Изобретение относится к биотехнологии и нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки обводненных нефтяных пластов, и может быть использовано для извлечения остаточной нефти.
Наиболее близким к предлагаемому является способ вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта с помощью микроорганизмов, который предусматривает чередование введения водовоздушной смеси и раствора питательных веществ. С учетом того, что находящаяся в призабойной зоне (ПЗ) нагнетательной скважины нефть в результате длительной прокачки через ПЗ воды и биодеградации увеличивает содержание тяжелых высокомолекулярных продуктов - смол и асфальтенов, малопригодных для потребления УОБ, в ПЗ предварительно закачивают "свежую" нефть, причем нефть берут из скважины, в излившейся пластовой воде которой содержание УОБ составляет не менее 103кл/мл, а объем закачиваемой нефти устанавливают равным объему излившейся пластовой воды с указанным содержанием УОБ.
Поскольку целью прототипа является замена старой, "несъедобной" остаточной нефти призабойной зоны на свежую, то закачка свежей нефти в объеме, равном объему излитой воды, в которой содержание УОБ составляет не менее 103кл/мл, является неоправданной, приводящей к излишним затратам нефти.
Кроме того, в призабойной зоне нагнетательной скважины, где предполагается провести активацию УОБ, их концентрация может быть недостаточной (меньше 103кл/мл), либо они отсутствуют. В этом случае известный способ покажет низкую эффективность или вовсе не может быть применен.
Замена старой остаточной нефти на свежую сама по себе еще не является гарантией успешности способа. Известно, что н-парафиновые углеводороды и число атомов углерода 4 - 16 наиболее легко поддаются бактериям. Внесением порции свежей нефти удается увеличить содержание этих углеводородов в призабойной зоне нагнетательной скважины. Однако нефти разных месторождений существенно различаются по составу. В некоторых нефтях содержание н-парафиновых углеводородов с числом атомов углерода 4 - 16 низкое, поэтому даже замена остаточной нефти на такую же, но свежую, не активизирует деятельность УОБ.
Все вышеуказанное существенно снижает эффективность известного способа.
Целью изобретения является повышение эффективности способа разработки обводненного пласта с помощью микроорганизмов при снижении объемов используемой нефти.
Поставленная цель достигается предлагаемым способом, включающим активацию микрофлоры закачкой нефти и аэрированного водного раствора питательных веществ.
Новым в способе является то, что нефть, извлеченную из добывающей скважины, закачивают в нагнетательную скважину в объеме 20 - 30% порового объема аэробной зоны, при содержании в аэробной зоне нагнетательной скважины УОБ менее 103 кл/мл или при полном их отсутствии в аэробную зону вводят культуру УОБ.
Другими отличиями предлагаемого способа являются следующие: к нефти, содержащей н-парафиновых углеводородов с числом атомов углерода 4 - 16 менее 25%, добавляют легкие фракции углеводородов, причем в качестве легких углеводородов используют, например, дистиллат.
Закачка нефти в объеме 20 - 30% порового объема аэробной зоны нагнетательной скважины определяется объемом в ней остаточной нефти после длительной промывки. Этого объема вполне достаточно, чтобы заменить старую остаточную нефть на свежую. При этом важно, что за единицу отсчета берут объем аэробной зоны, т.к. именно в аэробной зоне могут существовать УОБ.
Не всегда в аэробной зоне нагнетательной скважины обнаруживаются УОБ. Но это не может служить препятствием для осуществления предлагаемого способа, поскольку в этом случае предлагается в аэробную зону вносить культуру УОБ в такой концентрации, чтобы в 1 мл призабойной жидкости их было не менее 103 кл/мл.
Поскольку замена остаточной нефти на свежую еще не гарантирует создания оптимальных условий для УОБ, предлагается обогащать ее в случае необходимости легкими парафиновыми углеводородами, наиболее охотно потребляемыми УОБ.
За нижнюю границу содержания легких углеводородов в нефти (с числом атомов углерода 4 - 16) взято среднее содержание в девонских нефтях Ромашкинского месторождения - 25%. При этом в качестве источника легких углеводородов можно использовать, например, дистиллат с установок подготовки нефти, содержащей преимущественно н-парафиновые углеводороды с числом атомов углерода 9.
В промысловых "условиях способ осуществляю" следующим образом
Разработку нефтяного пласта, разбуренного как минимум одной нагнетательной и одной добывающей скважиной, ведут путем длительного вытеснения нефти закачкой воды через нагнетательную скважину.
Путем самоизлива из нагнетательной скважины отбирают порции воды, например по 5 м3, и определяют в них содержание кислорода и УОБ. Таким образом определяют объем аэробной зоны призабойной части нагнетательной скважины, а также наличие (или отсутствие) в ней УОБ.
Определяют содержание н-парафиновых углеводородов с числом атомов C 4 - 16 в нефти, извлекаемой из добывающей скважины, по справочнику или аналитическим способом.
