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.

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 мПас. 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) R_сопр = 8,9; R_{ост.сопр.} = 7,4; = 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.

Формула изобретения

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.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2