способ вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта, разбуренного, как минимум, одной нагнетательной и одной добывающей скважинами, включающими активацию микрофлоры закачкой в аэробную зону нагнетательной скважины нефти и аэрированного водного раствора питательных веществ, отличающийся тем, что нефть, извлеченную из добывающей скважины, закачивают в нагнетательную скважину в объеме 20 - 30% порового объема аэробной зоны нагнетательной скважины, при содержании в аэробной зоне нагнетательной скважины углеводородокисляющих бактерий менее 10³ кл/мл или полном их отсутствии в аэробную зону вводят культуру углеводородокисляющих бактерий.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что к нефти, содержащей внутри фракции н-парафиновых углеводородов менее 25% углеводородов с числом атомов углерода 4 - 16, добавляют легкие фракции углеводородов.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве легких фракций углеводородов используют, например, дистиллат.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к биотехнологии и нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки обводненных нефтяных пластов, и может быть использовано для извлечения остаточной нефти.

Наиболее близким к предлагаемому является способ вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта с помощью микроорганизмов, который предусматривает чередование введения водовоздушной смеси и раствора питательных веществ. С учетом того, что находящаяся в призабойной зоне (ПЗ) нагнетательной скважины нефть в результате длительной прокачки через ПЗ воды и биодеградации увеличивает содержание тяжелых высокомолекулярных продуктов - смол и асфальтенов, малопригодных для потребления УОБ, в ПЗ предварительно закачивают "свежую" нефть, причем нефть берут из скважины, в излившейся пластовой воде которой содержание УОБ составляет не менее 10³кл/мл, а объем закачиваемой нефти устанавливают равным объему излившейся пластовой воды с указанным содержанием УОБ.

Поскольку целью прототипа является замена старой, "несъедобной" остаточной нефти призабойной зоны на свежую, то закачка свежей нефти в объеме, равном объему излитой воды, в которой содержание УОБ составляет не менее 10³кл/мл, является неоправданной, приводящей к излишним затратам нефти.

Кроме того, в призабойной зоне нагнетательной скважины, где предполагается провести активацию УОБ, их концентрация может быть недостаточной (меньше 10³кл/мл), либо они отсутствуют. В этом случае известный способ покажет низкую эффективность или вовсе не может быть применен.

Замена старой остаточной нефти на свежую сама по себе еще не является гарантией успешности способа. Известно, что н-парафиновые углеводороды и число атомов углерода 4 - 16 наиболее легко поддаются бактериям. Внесением порции свежей нефти удается увеличить содержание этих углеводородов в призабойной зоне нагнетательной скважины. Однако нефти разных месторождений существенно различаются по составу. В некоторых нефтях содержание н-парафиновых углеводородов с числом атомов углерода 4 - 16 низкое, поэтому даже замена остаточной нефти на такую же, но свежую, не активизирует деятельность УОБ.

Все вышеуказанное существенно снижает эффективность известного способа.

Целью изобретения является повышение эффективности способа разработки обводненного пласта с помощью микроорганизмов при снижении объемов используемой нефти.

Поставленная цель достигается предлагаемым способом, включающим активацию микрофлоры закачкой нефти и аэрированного водного раствора питательных веществ.

Новым в способе является то, что нефть, извлеченную из добывающей скважины, закачивают в нагнетательную скважину в объеме 20 - 30% порового объема аэробной зоны, при содержании в аэробной зоне нагнетательной скважины УОБ менее 10³ кл/мл или при полном их отсутствии в аэробную зону вводят культуру УОБ.

Другими отличиями предлагаемого способа являются следующие: к нефти, содержащей н-парафиновых углеводородов с числом атомов углерода 4 - 16 менее 25%, добавляют легкие фракции углеводородов, причем в качестве легких углеводородов используют, например, дистиллат.

Закачка нефти в объеме 20 - 30% порового объема аэробной зоны нагнетательной скважины определяется объемом в ней остаточной нефти после длительной промывки. Этого объема вполне достаточно, чтобы заменить старую остаточную нефть на свежую. При этом важно, что за единицу отсчета берут объем аэробной зоны, т.к. именно в аэробной зоне могут существовать УОБ.

Не всегда в аэробной зоне нагнетательной скважины обнаруживаются УОБ. Но это не может служить препятствием для осуществления предлагаемого способа, поскольку в этом случае предлагается в аэробную зону вносить культуру УОБ в такой концентрации, чтобы в 1 мл призабойной жидкости их было не менее 10³ кл/мл.

