способ получения реагента для повышения нефтеотдачи пласта и способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ получения реагента для повышения нефтеотдачи пласта, состоящий в активации отрубей помолом в мельнице до остатка на сите 05, составляющего для реагента ЦСМ-К 30-60 мас.% и для реагента ЦСМ-М 5-30 мас.%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют отруби пшеничные или ржаные.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что используют мельницу, состоящую из рифленых металлических валков и пневмотранспорта для автоматического перемещения измельченного материала по агрегатам мельницы и вибросита.

4. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий последовательную закачку в нагнетательную скважину воды с реагентом - отрубями и продавочной жидкости, отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве указанной воды с реагентом используют 0,1-1,5%-ную суспензию реагента ЦСМ-К или ЦСМ-М.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что указанную закачку ведут циклически, причем в конечном цикле используют продавочную жидкость в 1,5-3 раза большем объеме.

6. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что в продавочную жидкость дополнительно вводят диаммонийфосфат в количестве 0,1-0,2 мас.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу получения реагента для повышения нефтеотдачи пласта и к способу разработки нефтяного месторождения, и может быть использовано при разработке обводненной неоднородной залежи нефти, в том числе в условиях высоких температур.

Известен способ снижения проницаемости высокопроницаемых зон и трещин пласта закачкой состава на основе лузги гречки (см. патент РФ №2110668; МКИ Е21В 33/13, публ. 1998 г.). Но данный способ направлен лишь на изоляцию высокопроницаемых зон и трещин пласта.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт состава, содержащего углеводородокисляющие бактерии, органическое удобрение, диаммонийфосфат и воду (см. патент РФ №2078916, МКИ Е21В 43/22, публ. 1997 г.). Данный способ имеет невысокий прирост коэффициента нефтевытеснения.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку водных растворов диаммонийфосфата, целлюлозосодержащего материала, целлюлозосодержащих бактерий и мела через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины. Используемые реагенты закачивают вместе или раздельно (см. патент РФ №2158823, МКИ Е21В 43/22, публ. 2000 г.). Недостатком способа является низкая эффективность нефтевытеснения из обводненных неоднородных нефтяных пластов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательную скважину предварительно смешанных водного раствора целлюлозосодержащего материала с питательными веществами и биореагента. В качестве питательных веществ берут соли фосфора и/или азота, а в качестве биореагента - надосадочную жидкость, приготовленную путем смешения в воде целлюлозосодержащего материала и питательных веществ с последующим проведением выдержки и отбором надосадочной жидкости, причем после закачек водного раствора целлюлозосодержащего материала с питательными веществами и надосадочной жидкости проводят технологические выдержки. Недостатком известного способа является низкая эффективность нефтевытеснения из обводненных неоднородных нефтяных пластов (патент РФ №2256784, Е21В 43/22, 2005 г.).

В основу настоящего изобретения положена задача создания нового реагента для повышения нефтеотдачи пласта и способа разработки нефтяного месторождения, обеспечивающего перераспределение фильтрационных потоков с подключением в активную разработку слабодренируемых низкопроницаемых пропластков. Дополнительно происходит процесс вытеснения остаточной нефти из заводняемого пласта нефтевытесняющими агентами - продуктами жизнедеятельности микроорганизмов, образующимися непосредственно в поровом пространстве нефтяного пласта. Может быть применим в условиях высоких температур.

Поставленная задача решается способом получения реагента для повышения нефтеотдачи пласта, состоящим в активации отрубей помолом в мельнице до остатка на сите 05, составляющего для реагента ЦСМ-К 30-60 мас.% и для реагента ЦСМ-М 5-30 мас.%.

В варианте способа получения реагента:

- берут отруби пшеничные или ржаные;

- используют мельницу, состоящую из рифленых металлических валков и пневмотранспорта для автоматического перемещения измельченного материала по агрегатам мельницы и вибросита.

Поставленная задача решается также тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем последовательную закачку в нагнетательную скважину воды с реагентом - отрубями, продавочной жидкости и отбор нефти через добывающую скважину, в качестве воды с реагентом используют 0,1-1,5% суспензию реагента ЦСМ-К или ЦСМ-М.

В варианте способа:

- указанную закачку ведут циклически, причем в конечном цикле используют продавочную жидкость в 1,5-3 раза большем объеме;

- в продавочную жидкость дополнительно вводят диаммонийфосфат в количестве 0,1-0,2 мас.%.

