СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ И СОСТАВ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводненной, неоднородной залежи нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и органического субстрата [1]
Известный способ обладает невысокой эффективностью.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ повышения нефтеотдачи во вторичной добыче нефти, включающий закачку в пласт биореагента сточных вод молочнокислого производства, которые вводят в количестве 5 15% от объема пластовой воды [2]
Известное техническое решение позволяет повысить эффективность способа, однако нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента и биореагента через нагнетательные скважины, согласно изобретению закачку биореагента и рабочего агента производят в циклическом режиме "биореагент-рабочий агент", дополнительно после каждого цикла проводят технологическую выдержку в течение 15 60 час, а отношение объемов закачки биореагента и рабочего агента устанавливают (6 -0,15) 1.

Известен состав для разработки нефтяной залежи, включающий молочнокислые бактерии и питательную среду [3]
Известный состав позволяет создать в пласте продукты, способствующие дополнительному извлечению нефти из залежи. Однако состав малоэффективен, трудно воспроизводим и дорог.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав для повышения нефтеотдачи во вторичной добыче нефти, включающий биореагент - сточные воды молочнокислого производства и воду [2]
Известный состав дешев, легко воспроизводим, однако с его применением нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Поставленная цель достигается тем, что состав для разработки нефтяной залежи, включающий биореагент, согласно изобретению содержит в качестве биореагента молочную сыворотку и дополнительно азотсодержащую, калийсодержащую и фосфорсодержащую соли и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

азотсодержащая соль 0,05 0,4
калийсодержащая соль 0,01 0,4
фосфорсодержащая соль 0,1 0,7
вода 0,09984 49,25
молочная сыворотка остальное
В качестве азотсодержащей соли используют хлористый аммоний, азотнокислый аммоний, азотнокислый калий, диаммонийфосфат; в качестве калийсодержащей соли используют монокалийфосфат, азотнокислый калий, хлористый калий; в качестве фосфорсодеращей соли используют динатрийфосфат, тринатрийфосфат, монокалийфосфат, диаммонийфосфат.

Существенными признаками изобретения являются:
1. Отбор нефти через добывающие скважины;
2. Закачка рабочего агента и биореагента через нагнетательные скважины;
3. Циклический режим закачки "биореагент рабочий агент";
4. Технологическая выдержка 15-60 час после каждого цикла;
5. Отношение объемов закачки биореагента и рабочего агента (6 9,15) 1;
6. Состав для разработки нефтяной залежи, включающий биореагент;
7. Использование в качестве биореагента молочной сыворотки;
8. Дополнительное содержание азотсодержащей, калийсодержащей и фосфорсодержащей солей и воды;
9. Количественное соотношение компонентов;
10. Использование в качестве азотсодержащей, калийсодержащей и фосфорсодержащей солей конкретных солей.

Признаки 1, 2, 6 являются общими с прототипами. Признаки 3 5, 7 9 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 10 является частным существенным признаком изобретения.

Разработка во всех нефтедобывающих странах нетрадиционных методов повышения нефтеотдачи обусловлена тем, что существующие методы добычи нефти позволяют извлекать из недр в среднем 45% геологических запасов важнейшего энергоносителя. Коэффициент извлечения нефти неуклонно снижается в связи с истощением разрабатываемых запасов, увеличением уровня обводненности продукции и снижением рентабельности работы добывающих скважин. Новые нетрадиционные методы извлечения нефти позволяют добыть дополнительно 5 10% от остаточных запасов. В числе этих методов входят и микробиологические, иначе называемые биотехнологиями.

Биотехнологии заключаются или во введении в пласт подобранных, часто отселекционированных и проверенных на патогенность микроорганизмов с питательным субстратом, или в активизации пластовой микрофлоры путем подачи в пласт питательного субстрата для нее. При этом метаболиты, способствующие нефтеотдаче, образуются непосредственно в пласте. Биоценоз, спонтанно складывающийся в пласте, как правило, состоит из сапрофитных микроорганизмов, способных расти за счет углеводородов нефти или за счет вторичных метаболитов углеводородокисляющих микроорганизмов, или за счет привнесенного извне источника питания. Продукты метаболизма микроорганизмов в природе не накапливаются.