Поскольку замена остаточной нефти на свежую еще не гарантирует создания оптимальных условий для УОБ, предлагается обогащать ее в случае необходимости легкими парафиновыми углеводородами, наиболее охотно потребляемыми УОБ.

За нижнюю границу содержания легких углеводородов в нефти (с числом атомов углерода 4 - 16) взято среднее содержание в девонских нефтях Ромашкинского месторождения - 25%. При этом в качестве источника легких углеводородов можно использовать, например, дистиллат с установок подготовки нефти, содержащей преимущественно н-парафиновые углеводороды с числом атомов углерода 9.

В промысловых "условиях способ осуществляю" следующим образом

Разработку нефтяного пласта, разбуренного как минимум одной нагнетательной и одной добывающей скважиной, ведут путем длительного вытеснения нефти закачкой воды через нагнетательную скважину.

Путем самоизлива из нагнетательной скважины отбирают порции воды, например по 5 м³, и определяют в них содержание кислорода и УОБ. Таким образом определяют объем аэробной зоны призабойной части нагнетательной скважины, а также наличие (или отсутствие) в ней УОБ.

Определяют содержание н-парафиновых углеводородов с числом атомов C 4 - 16 в нефти, извлекаемой из добывающей скважины, по справочнику или аналитическим способом.

Далее на основании проведенных исследований принимают соответствующие решения:

1. Если в аэробной зоне отсутствуют УОБ или находятся в концентрации, меньшей 10³ кл/мл, то используют культуру УОБ, например биопрепарат "Деворойл", для закачки ее в аэробную зону нагнетательной скважины с тем расчетом, чтобы создать там концентрацию УОБ не менее 10³ кл/мл.

2. Если содержание н-парафиновых углеводородов в добываемой нефти составляет менее 25%, то используют легкие фракции нефти, например дистиллат, для добавления в нефть.

Если нефть из добывающей скважины идет сильно эмульгированная, например в результате закачки в пласт поверхностно-активных веществ, то можно взять нефть с установки подготовки нефти.

Далее в зависимости от полученных результатов способ осуществляют по нескольким вариантам.

Если в аэробной зоне нагнетательной скважины обнаружены УОБ в количестве не менее 10³ кл/мл, а нефть, извлеченная из добывающей скважины, содержит не менее 25% н-парафиновых углеводородов, то тогда закачивают ее (нефть) в аэробную зону нагнетательной скважины в количестве 20 - 30% ее объема.

Если же содержание УОБ ниже 10³ кл/мл, то в аэробную зону призабойной части нагнетательной скважины закачивают культуру УОБ в таком количестве, чтобы их содержание в аэробной зоне составило не менее 10³ кл/мл, после чего закачивают нефть.

Если предварительные испытания показали содержание н-парафиновых углеводородов в нефти менее 25%, то добавляют к нефти легкие углеводороды.

После этого для всех вариантов производят закачку в нагнетательную скважину аэрированного раствора солей, содержащих азот и фосфор. Время закачки аэрированного раствора устанавливают в зависимости от изменения приемистости нагнетательной скважины и количественной характеристики микрофлоры воды, извлеченной после обработки.

Пример. Путем самоизлива отбирают из нагнетательной скважины по 5 м³ воды и определяют в ней содержание кислорода и УОБ. Найдено, что объем аэробной зоны составляет 10 м³, содержание УОБ в ней равно 10² кл/мл. В качестве культуры УОБ используют биопрепарат "Деворойл", содержащий комплекс углеводородокисляющих микроорганизмов и дрожжей и полученный из естественной пластовой микрофлоры нагнетательных скважин.

Анализ нефти, извлекаемой из добывающей скважины, эксплуатирующей бобриковский горизонт, показал содержание н-парафиновых углеводородов 21%. Для обогащения нефти легкими углеводородами использовали дистиллат с Шугуровского нефтебитумного завода следующего состава, мас.%: C₄ 0,01; C₅ 0,02; C₆ 0,18; C₇ 0,35; C₈ 0,31; C₉ + высш. 99,13.

Объем закачиваемой нефти составляет 20 - 30% объема аэробной зоны, т.е. 2 - 3 м³. К 1 м³ нефти нужно добавить 40 л дистиллата, т.е. 80 - 120 л на весь объем. Обогащенную н-парафиновыми углеводородами нефть закачивают в аэробную зону нагнетательной скважины, после чего производят закачку аэрированного раствора диаммонийфосфата.

За счет предварительного внесения культуры УОБ в аэробную зону нагнетательной скважины и обогащения нефти легкими углеводородами увеличиваются объемы реализации способа и его эффективность.