СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение RU2132941C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности может быть использовано для разрабокти нефтяного месторождения с использованием полимеров и поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Известно, что ПАВы и полимеры имеют широкое применение в процессах добычи нефти для повышения нефтеотдачи пластов. Эффективность вытеснения нефти водой характеризуется коэффициентом нефтеотдачи, который представляет собой произведение двух величин: коэффициента охвата пласта заводнением и коэффициента нефтевытеснения. Добавление этих реагентов к вытесняющей нефть воде приводит к снижению подвижности воды в зоне ее продвижения и, как следствие этого, происходит полнота охвата пласта заводнением; а также имеем изменение смачиваемости в системе поверхность пористой среды-нефть-вода, приводящей к интенсификации процесса капиллярной пропитки и снижению межфазного натяжения.

Известны ряд способов разработки нефтяных месторождений, в которых использованы различные неорганические и органические соединения для улучшения реологических свойств растворов полимеров. Пат. США N 4371444, кл. 252-8.55. Д. опубл. 1983, А.С. СССР N 1579118 кл. E 21 B 43/22, 1988. Основным недостатком является небольшая эффективность вследствие образования различных труднорастворимых структур, обладающих низкой фильтруемостью в пласте и их подверженность деструктивным процессам.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и решаемой задаче является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт смеси водного раствора биологического поверхностно-активного веществ и полимеры через нагнетательную скважины и добычу нефти через добывающую скважины. Пат. РФ N 2060373, 1992.

Однако известный способ недостаточно эффективен из-за незначительного повышения реологических свойств растворов полимера вследствие повышенной деструктивной способности полимера при течении через пористую среду.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет улучшения реологических свойств полимера в минерализованной воде и образования микроэмульсии на границе нефть-раствор. Технический результат достигается тем, что водный раствор биологического поверхностно-активного вещества КШАС-М закачивается в смеси с биополимером "Симусан" при pH 11 - 12 при следующем массовом соотношении с растворе 10: 0,5 - 10:5. БиоПАВ КШАС-М по ТУ 9291-015-00479770-96 представляет собой продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7. Он обладает межфазной активностью (на границе с углеводородами) до 1 мн/м, а также высокой эмульгирующей активностью E24 до 60-80% со степенью мицеллярного разведения (СМД) более 200 раз. Применяется в качестве заменителя химических ПАВ для повышения нефтеотдачи. Для улучшения эмульгирующей активности и во избежание деструктивных изменений, композиция биоПАВ КШАС-М и биополимера "Симусан" доводится до pH 11-12, добавлением каустической соды. Эффективность способа разработки достигается, видимо, за счет того, что в пласте при контакте с минерализованной водой происходит резкое повышение относительной вязкости щелочных растворов биополимера, образование водонефтяных эмульсий с биоПАВ КШАС-М. Вязкие водонефтяные эмульсии, стабилизированные при pH 11-12 биополимером, увеличивают скрин-фактор и создают фильтрационное сопротивление в водопромытых каналах пласта, а образующаяся микроэмульсия на границе с нефтью способствует обеспечению низкого межфазного натяжения, смачивающей способности и увеличения нефтеотдачи.

Способ более эффективен при высокой обводненности нефти (80% и более), послойной неоднородности пластов, содержащих нефть повышенной вязкости.

Эффективность предлагаемого способа определялась экспериментально по изменению фактора сопротивления и остаточного фактора сопротивления в процессе вытеснения остаточной нефти по известной методике. РД 39-0148311-206-85 "Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применением метода полимерного воздействия на пласт", Куйбышев, 1985.

Пример 1. Сравнительные фильтрационные опыты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из молей пласта длиной 50 см, диаметром 2,9 см, представленных дезинтегрированным песчаником со средней проницаемостью 1,37 мкм2. В пористой среде создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью с вязкостью 23,5 мПа•с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть пластовой минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) при ее объемном расходе 6 см3/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта. Затем в модель пласта закачивают смесь (биоПАВ и биополимера при pH 11-12) при концентрации 1-0,5 мас. % до стабилизации давления, замеряют фактор сопротивления - 21,5. После этого в модель пласта закачивают снова воду до стабилизации перепада давления и предельной обводненности выходящих проб, определяют остаточный фактор сопротивления, который составляет 18,7. По вытесненной нефти определяют прирост нефтеотдачи - 19,4 (опыт 2, таблица).

Пример 2. Параллельно в таких же условиях определяют фактор сопротивления, остаточный фактор сопротивления и прирост нефтеодачи по прототипу (опыт 6, тал. 1) Rсопр = 8,9; Rост.сопр. = 7,4; Δβ = 8,7%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Опытный очаг, на котором с 1972 года осуществлялся водонапорный режим. Система разработки характеризуется размещением скважин по равномерной треугольной сетке 500 • 500 м, блоковым заводнением в сочетании с очаговым, соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1:3.