Механизм действия молочной сыворотки как нефтевытесняющего агента состоит в том, что этот реагент, разнообразный по содержанию органических и биологических активных веществ (белки, жиры, витамины, спирты и пр.), обладает высокой биологический активностьюактивизирует пластовую микрофлору. В результате повышается нефтеотдача за счет интенсивной генерации газа, главным образом CO₂, улучшения физико-химических и реологических показателей за счет воздействия микробных метаболитов (биоПАВ, жирных кислот, включая ацетат, пропионат, бутират, формиат, лактат и др. низкомолекулярные вещества) и биомассы. Биотехнология особенно эффективна в карбонатных коллекторах.

Молочнокислые бактерии очень требовательны к питательному субстрату и погибают в отсутствие молочной сыворотки. Это важный положительный момент в биотехнологии, т.к. молочнокислые бактерии не ухудшают качество нефти и продолжительность их жизнедеятельности ограничивается наличием молочной сыворотки. Молочнокислые микроорганизмы термоустойчивы и способны расти при температуре 40 60^oC.

Применение органических отходов промышленности в нефтепромысловом деле позволит не затрагивать нефть как источник питания для микроорганизмов, и поэтому качество нефти не будет ухудшаться в результате ее окисления и осмоления.

Состав молочной сыворотки следующий: сахара (лактоза, галактоза, глюкоза) в сумме составляют от 35,5 до 105,7 г/л; свободный белок от 4,76 до 6,75 г/л; связанный белок от 12,06 до 14,88 г/л; аминокислоты до и после гидролиза соответственно 46,1 146,8 мг/л и 2042,6 3055,9 мг/л; рН 4,5 -5,0.

Молочную сыворотку используют без разбавления водой или разбавленную водой до половины по массе (50%-ная молочная сыворотка), до 0,1% воды привносится в молочную сыворотку с прочими компонентами.

Характеристика используемых солей:
Хлористый аммоний NH₄Cl, ГОСТ 3773-72;
Азотнокислый аммоний NH₄NO₃, ГОСТ 2-85;
Азотнокислый калий KNO₃, ГОСТ 19790-74 марка "Б";
Диаммонийфосфат (NH₄)₂HPO₄, ГОСТ 3772-74;
Монокалийфосфат KH₂PO₄, ТУ 6-09-5324-87;
Хлористый калий KCl, ГОСТ 4234-77;
Динатрийфосфат Na₂HPO₄•12H₂O, ГОСТ 4172-76;
Тринатрийфосфат Na₃PO₄, ГОСТ 9337-79;
Состав для разработки нефтяной залежи готовят следующим образом.

В емкость объемом 10 20 м³ заливают молочную сыворотку, затем добавляют динатрийфосфат при перемешивании, добиваются его полного растворения. Остальные соли вносят последовательно при перемешивании, каждую последующую после растворения предыдущей. Биореагент представляет собой подвижную желтоватую жидкость.

Применение совместно с молочной сывороткой солей приводит к забуфориванию композиции при pH 6,8 7,0. Дополнительные легкоусвояемые источники азота, а также наличие значительного количества аминокислот, сахаров, белка в композиции дают возможность образовывать нефтевытесняющие метаболиты молочнокислым бактериям, присутствующим в молочной сыворотке, и аборигенной микрофлоре, присутствующей в пласте.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1550 м, коллектор карбонатный, проницаемость 150 мД, пористость 15% средняя насыщенная толщина 5,4 м, площадь нефтеносности - 1078 га, начальная отметка водонефтяного контакта 1322 м, начальное пластовое давление 16,1 МПа, пластовая температура 32^oС, удельный вес нефти в поверхностных условиях 0,9045, вязкость нефти в пластовых условиях - 39 сПз, содержание серы 2,9% парафина 4,4% газонасыщение 4 м³/т, давление насыщения 7,5 МПа.

Готовят биореагент, смешивая композицию, включающую, мас. хлористый аммоний 0,01; азотнокислый аммоний 0,04; монокалийфосфат 0,01; динатрийфосфат 0,1; воду 0,09984 молочную сыворотку 99,74016. Хлористый аммоний и азотнокислый аммоний являются азотсодержащей солью. Смешивание проводят, добавляя в молочную сыворотку динатрийфосфат, перемешивают до полного растворения, затем последовательно растворяют прочие соли.

Через нагнетательную скважину закачивают полученный биореагент в количестве 15 м³, затем рабочий агент воду в количестве 100 м³, проводят технологическую выдержку в течение 15 час.

