СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки обводненных нефтяных месторождений с использованием полимеров.

Известен способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий закачку в пласт полимера акрилового ряда с гликолем и нефтью (см. Патент РФ № 2167282, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 2001 г.).

Недостатком этого способа является высокая стоимость композиции и токсичность используемого в составе гликоля.

Известен способ разработки водонефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачивание в пласт раствора полисахарида культурной жидкости микроорганизма Aci netobacter др. в сочетании с полиакриламидом и структурирующей добавки и также 10%-ного раствора полимерного флокулянта с ацетатом аммония до 0,2-3% (см. Патент РФ № 2190092, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 2002 г.).

К недостаткам способа относится многокомпонентность состава и соответственно необходимость проведения длительного процесса подготовки и закачки реагентов, что ведет к увеличению себестоимости нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида с биологически активным веществом через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину (см. патент РФ № 2060373, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.).

Данный способ недостаточно эффективен при разработке обводненных нефтяных месторождений вследствие низкой фильтрации его из призабойной зоны нагнетательной скважины в пласт и соответственно недостаточной эффективности воздействия разработанного состава на среднюю наиболее водонасыщенную часть обводненного пласта.

В основу настоящего изобретения положена задача повышения эффективности разработки обводненных нефтяных месторождений за счет создания блокирующего экрана в средней обводнившейся части пласта.

Поставленная задача решается путем создания способа разработки обводненных нефтяных месторождений, включающего закачку в пласт полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества через нагнетательную скважину, последующее нагнетание вытесняющего агента, при этом закачку полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества осуществляют последовательно с дополнительной закачкой до и после закачки полимера акрилового ряда в жидкости-носителе нефти, причем в качестве жидкости-носителя используют углеводородную жидкость, а в качестве биологически активного вещества - водный раствор смеси мелассы и дрожжей, а перед закачкой вытесняющего агента проводят технологическую выдержку.

Для осуществления способа:

в качестве полимера акрилового ряда используют, например, полиакриламид (ПАА) по ТУ 6-16-2531-81, МАК-ДЭА - сополимер метакриловой кислоты (МАК) с ее диэтиламмониевой солью (ДЭА) по ТУ 6-01-8-69-82, полученный радикальной полимеризацией метакриловой кислоты в присутствии диэтиламина, метас - сополимер метакриловой кислоты и метакриламида по ТУ 6-01-254-74;

в качестве углеводородной жидкости используют, например, безводную нефть по ГОСТ Р 51858-2002 или бензин по ГОСТ 2084-77, или керосин по ТУ 38.71-58-70-90, или дизтопливо по ГОСТ 305-82;

в качестве дрожжей используют, например винные дрожжи, или пекарские дрожжи, или пивные дрожжи по ГОСТ 171-81;

в качестве вытесняющего агента используют воду или водные растворы поверхностно-активных веществ, обладающих нефтевытесняющими свойствами.

Мелассу берут по ОСТ 18-395-82, она представляет собой отход свеклосахарного производства и используется в качестве сырья для производства этилового спирта, пищевых кислот, пекарских и кормовых дрожжей и как добавка в корм сельскохозяйственным животным.

Биологически активное вещество готовят путем простого смешения в воде мелассы и дрожжей или смешения водных растворов мелассы и дрожжей до получения водного раствора с содержанием мелассы 4-20%-ной концентрации и дрожжей 0,3-1,7%-ной концентрации.

В ходе разработки нефтяных месторождений заводнением вода, имеющая более высокую подвижность в пластовых условиях по сравнению с нефтью, вытесняет нефть только из части нефтенасыщенных коллекторов. После этого такие обводненные зоны имеют более низкие фильтрационные сопротивления по сравнению с зонами пласта, заполненными нефтью. Вследствие этого закачиваемая в последующем вода преимущественно движется по таким высокопроницаемым обводненным коллекторам. Предполагаемая технология направлена на блокирование средней части пласта.

Последовательная закачка нефти перед закачкой полимера акрилового ряда в углеводородной жидкости позволяет последней проникнуть в удаленные от призабойной зоны водонасыщенные зоны пласта, последующая закачка нефти перед закачкой биологически активного вещества предотвращает преждевременное взаимодействие закачиваемых реагентов. После закачки реагентов в пласт меласса под действием ферментов дрожжей полностью сбраживается в этиловый спирт и углекислый газ. Далее при взаимодействии полимера с водой и образовавшимся спиртом образуется высоковязкая резиноподобная масса, эффективно блокирующая водонасыщенные зоны пласта.

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

В обводненное нефтяное месторождение через нагнетательную скважину закачивают нефть в количестве 20-50 м³, затем суспензию полимера акрилового ряда в углеводородной жидкости 1-10%-ной концентрации в количестве 10-40 м³, затем вновь закачивают нефть в количестве 20-50 м³ и биологически активное вещество - водный раствор смеси мелассы 4-20%-ной концентрации и дрожжей 0,3-1,7%-ной концентрации в количестве 5-20 м³. Далее проводят технологическую выдержку в течение не более 48 часов. Закачку реагентов проводят в 1-3 цикла. Объемы и концентрации закачиваемых реагентов зависят от геолого-физических условий пласта.

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим примеры определения эффективности способа в лабораторных условиях.

Испытания заявляемого и известного способов проводят на насыпных линейных моделях, которые набивают пористым материалом - кварцевым песком. В зависимости от величины зерен создают нужную проницаемость модели пласта.