Для осуществления способа в качестве целлюлозосодержащего материала используют:

- отруби пшеничные по ГОСТ 7169-66;

- отруби ржаные по ГОСТ 7170-66;

в качестве питательных веществ используют:

- диаммонийфосфат по ГОСТ 8515-75.

Механохимическую активацию стандартных отрубей проводят на специально приспособленных и настроенных для этих целей мельницах «Фермер-1» марки РТМФХ1 00000 по ТУ 5144-001-08632892-94. Мельница представляет собой агрегат, состоящий из двух пар рифленых металлических валков диаметром 250 мм и длиной 500 мм, пневмотранспорта для автоматического перемещения измельченного материала по агрегатам мельницы. Производительность мельницы составляет до 200 кг/ч. Габариты, мм: длина 2500, ширина 1550, высота 2900.

Перед измельчением отруби анализируют на гравиметрический состав. Исходя из размеров элементов исходного сырья (отрубей) устанавливают зазор между валками от 0,05 до 0,8 мм. Материал после измельчения между валками направляют на пневмотранспорт, где происходит перемешивание. Готовую продукцию с необходимыми размерами частиц собирают в приемник, формируют партии ЦСМ-К (целлюлозосодержащий материал крупнодисперсный) и ЦСМ-М (целлюлозосодержащий материал мелкодисперсный) и проводят анализ.

Реагент ЦСМ-К должен удовлетворять следующим характеристикам (таблица 1).

Таблица 1. Гранулометрический состав реагента ЦСМ-К
Размер ячейки сита, мм	Массовая доля остатка, %
0,5	30,0-60,0
0,25	20,0-40,0
менее 0,09	До 7,0

Реагент ЦСМ-М должен удовлетворять следующим характеристикам (таблица 2).

Таблица 2. Гранулометрический состав реагента ЦСМ-М
Размер ячейки сита, мм	Массовая доля остатка, %
0,5	5,0-30,0
0,25	40,0-80,0
Менее 0,09	До 5,0

Составы реагентов ЦСМ-М и ЦСМ-К, полученные по данному способу, приведены в таблице 3.

Таблица 3
№ примера	Реагент	Размеры частиц
		более 0,5 мм	0,5-0,25 мм	0,25-0,09 мм	<0,09 мм
1	ЦСМ-М	29	62	5	4
2	ЦСМ-М	5	74	20	1
3	ЦСМ-М	12	77	9	2
4	ЦСМ-М	18	56	22	4
5	ЦСМ-М	8	43	49	3
6	ЦСМ-К	31	38	25	6
7	ЦСМ-К	44	21	32	3
8	ЦСМ-К	52	37	4	7
9	ЦСМ-К	38	28	31	3
10	ЦСМ-К	60	33	2	5

В зависимости от геолого-физических характеристик месторождения (густота и протяженность трещин, размеры пор и др.) регулируют размеры частиц целлюлозосодержащего материала (реагент ЦСМ-К, ЦСМ-М). При наличии трещин и суперколлекторов используют реагент ЦСМ-К, при поровом типе коллектора - реагент ЦСМ-М. Определение характера проницаемости (поровый, трещинный тип) призабойной зоны пласта скважины производят на основе анализа разработки участка и проведенных гидродинамических и геофизических исследований.

Закачку раствора-суспензии ЦСМ с массовой долей 0,1-1,5% производят циклически (3-6 циклов). Объем одного цикла составляет 100 м ³. После каждого цикла осуществляют продавку 15 м ³ воды. После окончания закачки суспензии ЦСМ производят продавку водой в объеме 30 м³.

Диаммонийфосфат (ДАФ) в технологии используют в качестве дополнительного источника азотного и фосфорного питания как для собственной микрофлоры реагента ЦСМ, так и для микроорганизмов призабойной зоны пласта. В случае использования воды с удельным весом менее 1,06 г/см ³ добавляют ДАФ до массовой доли 0,1-0,2%.

Для осуществления технологии готовят суспензию целлюлозосодержащего материала с помощью установок ЦА-320Ц, АН-700, СИН-31, СИН-37, КУДР-1, КУДР-4, КУДР-8 и (или) эжекционного смесителя. Технология воздействия водного раствора целлюлозосодержащего материала проводят в циклическом режиме.

Способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом.

В обводненный терригенный пласт порового и порово-трещиноватого типа, характеризующийся послойной и зональной неоднородностью, с помощью насосного оборудования типа ЦА-320 закачивают водный раствор целлюлозосодержащего материала, объем и концентрация которого рассчитываются исходя из приемистости скважины.