Объектом разработки являются залежи нефти D1; D11; DV. Нефтенасыщенная толщина песчаника меняется от 0,8 до 7 м. Пласты состоят из нескольких пропластков. Нефтеносные песчаники неоднородны, расчленены плотными породами - прослоями, распространены неравномерно как по площади, так и по разрезу. Текущие отметки водонефтяного контакта (ВНК) на глубине 1990 м, самая низкая 2012 м. Обводненность нефти 91%. Месторождение находится в поздней станции разработки. В нагнетательную скважину закачано 14 м3 композиций биоПАВ (КШАС-М) и биополимера (Симусан) с pH 12 (добавлением 0,5 кг/м3) каустической соды) при соотношении 10:5. Отбор нефти производится через добывающую скважину. Дополнительная добыча за 6 месяцев составила 874 т нефти или 62 т на 1 т закачанного реагента.

Смеси биоПАВ и биополимера при pH 11-12 представляет собой однородные водные растворы, обладающие высокой стабильностью и хорошими реологическими свойствами при течении в пористой среде.

Способ прост и технологичен.

Реагенты нетоксичны, биодеградабельны и делают технологию экологически чистой и безопасной для окружающей среды.

Похожие патенты RU2132941C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1998
  • Симаев Ю.М.
  • Базекина Л.В.
  • Лукьянов Ю.В.
  • Василенко В.Ф.
  • Михайлов А.А.
  • Курмакаева С.А.
RU2136869C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2000
  • Лозин Е.В.
  • Симаев Ю.М.
  • Хатмуллин Ф.Х.
  • Назмиев И.М.
  • Кондров В.В.
  • Русских К.Г.
RU2178069C1
СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ 1997
  • Исламов Ф.Я.
  • Алмаев Р.Х.
  • Плотников И.Г.
  • Базекина Л.В.
  • Шувалов А.В.
  • Парамонов С.В.
RU2134774C1
СОСТАВ ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ 1997
  • Симаев Ю.М.(Ru)
  • Базекина Л.В.(Ru)
  • Тимерханов Н.Ш.(Ru)
  • Хабибрахманов Ф.М.(Ru)
  • Карпенко Елена Владимировна
  • Шульга Александр Николаевич
RU2125152C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2006
  • Вагапов Роберт Рауфович
  • Плотников Иван Георгиевич
  • Сайфи Ирик Назиевич
  • Кондров Виталий Владимирович
  • Симаев Юсеф Маджитович
  • Русских Константин Геннадьевич
  • Курмакаева Светлана Авфасовна
RU2307240C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ 1996
  • Симаев Ю.М.
  • Алмаев Р.Х.
  • Базекина Л.В.
  • Плотников И.Г.
  • Мухаметшин М.М.
  • Парамонов С.В.
RU2122631C1
СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ЗАВОДНЕНИЕМ 2007
  • Халимов Миндиян Анварович
  • Алмаев Рафаиль Хатмуллович
  • Базекина Лидия Васильевна
  • Заволжский Виктор Борисович
  • Легаев Ярослав Владимирович
RU2365746C2
СОСТАВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ 2001
  • Симаев Ю.М.
  • Кондров В.В.
  • Русских К.Г.
  • Габдуллин Р.Ф.
  • Асмоловский В.С.
  • Князев В.И.
RU2188935C1
Способ разработки нефтяного месторождения 2002
  • Вагапов Р.Р.
  • Плотников И.Г.
  • Симаев Ю.М.
  • Кондров В.В.
  • Русских К.Г.
RU2224880C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1997
  • Алмаев Р.Х.
  • Базекина Л.В.
  • Симаев Ю.М.
  • Пустовалов М.Ф.
  • Насибуллин А.А.
RU2143549C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 132 941 C1

Реферат патента 1999 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Использование: в нефтедобывающей промышленности для разработки нефтяного месторождения с применением биологических поверхностно-активных веществ и биологических полимеров. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет улучшения реологических свойств полимера в минерализованной воде и образования микроэмульсий на границе нефть - раствор. В качестве биоПАВ используют продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7 - реагент КШАС-М. В качестве полимера - биополимер "Симусан" при рН 11-12 и массовом соотношении 10:0,5 - 10:5 соответственно. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 132 941 C1

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт смеси водного раствора биологического поверхностно-активного вещества и полимера через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве биологического поверхностно-активного вещества используют продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7 - реагент КШАС-М, а в качестве полимера - биополимер "Симусан" при рН 11 - 12 и массовом соотношении 10:0,5 - 10:5 соответственно.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1999 года RU2132941C1

RU 2060373 C1, 14.09.92
US 5163510 A, 17.11.92
US 4356095 A, 26.10.82.

RU 2 132 941 C1

Авторы

Симаев Ю.М.

Базекина Л.В.

Попов А.М.

Волочков Н.С.

Носачев А.А.

Даты

1999-07-10Публикация

1997-09-02Подача