Циклы повторяют в течение 3 месяцев. После этого в скважину закачиваюб нефть.

Через 3 месяца прирост добычи нефти по участку разработки составил 18%
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Готовят биореагент, смешивая композицию (мас. ): динатрийфосфат 0,3, азотнокислый калий 0,4, тринатрийфосфат 0,1, молочную сыворотку 75 и воду 24,2. Через нагнетательную скважину закачивают биореагент в объеме 30 м³, затем пластовую воду в объеме 20 м³ и скважину останавливают на 48 час. Циклы повторяют в течение 2 месяцев, после чего в скважину закачивают пластовую воду в качестве рабочего агента. Через добывающие скважины отбирают нефть.

Через 2 месяца прирост добычи нефти по участку разработки составил 19%
Пример 3. Выполняют как пример 1. Готовят биореагент, смешивая композицию, (мас. ): динатрийфосфат 0,6; диаммонийфосфат 0,1; хлористый калий 0,4; азотнокислый аммоний 0,4; молочную сыворотку 49,25; воду 49,25. Через нагнетательную скважину закачивают биореагент в объеме 60 м³, затем воду в количестве 10 м³ и скважину останавливают на 60 час. Циклы повторяют в течение 1,5 месяцев, сократив технологическую выдержку скважины до 16 час. После этого в скважину закачивают воду в качестве рабочего агента.

Через 1,5 месяца прирост добычи нефти по участку составил 20%
Применение способа и состава для его осуществления позволит повысить нефтеотдачу залежи и сократить сроки разработки.

Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 1008425, кл. E 21 B 43/22, 1985 г.

2. Авторское свидетельство СССР N 1652337, кл. E 21 B 43/22, 1991.

3. Ismailov N.M. Rzaeva F.M. Mamedyarov M.A.//Microbiological (Biotechnological) Methods in Enhanced Oil Recovery on Apsheron Oil Field//1991, Proc. Conf. Microb. Oil Inductry and Lubrication//Sopron, p. 367-385.

Способ разработки нефтяной залежи и состав для его осуществления относятся к нефтяной промышленности и могут быть использованы при разработке заводненной, неоднородной залежи нефти. Отбирают нефть через добывающие скважины. Через нагнетательные скважины закачивают биореагент и рабочий агент в циклическом режиме, проводят технологическую выдержку в течение 15 - 60 час после каждого цикла. Отношение объемов закачки биореагента и рабочего агента в каждом цикле устанавливают (6 - 0,15) : 1. В качестве биореагента используют состав, включающий, мас.%: азотсодержащая соль 0,05 - 0,4; калийсодержащая соль 0,01 - 0,4; фосфорсодержащая соль 0,1 - 0,7; вода 0,09984 - 49,25; молочная сыворотка - остальное. В качестве азотсодержащей соли используют хлористый аммоний, азотнокислый аммоний, азотнокислый калий, диаммонийфосфат, в качестве калийсодержащей соли используют монокалийфосфат, азотнокислый калий, хлористый калий, в качестве фосфорсодержащей соли используют динатрийфосфат, тринатрийфосфат, диаммонийфосфат. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента и биореагента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что закачку биореагента и рабочего агента производят в циклическом режиме биореагент рабочий агент, дополнительно после каждого цикла проводят технологическую выдержку в течение 15 60 ч, а отношение объемов закачки биореагента и рабочего агента устанавливают 6 0,15:1. 2. Состав для разработки нефтяной залежи, включающий биореагент, отличающийся тем, что в качестве биореагента содержит молочную сыворотку и дополнительно азот калий и фосфорсодержащую соли и воду при следующем соотношении компонентов, мас.

Азотсодержащая соль 0,05 0,04
Калийсодержащая соль 0,01 0,4
Фосфорсодержащая соль 0,1 0,7
Вода 0,09984 49,25
Молочная сыворотка Остальное
2. Состав по п.2, отличающийся тем, что в качестве азотсодержащей соли используют хлористый аммоний, азотнокислый аммоний, азотнокислый калий, диаммонийфосфат, в качестве калийсодержащей соли используют монокалийфосфат, азотнокислый калий, хлористый калий, в качестве фосфорсодержащей соли - динатрийфосфат, тринатрийфосфат, монокалийфосфат, диаммонийфосфат.