При перерывах между циклами производят продавку в пласт находящегося в НКТ реагента продавочной жидкостью в объеме 15 м ³, после чего скважина закрывается. После окончания закачки производят продавку водой в объеме 30 м³ и скважину закрывают на структурное упрочнение состава в пласте в течение 24 часов.

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры осуществления способа.

1. Исследования проводят в лабораторных условиях на моделях нефтяного пласта, состоящих из двух гидродинамически не связанных разнопроницаемых пропластков. Каждый пропласток представлял собой стеклянную трубку диаметром 2 см и длиной 100 см, заполненную размолотой породой. Подготовленную модель под вакуумом насыщают водой с удельным весом 1,2 г/см³, определяют объем пор и проницаемость пропластка по воде. Для создания нефтенасыщенности воду из порового пространства вытесняют нефтью. Причем вытеснение проводят до полной стабилизации характеристик на выходе.

После создания нефтенасыщенности оба пропластка подключают к одной напорной емкости и проводят вытеснение нефти водой до полной обводненности высокопроницаемого пропластка. При этом определяют остаточную нефтенасыщенность модели пласта.

После создания остаточной нефтенасыщенности в поровое пространство исследуемой модели нефтяного пласта вводят реагент.

Для модели проницаемость низкопроницаемого пропластка равна 0,6 мкм² , а для высокопроницаемого - 1,4 мкм². Величина нефтенасыщенности низкопроницаемого пропластка 81%, высокопроницаемого - 74,6%. После вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность для низкопроницаемого пропластка равна 67,7% с коэффициентом нефтевытеснения по воде, равным 0,16, высокопроницаемого пропластка 31,5% с коэффициентом нефтевытеснения 0,58. Скорость фильтрации жидкости через низкопроницаемый пропласток при вытеснении нефти водой равна 0,0005 м/с, через высокопроницаемый - 0,0033 м/с.

Пример 1.

В модель пласта циклически закачивают 0,7 объема пор оторочки ЦСМ-М (состав №1, таблица 3) с массовой долей 0,5% и продавочную жидкость с добавлением ДАФ с массовой долей 0,2%.

Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 0,45 для низкопроницаемого пропластка и 0,16 для высокопроницаемого. Примеры 2-5 проводят аналогично примеру 1.

В качестве реагентов берутся: ЦСМ-М - состав №2, ЦСМ-М - состав №3, ЦСМ-М - состав №4, ЦСМ-М - состав №5 (таблица 3).

Результаты представлены в таблице 4.

Пример 6 (известный способ).

В модель пласта закачивают 0,3 объема пор оторочки ОМП (отходы мукомольного производства) с массовой долей 0,5% с добавлением ДАФ с массовой долей 0,2% и проводят технологическую выдержку в течение 25 дней. Далее закачивают 0,1 объема пор оторочки надосадочной жидкости с добавлением нитрата калия с массовой долей 0,1% и проводят технологическую выдержку 25 дней. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21 по низкопроницаемому пропластку и 0,11 по высокопроницаемому.

При использовании заявляемого способа прирост коэффициента нефтевытеснения из низкопроницаемого пропластка увеличивается на 0,15-0,24 по сравнению с прототипом, из высокопроницаемого пропластка - на 0,03-0,07.

Действие вводимого в поровое пространство реагента ЦСМ-М привело к увеличению скорости фильтрации через поры для всех пропластков, обусловленное уменьшением вязкости поровых флюидов.

Таблица 4
№ п/п	Компонент	Концентрация	Кол-во	Кол-во циклов	Единица измерения	Технол. выдержка, сут	Прирост нефтевытеснения
							НПП	ВПП
1	ЦСМ-М	0,5	0,22	3	г	1	0,45	0,16
	ДАФ	0,2	0,09		г
	Вода		43,89		мл
2	ЦСМ-М	0,3	0,11	5	г	1	0,40	0,13
	ДАФ	0,1	0,04		г
	Вода		37,62		мл
3	ЦСМ-М	0,4	0,20	4	г	1	0,42	0,15
	ДАФ	0,2	0,10		г
	Вода		50,16		мл
4	ЦСМ-М	0,5	0,16	6	г	1	0,36	0,12
	Вода		31,35		мл
5	ЦСМ-М	0,6	0,21	3	г	1	0,38	0,14
	Вода		34,49		мл
6	ОМП	0,5	0,09		г	25	0,19	0,03
	ДАФ	0,2	0,04		г
	Вода		18,81		мл
	Надосадочная жидкость		6,27		мл	25	0,21	0,09
	Нитрат калия	0,1	0,012		г

2. Вторая модель нефтяного пласта также состоит из двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых пропластков. Каждый пропласток представляет собой стеклянную трубку диаметром 2 см и длиной 100 см, заполненную размолотой породой. Подготовленную модель под вакуумом насыщают водой с удельным весом 1,11 г/см ³, определяют объем пор и проницаемость пропластка по воде. Для создания нефтенасыщенности воду из порового пространства вытесняют нефтью до полной стабилизации характеристик на выходе.

