UF) membranes associated with effluent organic matter (EfOM) during wastewater reclamation/reuse | |
| RU2129657C1 (en) | Method of recovery of residual oil from formation | |
| RU2128282C1 (en) | Oil-displacement composition | |
| RU2124629C1 (en) | Compound for displacement of oil | |
| RU2267602C1 (en) | Oil reservoir development method | |
| SU1652337A1 (en) | Method for enhancing oil yield in secondary oil recovery | |
| Almorihil et al. | Produced Water Quality: the Effects of Different Separation Methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061004 |