Способ разработки обводненных нефтяных месторождений
Владельцы патента RU 2261989:
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) (RU)
Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") (RU)
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.
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 | - 100 |
| диаметр, см | - 9,3 |
| проницаемость, мкм2 | - 0,73-2,3 |
Характеристика используемой нефти
| плотность, кг/м3 | - 700 |
| вязкость, мПа·с | - 3,9 |
Коэффициент вытеснения нефти определяли по формуле:
где К1 - коэффициент вытеснения нефти;
АНHB - объем вытесненной нефти, см3;
АHC - 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 | |||||||
| №№пп | Способ | Концентрация закачиваемых реагентов, % | Количество закачиваемых реагентов, % п.о. | Продолжительность техн. выдержки, ч | Вытесняющий агент | Давление прорыва, мПа·м | Конечный коэффициент вытеснения нефти, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Заявляемый способ | |||||||
| 1. | Нефть | - | 5 | 24 | Вода | 12,6 | 56,1 |
| ПАА в нефти | 5,0 | 1 | |||||
| Нефть | - | 5 | |||||
| БАВ: меласса | 4,0 | 1 | |||||
| винные дрожжи | 0,3 | ||||||
| вода | 95,7 | ||||||
| 2. | Нефть | - | 4 | 48 | Водный | 12,1 | 59,3 |
| МАК-ДЭА в керосине | 1,0 | 2 | р-р | ||||
| Нефть | - | 4 | НПАВ | ||||
| БАВ: меласса | 6,0 | 0,5 | неонол- | ||||
| пекарские дрожжи | 0,5 | АФ9-6 | |||||
| вода | 93,5 | ||||||
| 3 | Нефть | - | 5 | 4 | Вода | 12,9 | 60,1 |
| Метас в бензине | 4,0 | 4 | |||||
| Нефть | - | 5 | |||||
| БАВ: меласса | 9,0 | 1,0 | |||||
| пивные дрожжи | 0,7 | ||||||
| вода | 90,3 | ||||||
| 4 | Нефть | - | 2 | 48 | Водный | 12,2 | 60,1 |
| ПАА в дизтопливе | 1,0 | 1 | р-р | ||||
| Нефть | - | 2 | НПАВ | ||||
| БАВ: меласса | 12,0 | 0,1 | неонол- | ||||
| пекарские дрожжи | 1,0 | АФ9-12 | |||||
| вода | 87,0 | ||||||
| 5 | Нефть | - | 4 | 24 | Вода | 12,5 | 59,7 |
| МАК-ДЭА в нефти | 5,0 | 2 | |||||
| Нефть | - | 4 | |||||
| БАВ: меласса | 15,0 | 1 | |||||
| пекарские дрожжи | 1,2 | ||||||
| вода | 83,8 |
| №№пп | Способ | Концентрация закачиваемых реагентов, % | Количество закачиваемых реагентов, % п.о. | Продолжительность техн. выдержки, ч | Вытесняющий агент | Давление прорыва, мПа·м | Конечный коэффициент вытеснения нефти, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Заявляемый способ | |||||||
| 6 | Нефть | - | 5 | 5 | Водный | 12,8 | 60,2 |
| Метас в керосине | 10 | 4 | р-р | ||||
| Нефть | - | 5 | НПАВ- | ||||
| БАВ: меласса | 18,0 | 1 | неонол- | ||||
| пекарские дрожжи | 1,5 | АФ9-6 | |||||
| вода | 90,5 | ||||||
| 7 | Нефть | - | 2 | 24 | Вода | 12,5 | 60,1 |
| ПАА в бензине | 5,0 | 1 | |||||
| Нефть | - | 2 | |||||
| БАВ: меласса | 20,0 | 0,1 | |||||
| винные дрожжи | 1,7 | ||||||
| вода | 78,3 | ||||||
| Известный способ | |||||||
| 8 | БиоПАВ | 0,2 | 5 | - | Вода | 9,5 | 42,8 |
| ПАА | 0,05 | ||||||
| Вода | 99,75 |
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.