После создания остаточной нефтенасыщенности оба пропластка подключают к одной напорной емкости и проводят вытеснение нефти водой до полной обводненности высокопроницаемого пропластка. При этом определяют остаточную нефтенасыщенность модели пласта.

После создания остаточной нефтенасыщенности в поровое пространство исследуемой модели нефтяного пласта вводят реагент.

Для модели проницаемость низкопроницаемого пропластка равна 1,1 мкм ², а высокопроницаемого пропластка - 2,35 мкм ² при средней начальной нефтенасыщенности пласта 61,5%. При этом коэффициент нефтевытеснения низкопроницаемого пропластка составил 12%, для высокопроницаемого - 58,3%. В среднем прирост нефтевытеснения до воздействия составил 40,5%.

Пример 1.

В модель пласта циклически закачивают 0,7 объема пор оторочки ЦСМ-К (состав №6, таблица 3) с массовой долей 0,5% и продавочную жидкость без добавления ДАФ.

Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 0,42 для низкопроницаемого пропластка и 0,15 - для высокопроницаемого.

Примеры 2-5 проводят аналогично примеру 1.

В качестве реагентов берут: ЦСМ-К - состав №7, ЦСМ-К - состав №8, ЦСМ-К - состав №9, ЦСМ-К - состав №10 (таблица 3).

Результаты представлены в таблице 5.

Пример 6 (известный способ).

В модель пласта закачивают 0,9 объема пор оторочки ИОЛ (измельченная овсяная лузга) с массовой долей 0,3% с добавлением ДАФ с массовой долей 0,1% и добавлением щелока ч.м. с массовой долей 0,2% и проводят технологическую выдержку в течение 25 дней. Далее закачивают 0,7 объема пор оторочки надосадочной жидкости с добавлением ДАФ с массовой долей 0,2% и проводят технологическую выдержку в течение 25 дней.

Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 0,19 по низкопроницаемому пропластку и 0,08 по высокопроницаемому.

При использовании заявляемого способа прирост коэффициента нефтевытеснения из низкопроницаемого пропластка увеличивается на 0,13-0,23 по сравнению с прототипом, из высокопроницаемого пропластка - на 0,03-0,07.

Заявленная технология, учитывая малый объем реагента, является высокоэффективной.

Таблица 5
№ п/п	Компонент	Концентрация	Кол-во	Кол-во циклов	Единица измерения	Технол. выдержка, сут	Прирост нефтевытеснения
							НПП	ВПП
1	ЦСМ-К	0,5	0,23	4	г	1	0,42	0,15
	Вода		46,34		мл
2	ЦСМ-К	0,7	0,23	3	г	1	0,41	0,13
	Вода		33,10		мл
3	ЦСМ-К	0,6	0,24	6	г	1	0,39	0,11
	Вода		39,72		мл
4	ЦСМ-К	0,4	0,21	3	г	1	0,36	0,14
	ДАФ	0,2	0,06		г
	Вода		52,96		мл
5	ЦСМ-К	0,3	0,13	5	г	1	0,32	0,12
	ДАФ	0,2	0,07		г
	Вода		43,03		мл
6	ИОЛ	0,3	0,19		г	25	0,14	0,07
	ДАФ	0,2	0,12		г
	Щелок ч.м.	0,2	0,12		г
	Вода		59,58		мл
	Надосадочная жидкость		46,34		мл	25	0,19	0,08
	ДАФ	0,2	0,09		г

Для доказательства эффективности заявляемого способа приводим конкретные примеры обработки скважин.

Технологическую эффективность применения технологии с заявленным реагентом определяют с использованием «Методического руководства по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», утвержденном Минтопэнерго РФ от 15.02.1994 года.

Пример 1. Участок, состоящий из одной нагнетательной и четырех добывающих скважин. Для определения профиля приемистости проводят геофизические исследования Т, РГД. Интервалы перфорации 1745-1749, 1752-1757. Приемистость 400 м³ /сут при Р=80 атм. Интервал 1752-1757 м принимает 100%, интервал 1745-1749 не принимает. Таким образом, исследования показали, что интервал 1752-1757 является высокопроницаемым поглощающим интервалом.

