способ разработки обводненных нефтяных месторождений

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

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;

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
№№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