способ подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в высокотемпературных нефтяных пластах

Формула изобретения

1. СПОСОБ ПОДАВЛЕНИЯ РОСТА СУЛЬФАТВОССТАНАВЛИВАЮЩИХ БАКТЕРИЙ В ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ, включающий закачку воды в нагнетательную скважину и смену экологических условий в пласте, отличающийся тем, что смену экологических условий в пласте проводят путем чередования остановки закачки воды при снижении температуры призабойной зоны нагнетательной скважины до величины, не ингибирующей развитие сульфатвосстанавливающих бактерий, и последующего возобновления закачки воды после повышения температуры призабойной зоны скважины и ингибирования ценоза сульфатвосстанавливающих бактерий, при этом последующие остановки закачки проводят через период времени, меньший времени адаптации ценоза сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в пластах с начальной пластовой температурой выше 120^oС закачку воды прекращают при снижении температуры до величины, не ингибирующей развитие сульфатвосстанавливающих бактерий, и возобновляют через сутки после установления температуры 100^oС.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в пластах с начальной пластовой температурой 90-120^oС закачку воды прекращают при снижении температуры до величины, не ингибирующей развитие сульфатвосстанавливающих бактерий, и возобновляют при ее повышении до 80-90^oС, при снижении температуры до 50-60^oС вновь останавливают закачку, чередуя этот цикл трижды, после чего возобнавляют закачку воды в обычном режиме эксплуатации.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам борьбы с сульфатвосстанавливающими бактериями в высокотемпературных нефтяных пластах.

Известны способы борьбы с сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ) путем введения в пласт бактерицидов.

При этом в качестве бактерицидов используют такие составы, как смесь ПАВ, органического соединения и растворителя [1] или смесь феносмолина и отходов производства глицерина [2]

Недостатками известных способов подавления роста СВБ являются дефицитность и дороговизна применяемых бактерицидов, их низкая экологичность, а также потребность в специальном оборудовании.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ подавления роста СВБ в нефтяном пласте [3] Сущность его заключается в следующем: если нефтяной пласт разрабатывают путем закачки в нагнетательные скважины сульфатсодержащей воды, то в нем в начале закачки происходит адаптация микроорганизмов, в том числе СВБ, к условиям пласта. Согласно наблюдениям это время составляет 2-3 месяца. Смена экологических условий в этот период разрушает формирующийся ценоз микроорганизмов, В качестве фактора, меняющего экологию, используют закачку бессульфатных вод. При этом период закачки сульфатных вод не превышает периода адаптации СВБ в пластовых условиях, а период закачки бессульфатных вод не менее двух периодов закачки сульфатных вод.

Недостатком известного способа является то, что для его осуществления требуются большие материальные затраты подведение второй линии для закачки пресной (бессульфатной воды), доставка этой воды к скважине (особенно сложная в условиях морских месторождений).

Целью изобретения является упрощение и удешевление способа подавления роста СВБ в пласте.

Это достигается тем, что в способе подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в высокотемпературных нефтяных пластах, разрабатываемых путем закачки воды в нагнетательные скважины, предусматривающем смену экологических условий в пласте, при снижении температуры призабойной зоны нагнетательной скважины до величины оптимальной температуры развития сульфатвосстанавливающих бактерий закачку воды прекращают до восстановления в призабойной зоне нагнетательной скважины температуры прекращения жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, после чего возобновляют закачку воды, а следующую остановку производят через период времени, меньший времени адаптации биоценоза сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях; в пластах с начальной пластовой температурой выше 120^оС закачку воды прекращают до восстановления температуры призабойной зоны нагнетательной скважины до величины 100^оС и через сутки возобновляют подачу воды; в пластах с температурой 90-120^оС закачку воды прекращают до восстановления температуры призабойной зоны нагнетательной скважины до величины 80-90^оС, после чего закачивают воду до установления в призабойной зоне температуры 50-60^оС и повторяют этот цикл трижды, после чего возобновляет закачку воды, а следующую остановку производят через период времени, меньший времени адаптации биоценоза сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях.

Таким образом, предлагаемое решение соответствует критерию изобретения "Новизна".

Сущность способа. Как правило, в высокотемпературных нефтяных пластах (с температурой 100^оС и выше) не происходит развития СВБ. Однако в результате закачки с поверхности в пласт неподогретой воды происходит охлаждение пласта и в первую очередь призабойной зоны нагнетательной скважины до температуры, оптимальной для развития СВБ, попавших в пласт с закачиваемой водой. В результате их жизнедеятельности в пласте образуется сероводород, вызывающий коррозию нефтепромыслового оборудования.

Предлагаемый способ предусматривает временное прекращение закачки воды с целью восстановления в пласте температуры, неблагоприятной для развития СВБ. Таким образом, происходит чередование периодов закачки воды (когда пласт охлаждается) и прекращения закачки (когда пласт нагревается), причем продолжительность периода закачки воды не должна превышать времени адаптации биоценоза СВБ в пластовых условиях. В результате в пласте создаются неблагоприятные экологические условия для СВБ, при которых они не могут активно развиваться. При этом не требуется никаких дополнительных затрат: используется пластовая температура для "стерилизации" пласта.