Далее на основании проведенных исследований принимают соответствующие решения:
1. Если в аэробной зоне отсутствуют УОБ или находятся в концентрации, меньшей 103 кл/мл, то используют культуру УОБ, например биопрепарат "Деворойл", для закачки ее в аэробную зону нагнетательной скважины с тем расчетом, чтобы создать там концентрацию УОБ не менее 103 кл/мл.
2. Если содержание н-парафиновых углеводородов в добываемой нефти составляет менее 25%, то используют легкие фракции нефти, например дистиллат, для добавления в нефть.
Если нефть из добывающей скважины идет сильно эмульгированная, например в результате закачки в пласт поверхностно-активных веществ, то можно взять нефть с установки подготовки нефти.
Далее в зависимости от полученных результатов способ осуществляют по нескольким вариантам.
Если в аэробной зоне нагнетательной скважины обнаружены УОБ в количестве не менее 103 кл/мл, а нефть, извлеченная из добывающей скважины, содержит не менее 25% н-парафиновых углеводородов, то тогда закачивают ее (нефть) в аэробную зону нагнетательной скважины в количестве 20 - 30% ее объема.
Если же содержание УОБ ниже 103 кл/мл, то в аэробную зону призабойной части нагнетательной скважины закачивают культуру УОБ в таком количестве, чтобы их содержание в аэробной зоне составило не менее 103 кл/мл, после чего закачивают нефть.
Если предварительные испытания показали содержание н-парафиновых углеводородов в нефти менее 25%, то добавляют к нефти легкие углеводороды.
После этого для всех вариантов производят закачку в нагнетательную скважину аэрированного раствора солей, содержащих азот и фосфор. Время закачки аэрированного раствора устанавливают в зависимости от изменения приемистости нагнетательной скважины и количественной характеристики микрофлоры воды, извлеченной после обработки.
Пример. Путем самоизлива отбирают из нагнетательной скважины по 5 м3 воды и определяют в ней содержание кислорода и УОБ. Найдено, что объем аэробной зоны составляет 10 м3, содержание УОБ в ней равно 102 кл/мл. В качестве культуры УОБ используют биопрепарат "Деворойл", содержащий комплекс углеводородокисляющих микроорганизмов и дрожжей и полученный из естественной пластовой микрофлоры нагнетательных скважин.
Анализ нефти, извлекаемой из добывающей скважины, эксплуатирующей бобриковский горизонт, показал содержание н-парафиновых углеводородов 21%. Для обогащения нефти легкими углеводородами использовали дистиллат с Шугуровского нефтебитумного завода следующего состава, мас.%: C4 0,01; C5 0,02; C6 0,18; C7 0,35; C8 0,31; C9 + высш. 99,13.
Объем закачиваемой нефти составляет 20 - 30% объема аэробной зоны, т.е. 2 - 3 м3. К 1 м3 нефти нужно добавить 40 л дистиллата, т.е. 80 - 120 л на весь объем. Обогащенную н-парафиновыми углеводородами нефть закачивают в аэробную зону нагнетательной скважины, после чего производят закачку аэрированного раствора диаммонийфосфата.
За счет предварительного внесения культуры УОБ в аэробную зону нагнетательной скважины и обогащения нефти легкими углеводородами увеличиваются объемы реализации способа и его эффективность.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Способ вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта | 1990 |
|
SU1839679A3 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1997 |
|
RU2120545C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ МИКРООРГАНИЗМОВ | 1997 |
|
RU2121059C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1990 |
|
SU1774691A1 |
СПОСОБ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА С ПОМОЩЬЮ МИКРООРГАНИЗМОВ | 1994 |
|
RU2100575C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2006 |
|
RU2321732C2 |
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ПОЧВЫ | 1993 |
|
RU2062669C1 |
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ АСФАЛЬТО-СМОЛИСТО-ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИНАХ | 1996 |
|
RU2114281C1 |
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ | 2005 |
|
RU2285785C1 |
СПОСОБ ПОДАВЛЕНИЯ РОСТА СУЛЬФАТВОССТАНАВЛИВАЮЩИХ БАКТЕРИЙ В ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ | 1992 |
|
RU2035590C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки обводненных нефтяных пластов, и может быть использовано для извлечения остаточной нефти. Способ включает активацию микрофлоры закачкой в аэробную зону нагнетателем скважины нефти и аэрированного водного раствора питательных веществ, причем нефть, извлеченную из добывающей скважины, закачивают в нагнетательную скважину в объеме 20-30% порового объема аэробной зоны нагнетательной скважины; при содержании в аэробной зоне нагнетательной скважины углеводородокисляющих бактерий менее 10 кл/мл или полном их отсутствии в аэробную зону вводят культуру углеводородокисляющих бактерий. К нефти, содержащей н-парафиновых углеводородов с числом атомов углерода 4 - 16 менее 25% об общего их содержания, добавляют легкие фракции углеводородов, например дистиллат. Способ позволяет увеличить объем реализации микробиологического воздействия на пласт и повысить его эффективность. 2 з.п. ф-лы.
SU, патент, 1839679, C 12 N 1/26, 1990. |
Авторы
Даты
1998-07-20—Публикация
1996-04-15—Подача