В нагнетательную скважину закачивают реагент ЦСМ-К. В скважине ведут закачку сточной воды с минерализацией 1,08 г/см³, продавку осуществляют технической водой.

Дополнительная добыча нефти по четырем добывающим скважинам составила 3595 т за 20 месяцев.

Результаты работ по участку приведены в таблице 6.

Пример 2. Участок, состоящий из одной нагнетательной и трех добывающих скважин. Для определения профиля приемистости проводят геофизические исследования Т, РГД. Интервалы перфорации 1112-1114,6, 1115,8-1118,6. Приемистость 240 м³/сут при Р=80 атм. Интервал 1115,8-1118,6 м принимает 70%, интервал 1112-1114,6 принимает 30%. Исследования показали, что пласты низкопроницаемые и по фильтрационным характеристикам отличаются друг от друга незначительно.

В нагнетательную скважину закачивают реагент ЦСМ-М. В скважине ведут закачку пресных вод с минерализацией 1,0 г/см³, продавку водой осуществляют с добавлением ДАФ до массовой доли 0,1-0,2%.

Дополнительная добыча нефти составила 2623 т за 10 месяцев.

Результаты работ приведены в таблице 7.

Таблица 6
№ скв.			1	2	3	4	Накопленная доп. добыча нефти, т
Дебит до обработки, т/сут			15,7	3,9	2,5	1,6
Месяц после обработки	1	Дебит нефти, т/сут	21.8	5.2	4.8	2.0	366
		Доп. добыча нефти, т	281	47	31	7
	2	Дебит нефти, т/сут	20	3.9	3.6	2	543
		Доп. добыча нефти, т	124	29	17	7
	3	Дебит нефти, т/сут	21.5	4.4	2.5	1.8	845
		Доп. добыча нефти, т	248	36	12	6
	4	Дебит нефти, т/сут	221	8.9	3.6	2.2	1205
		Доп. добыча нефти, т	236	96	17	10
	5	Дебит нефти, т/сут	22.5	5.8	2.7	1.9	1415
		Доп. добыча нефти, т	131	62	10	7
	6	Дебит нефти, т/сут	23	6	2.7	1.9	1632
		Доп. добыча нефти, т	135	65	10	7
	7	Дебит нефти, т/сут	22.8	5.3	3.5	2.2	1830
		Доп. добыча нефти, т	130	43	15	10
	8	Дебит нефти, т/сут	22.9	5.8	2.2	1.8	2040
		Доп. добыча нефти, т	133	60	10	7
	9	Дебит нефти, т/сут	22.3	5.3	2	1.1	2212
		Доп. добыча нефти, т	117	43	8	4
	14	Дебит нефти, т/сут	21.6	4.6	2.2	2	2875
		Доп. добыча нефти, т	102	40	10	9
	19	Дебит нефти, т/сут	21.4	5.6	2.3	2.1	3347
		Доп. добыча нефти, т	149	52	11	10
	20	Дебит нефти, т/сут	21.1	5.4	2.2	2.2	3595
		Доп. добыча нефти, т	189	38	11	10

Таблица 7
№ скв.			1	2	3	Накопленная доп. добыча нефти, т
Дебит до обработки, т/сут			6.3	3.2	2.6
Месяц после обработки	1	Дебит нефти, т/сут	8.8	4.5	5.6	243
		Доп. добыча нефти, т	140	47	56
	2	Дебит нефти, т/сут	8.8	4.5	5.6	588
		Доп. добыча нефти, т	177	59	109
	3	Дебит нефти, т/сут	10.6	2.9	5.5	977
		Доп. добыча нефти, т	221	54	114
	4	Дебит нефти, т/сут	10.6	4.4	4.4	1329
		Доп. добыча нефти, т	197	73	82
	5	Дебит нефти, т/сут	10.6	4.2	3.3	1654
		Доп. добыча нефти, т	213	46	66
	6	Дебит нефти, т/сут	7.9	3.2	3.3	1869
		Доп. добыча нефти, т	141	15	59
	7	Дебит нефти, т/сут	7.9	3.2	3.3	2086
		Доп. добыча нефти, т	146	12	59
	8	Дебит нефти, т/сут	5.8	2.2	3.3	2269
		Доп. добыча нефти, т	95	34	54
	9	Дебит нефти, т/сут	5.8	2	3.3	2461
		Доп. добыча нефти, т	99	36	57
	10	Дебит нефти, т/сут	4.9	3.3	3.3	2623
		Доп. добыча нефти, т	75	36	51