Способ разработки нефтяного месторождения Российский патент 2004 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 увеличения нефтеотдачи, включающий закачивание водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (патент США № 4811791, 165-246, 1989 г.).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность используемого биоПАВ по отношению к углеводородам.

Известен способ, в котором для вытеснения нефти используют биоПАВ и углеводородный растворитель (патент № 2041345, Е 21 В 43/22).

Способ недостаточно эффективен в процессе нефтевытеснения т.к. образуется недостаточно устойчивая микроэмульсия с нефтяной фазой во времени и из-за потери поверхностной активности при разбавлении биоПАВ в более чем 100 раз.

Наиболее близким аналогом является "Способ разработки нефтяного месторождения" с использованием смеси биологического поверхностного вещества биоПАВ КШАС-М и продукта биотехнологического синтеза, содержащего не менее 40% сырого протеина и продавливание в пласт минерализованной водой (патент РФ №. 2143549, Е 21 В 43/22, 1997).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в процессе нефтевытеснения, т.к. обладая невысокой вязкостью, дает небольшой охват пласта заводнением.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем совместное закачивание через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и биопродукта, продавливание реагентов в пласт водой, совместно с водным раствором биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и биопродуктом дополнительно закачивают углеводородный растворитель, в качестве биопродукта используют плазмолизат кормовых дрожжей, продавливание реагентов в пласт осуществляют буфером пресной воды.

БиоПАВ КШАС-М 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 часов). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т.е. технологии с применением биоПАВ экологически безопасны.

Плазмолизат кормовых дрожжей представляет собой дрожжевую суспензию, получаемую после выпаривания или термической обработки при производстве белково-витаминных концентратов (например "Промышленный регламент на производство кормовых дрожжей из н-парафинов", № Госрегистрации ПР. 052.159-94, том. II, с. 8, 34-36, 48). В процессе плазмолиза кормовых дрожжей происходит частичный гидролиз белков клеточных оболочек и переход в раствор содержимого погибших клеток.

В качестве углеводородного растворителя могут быть использованы:

- жидкие отработанные углеводороды (ЖОУ) по ТУ 38.303-05-27-92;

- абсорбент по ТУ 38.103349-85;

- кубовый остаток производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85;

- жидкие продукты пиролиза по ТУ 10285-83;

- нефрас Нр 120/200 по ТУ 38.101809-80;

- фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ 38.103579-85;

- топливо дизельное по ГОСТ 305-82;

- отработанное дизельное топливо по ТУ 6-00-0203335-41-89;

- шугуровский дистиллят по ТУ 30-0147525-018-93;

- фракция гексановая по ТУ 38.103 81-83;

- широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83.

Именно использование плазмолизата кормовых дрожжей в качестве биопродукта в сочетании с биоПАВ КШАС-М позволяет повысить эффективность способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки. Использование углеводородного растворителя позволяет достичь лучшего растворения асфальтосмолистых компонентов нефти, которые, включаясь в состав эмульсии, взаимодействуют на межфазной поверхности с компонентами клеточных мембран кормовых дрожжей, что приводит к дополнительной стабилизации и повышению вязкости эмульсии. Таким образом, эффективность способа разработки нефтяного месторождения достигается за счет образования в призабойной зоне вязкой и стабильной эмульсии, снижающей проницаемость промытых пропластков и увеличивающей охват пласта, растворения асфальтосмолопарафиновых отложений и снижения вязкости нефти, что облегчает ее вытеснение.

Способ может применяться для воздействия на пласт, сложенных терригенными или карбонатными породами, с различной вязкостью нефти, пластовой температурой, а также различной минерализацией пластовой воды.

Для исследования механизма поведения композиционной системы водного раствора биоПАВ КШАС-М, плазмолизата кормовых дрожжей и углеводородного растворителя 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.

Методика эксперимента заключалась в следующем. 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/час) при температуре 25°С.

Затем проводили первичное заводнение до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик, наступающей после достижения 100% обводненности продукции высокопроницаемого пропластка. Степень обводненности продукции, извлекаемой из модели пласта в целом, достигалась путем подбора соотношения проницаемости пропластков. После закачивания смеси процесс заводнения возобновился. Эффективность закачки 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 водного раствора биоПАВ КШАС-М и продукта биотехнологического синтеза, содержащего не менее 40% сырого протеина при соотношении компонентов 1:1 в количестве 0,4 п.о. Закачивают оторочку минерализованной воды (0,2 п.о.) и останавливают на фильтрацию на 24 часа. Затем возобновляли 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 одновременно биоПАВ КШАС-М, плазмолизат кормовых дрожжей и углеводородный растворитель - 0,3 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию "на выдержку" - 24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления - 35,1. Прирост нефтеотдачи 17,4%.

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·с. 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 водный раствор биоПАВ КШАС-М в смеси с плазмолизатом кормовых дрожжей и углеводородным растворителем (при соотношении компонентов в мас. % - 50:10:40) в количестве 15 м³. Реагенты проталкивают 15 м³ пресной воды. 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-320 М.

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 стадии разработки, где необходимо 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. Способ разработки нефтяного месторождения включает закачивание через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М с биопродуктом и углеводородного растворителя, перед закачкой реагенты смешивают, в качестве биопродукта используют плазмолизат кормовых дрожжей, реагенты продавливают в пласт буфером пресной воды. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стадии разработки, где необходимо выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока с последующей интенсификацией вытеснения нефти из недренируемых зон пласта. 1 табл.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий совместное закачивание через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и биопродукта, продавливание реагентов в пласт водой, отличающийся тем, что совместно с водным раствором биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и биопродуктом дополнительно закачивают углеводородный растворитель, в качестве биопродукта используют плазмолизат кормовых дрожжей, продавливание реагентов в пласт осуществляют буфером пресной воды.