СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку водного раствора полиакриламида с силикатом натрия и солевого раствора, содержащего водный раствор смеси хлористого кальция и технического лигносульфоната (патент РФ 2127802, Е 21 В 43/22, 1999).

Наиболее близким аналогом к предложенному способу является способ разработки нефтяного месторождения, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М, биополимера Симусан и жидкого стекла, продавливание реагентов в пласт оторочкой - буфером пресной воды, затем закачивание минерализованной воды - воды данного месторождения с содержанием солей 140-250 г/дм³ (патент РФ 2136869, Е 21 В 43/22, 10.09.1999).

Задачей изобретения является повышение эффективности закупоривания высокопроницаемых прослоев и ограничение водопритока в добывающие скважины.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М совместно с биопродуктом и жидкого стекла, продавливание реагентов в пласт буфером пресной воды. затем закачивание водного раствора солей, биоПАВ KШAC-M совместно с биопродуктом и жидкое стекло закачивают одновременно, в качестве биопродукта используют продукт биотехнологического синтеза, содержащий не менее 40% белка, а в качестве водного раствора солей соли многовалентных металлов.

БиоПАВ КШАС-M по ТУ 9296-015-00479770-2000 представляет собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. Растворы биоПАВ КШАС-М обладают способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) Е₂₄ до 60-80% (Е₂₄ - устойчивость эмульсии в течение 24 ч). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т. е. технологии с применением биоПАВ экологически безопасны.

Товарная форма жидкого стекла по ГОСТ 13078-81 с массовой долей двуокиси кремния 24,6-31,6% и плотностью 1,36-1,5 г/см³.

Биотрин по ТУ 9291-001-00479999-95 представляет собой сухой продукт инактивированной биомассы. Не токсичен и не обладает кумулятивным действием.

БВК (эприн) по ГОСТ 28179-89.

Минерализованная вода - сточная вода с плотностью не менее 1100 кг/м³.

Кальций хлористый по ГОСТ 450-77.

Магний хлористый по ГОСТ 7759-73.

При закачке жидкое стекло обеспечивает химическое взаимодействие с молекулами paмнoлипидoв биоПАВ KШAC-M, белковыми клeткaми продукта биотехнологического синтеза и ионами многовалентных металлов минерализованной воды или солей многовалентных металлов. В результате этого взаимодействия образуется малорастворимый эластичный гель, который эффективно снижает водопроницаемость промытых зон и повышает охват пласта заводнением. Оторочкой пресной воды между смесью биоПАВ, жидкого отекла, продукта биотехнологического синтеза и минерализованной водой или водным раствором солей многовалентных металлов регулируют глубину проникновения геля в пласт.

Для исследования механизма поведения композиционной системы биоПАВ КШАС-М, жидкое стекло, продукт биотехнологического синтеза и раствора солей многовалентных металлов в пористой среде была использована модель неоднородного пласта. При физическом моделировании модель состоит из двух гидродинамически несвязанных пропластков, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,6 м, диаметр 3,0•10^-2 м. Пористой средой служил молотый кварцевый песок.

Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели пропластки после предварительного вакуумирования насыщались пластовой водой с последующим вытеснением ее нефтью. Количество связанной воды, нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Эксперименты проводили в режиме постоянного расхода нагнетаемой жидкости (~ 20 см³/ч) при 24^oС.

Методика эксперимента заключалась в следующем. Сначала проводили первичное заводнение до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик, наступающей после достижения 100% обводненности продукции высокопроницаемого пропластка. Степень обводненности продукции, извлекаемой из пласта в целом, достигалась путем подбора соотношения проницаемости пропластков. После закачивания оторочек процесс заводнения возобновился. Эффективность закачки композиций определялась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением. Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице.

Пример 1 (прототип). В модель пласта подают оторочку, состоящую из биополимера и биоПАВ КШАС-М при соотношении компонентов 1: 1 в количестве 0,4 п. о. Затем оторочку биореагентов проталкивают жидким стеклом при соотношении 1: 1: 0,2. Закачивают оторочку пресной воды (0,2 п. о. ) и останавливают фильтрацию на 24 ч. Затем возобновляют фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Остаточный фактор сопротивления 19,1. Прирост нефтеотдачи 9,7%.

Пример 2 (предлагаемый способ). В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п. о. ), затем одновременно биоПАВ КШАС-М, жидкое стекло и биотрин 0-3 п. о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п. о. ). Далее закачивают раствор хлористого кальция 0,3 п. о. и останавливают фильтрацию "на выдержку" 24 ч. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления 45,4. Прирост нефтеотдачи 21,4%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях. Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательных скважин (более 100 м³/сут). Обводненность добываемой продукции 90%. Средняя проницаемость 0,13 мкм². Пористость 0,2-0,24. Пластовая нефть имеет вязкость - 1,6 мПа•c. Пластовая вода хлоридно-кальциевого типа с небольшой минерализацией 16,4 кг/м³. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Плотность сетки скважины 25 га/скв.

Для осуществления способа прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину. Закачивают оторочку пресной воды в количестве 8 м³. Затем закачивают водный раствор биоПАВ КШАС-M в смеси с жидким стеклом и биотрином в количестве 15 м³. Реагенты проталкивают 15 м³ пресной воды. Далее закачивают раствор хлористого кальция в количестве, равном объему оторочки смеси биоПАВ КШАС-М жидкого стекла и биотрина. Оторочка пресной воды 15 м³. Скважину останавливают на 1 сутки "на реакцию". После проведения обработки проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.

Рабочие объемы закачиваемых реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта.

Обработка нагнетательной скважины проводится установкой ЦА-320М.

Через три месяца после обработки скважины наблюдалось снижение обводненности продукции скважины от 91 до 79%, а удельный технологический эффект составил 60-70 т на 1 т реагентов.

Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стации разработки, где необходимы выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока с последующей интенсификацией добычи нефти из недренируемых зон пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. Техническим результатом является повышение эффективности закупоривания высокопроницаемых прослоев и ограничение водопритока в добывающие скважины. В способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М совместно с биопродуктом и жидкого стекла, продавливание реагентов в пласт буфером пресной воды, затем закачивание водного раствора солей, биоПАВ КШАС-М совместно с биопродуктом и жидкое стекло закачивают одновременно, в качестве биопродукта используют продукт биотехнологического синтеза, содержащий не менее 40% белка, а в качестве водного раствора солей - соли многовалентных металлов. 1 табл.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М совместно с биопродуктом и жидкого стекла, продавливание реагентов в пласт буфером пресной воды, затем закачивание водного раствора солей, отличающийся тем, что биоПАВ КШАС-М совместно с биопродуктом и жидкое стекло закачивают одновременно, в качестве биопродукта используют продукт биотехнологического синтеза, содержащий не менее 40% белка, а в качестве водного раствора солей - соли многовалентных металлов.