Характеристики модели пласта

общая длина, см - 100диаметр, см - 9,3проницаемость, мкм²- 0,73-2,3

Характеристика используемой нефти

плотность, кг/м³- 700вязкость, мПа·с - 3,9

Коэффициент вытеснения нефти определяли по формуле:

где К₁ - коэффициент вытеснения нефти;

АН_HB - объем вытесненной нефти, см³;

А_HC - объем нефти, первоначально содержащейся в модели, см³.

Вначале модель насыщают дистиллированной водой, затем нефтью. Далее нефть вытесняют водой до полного обесцвечивания конечной продукции на выходе модели. После этого в модель закачивают используемые реагенты, делают технологическую выдержку, определяют давление прорыва модели пласта водой, которую подают на выход модели, а затем проводят довытеснение нефти закачкой вытесняющего агента. Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1 (заявляемый способ). В модель пласта последовательно закачивают нефть в количестве 5% п.о., затем суспензию полиакриламида в нефти 5,0%-ной концентрации в количестве 1% п.о., затем опять нефть в количестве 5% п.о., далее закачивают биологически активное вещество (БАВ) - водный раствор смеси мелассы 4,0%-ной концентрации и винные дрожжи 0,3%-ной концентрации в количестве 1% п.о. Проводят технологическую выдержку в течение 24 часов, затем проводят вытеснение нефти водой. Давление прорыва составляет 12,6 мПа·м, а конечный коэффициент вытеснения нефти - 56,1% (см. таблицу, пример 1).

Примеры 2-7 проводят аналогично примеру 1.

Пример 8 (известный способ). В модель закачивают 99,75 г воды, содержащей 0,05 г ПАА и 0,2 г биологически поверхностно-активного вещества КШАС в количестве 5% п.о. Далее закачивают вытесняющий агент - воду. Давление прорыва воды составляет 9,5 мПа·м, а конечный коэффициент вытеснения нефти - 42, 8% (см. таблицу, пример 8).

Использование предлагаемого способа приводит к увеличению нефтевытеснения из обводненных нефтяных месторождений за счет эффективного блокирования водонасыщенных зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон нефтяного месторождения.

Таблица№№ппСпособКонцентрация закачиваемых реагентов, %Количество закачиваемых
реагентов, % п.о.Продолжительность техн. выдержки, чВытесняющий агентДавление прорыва, мПа·мКонечный коэффициент вытеснения нефти, %12345678Заявляемый способ1.Нефть-524Вода12,656,1 ПАА в нефти5,01     Нефть-5     БАВ: меласса4,01     винные дрожжи0,3      вода95,7     2.Нефть-448Водный12,159,3 МАК-ДЭА в керосине1,02 р-р   Нефть-4 НПАВ   БАВ: меласса6,00,5 неонол-   пекарские дрожжи0,5  АФ₉-6   вода93,5     3Нефть-54Вода12,960,1 Метас в бензине4,04     Нефть-5     БАВ: меласса9,01,0     пивные дрожжи0,7      вода90,3     4Нефть-248Водный12,260,1 ПАА в дизтопливе1,01 р-р   Нефть-2 НПАВ   БАВ: меласса12,00,1 неонол-   пекарские дрожжи1,0  АФ₉-12   вода87,0     5Нефть-424Вода12,559,7 МАК-ДЭА в нефти5,02     Нефть-4     БАВ: меласса15,01     пекарские дрожжи1,2      вода83,8     

№№ппСпособКонцентрация закачиваемых реагентов, %Количество закачиваемых
реагентов, % п.о.Продолжительность техн. выдержки, чВытесняющий агентДавление прорыва, мПа·мКонечный коэффициент вытеснения нефти, %12345678Заявляемый способ6Нефть-55Водный12,860,2 Метас в керосине104 р-р   Нефть-5 НПАВ-   БАВ: меласса18,01 неонол-   пекарские дрожжи1,5  АФ₉-6   вода90,5     7Нефть-224Вода12,560,1 ПАА в бензине5,01     Нефть-2     БАВ: меласса20,00,1     винные дрожжи1,7      вода78,3     Известный способ8БиоПАВ0,25-Вода9,542,8 ПАА0,05      Вода99,75     

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки обводненных нефтяных месторождений с использованием полимеров. В способе разработки обводненных нефтяных месторождений, включающем закачку в пласт полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества - БАВ через нагнетательную скважину, последующее нагнетание вытесняющего агента, закачку полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и БАВ осуществляют последовательно с дополнительной закачкой нефти до и после закачки полимера акрилового ряда в жидкости-носителе, в качестве жидкости-носителя используют углеводородную жидкость, в качестве БАВ - водный раствор смеси мелассы и дрожжей, перед закачкой вытесняющего агента проводят технологическую выдержку. Техническим результатом является повышение эффективности разработки обводненных месторождений за счет создания блокирующего экрана в средней обводнившейся части пласта. 1 табл.

Способ разработки обводненных нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества через нагнетательную скважину, последующее нагнетание вытесняющего агента, отличающийся тем, что закачку полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества осуществляют последовательно с дополнительной закачкой до и после закачки полимера акрилового ряда в жидкости-носителе нефти, причем в качестве жидкости-носителя используют углеводородную жидкость, а в качестве биологически активного вещества - водный раствор смеси мелассы и дрожжей, а перед закачкой вытесняющего агента проводят технологическую выдержку.