В зависимости от начальной пластовой температуры возможны два варианта осуществления способа.

Первый этап. Начальная пластовая температура 120^оС и выше.

В этом случае технологически проще закачку воды прекращать на такой период, чтобы температура призайбойной зоны восстановилась до 100^оС, и выдержать пласт при этой температуре не менее одних суток, при этом уничтожаются СВБ. Затем следует возобновить закачку воды на период, меньший периода адаптации СВБ.

Второй способ. Начальная пластовая температура пласта 90-120^оС.

В этом случае пласт при прекращении закачки воды долго будет прогреваться до температуры 100^оС, а в некоторых случаях может и не прогреться до этой температуры.

Для таких пластов способ предусматривает прекращение закачки такой продолжительности, чтобы температура призабойной зоны восстановилась не менее чем до 80^оС, последующую краткосрочную закачку воды до охлаждения пласта до 50-60^оС с повторением этих циклов 2-3 раза и после третьего повышения температуры призабойной зоны до 80^оС закачку воды в течение периода, не превышающего периода адаптации СВБ.

Этот вариант осуществления способа позволяет при более низких температурах еще более надежно уничтожать СВБ: при температуре 50-60^оС происходит прорастание спор СВБ; затем для вегетативных клеток достаточна уже температура 80^оС, чтобы обезвредить их. По сравнению с первым этот вариант несколько более сложен технологически, зато его можно осуществлять в пластах с температурой ниже 120^оС (равно как в более высокотемпературных пластах), при этом надежность способа возрастает.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков, следовательно, заявляемый способ отвечает критерию изобретения "Существенные отличия".

П р и м е р 1. Участок нефтяного пласта характеризуется следующими параметрами:

толщина вскрытия (h) 5 м,

теплоемкость пласта (С_пл) 2,223 МДж/(м³.К),

теплопроводность ( ) 2,01 Вт/М^.К), начальная пластовая температура (Т_о) 125^оС, минерализация закачиваемой воды 30 г/л, пластовое давление 180 атм, темп закачки (Q_зак) 300м³/сут.

Период адаптации СВБ в этих условиях 5-6 мес.

Разработку пласта ведут путем закачки в нагнетательную скважину морской воды с температурой (Т_в) 20^оС. К моменту осуществления способа закачку воды осуществляли в течение 6 месяцев. Как показали проведенные замеры, температура призабойной зоны нагнетательной скважины (Тпз) снизилась до 40^оС. Микробиологический анализ излитой из нагнетательной скважины воды показал наличие в ней СВБ в количестве 10³ кл/мл.

После проведенных исследований приступают к осуществлению способа, причем в варианте 1 (п.2 формулы изобретения).

Прекращают закачку воды в нагнетательную скважину до восстановления в ее призабойной зоне температуры T 100^оС. Время остановки ( ) рассчитывают из решения уравнения (методом подбора):

erf+ exp- - 1 (1), где /C_пл

По истечении этого срока производят микробиологический анализ воды, извлеченной из призабойной зоны нагнетательной скважины. При получении отрицательного результата на СВБ возобновляют закачку воды на период 3-4 месяца. К концу этого периода производят замер температуры в призабойной зоне нагнетательной скважины (Тпз). При снижении Тпз до оптимальной для развития биоценоза СВБ 60^оС производят анализ воды на содержание в ней СВБ. При их отсутствии закачку продолжают еще 3-4 месяца, после чего вновь повторяют циклы "прекращение возобновление закачки воды".

П р и м е р 2. Все параметры нефтяного пласта, кроме начальной пластовой температуры, совпадают с вышеприведенными.

Начальная пластовая температура (Т_о)100^оС. Так же, как в первом варианте, в результате трехмесячной закачки морской воды (Т_в 20^оС) температура призабойной зоны нагнетательной скважины (Т_пз) снизилась до 40^оС, микробиологический анализ показал в воде присутствие СВБ в количестве 10³ кл/мл.

Прекращают закачку воды в нагнетательную скважину до восстановления температуры призабойной зоны до величины 80^оС. Ориентировочно время восстановления температуры определяют по формуле (1). Для конкретного пласта 15 сут. К концу этого периода замеряют Т_пз и при Т_пз 80^оC возобновляют закачку воды до снижения Т_пз до 50-60^оС. Ориентировочно для этого потребуется время , равное 5-10 сут. Более точные данные получают замером температуры.

Повторяют эти циклы трижды, но закачку воды в третьем цикле производят в течение 3-4 месяцев, т.е. в течение периода, меньшего периода адаптации СВБ.

Технико-экономические преимущества предлагаемого способа состоят в том, что его осуществление позволяет без каких-либо крупных дополнительных затрат, с проведением простейших исследований (замер температуры, микробиологический анализ воды) эффективно подавлять рост СВБ в высокотемпературных пластах. При этом способ полностью отвечает требованиям охраны окружающей среды, т.к. ис-ключает использование какого-либо химреагента.