способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что используют биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и дополнительно продукт биотехнологического синтеза, содержащий не менее 40% сырого протеина.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что биоПАВ КШАС-М и продукт биотехнологического синтеза закачиваются при массовом соотношении от 1 : 0,5 до 1 : 10.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно способам разработки нефтяного месторождения и добычи нефти за счет нефтеэмульгинующей и нефтеотмывающей способности биореагентов.

В настоящее время широко используется для увеличения нефтеотдачи композиционные системы на основе биоПАВ и различных добавок к ним. Например, N 1619779, 1989, в котором для разработки нефтяного месторождения и вытеснения нефти используют биологически активный субстрат производства белково-витаминных концентратов и полиакриламид. Однако, этот способ недостаточно эффективен, реагенты не обладают достаточной эмульгирующей активностью. Известен пат. N 2041345, в котором для вытеснения нефти используют биоПАВ и растворитель. Способ недостаточно эффективен из-за потери поверхностной межфазной активности при разбавлении биоПАВ в более 100 раз.

Наиболее близким аналогом является "Способ разработки нефтяного месторождения" с использованием полимеров полиакриламида и биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС (патент РФ N 2060373, E 21 B 43/22, 1992).

В известном способе реагент - полиакриламид недостаточно эффективен из-за подверженности деструктивным процессам агрессивными ионами минерализованной воды и прилагаемым напряжением сдвига при приготовлении и закачивании в пласт. Кроме того, товарная форма биоПАВ КШАС обладает в 1,5 - 2 раза меньшим значением так называемой критической концентрации мицеллярного разведения (СМД) и, как следствие, уменьшаются нефтеэмульгирующие и нефтеотмывающие свойства.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки путем перераспределения фильтрационных потоков и улучшение нефтеэмульгирующей и нефтеотмывающей способности биологических веществ.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, используют биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и дополнительно продукт биотехнологического синтеза, содержащий не менее 40% сырого протеина, возможно при их массовом соотношении от 1:0,5 до 1:10.

БиоПАВ КШАС-М выпускается на Башкирском биохимкомбинате по ТУ 9291-015-00479770-96. Это модифицированный биореагент с повышенным содержанием поверхностно-активных гликолипидов и экстрацеллюлярного полисахарида, что значительно увеличивает степень мицеллярного разведения (СМД), вязкость и эмульгирующую активность. Концентрационная характеристика (СМД) повышается от 100 (в прототипе) до 250.

В качестве продукта биотехнологического синтеза в способе использовали Биотрин по ТУ 9291-001-00479994-95. Биотрин представляет собой сухой продукт инактивированной биомассы. Не токсичен и не обладает кумулятивным действием.

Эффективность способа разработки нефтяного месторождения закачиванием водных растворов композиций биоПАВ КШАС-М и биотрина достигается за счет еще более высокой эмульгирующей активности по отношению к нефти, при этом композиция обладает повышенной вязкостью по сравнению с раствором биоПАВ и повышенной межфазной активностью по сравнению с раствором биотрина при одинаковой концентрации последних в растворе. Кроме того, при контакте с минерализованными водами пласта биотрин структурируется в гелеобразное состояние и реализуется механизм селективной закупорки при фильтрации в пористой среде. Нагнетание водных растворов композиции биотрина и биоПАВ, благодаря образованию в пласте стойких водонефтяных эмульсий, способствует как изменению параметра подвижности и выравниванию фронта дренирования, так и росту коэффициента вытеснения нефти в пласте.

Эффективное применение данного способа определяется следующими основными параметрами пласта и насыщенных флюидов:

пористость, % - не менее 20,

проницаемость, мкм² - 0,2...2,0,

пластовая температура, ^oC - 15-80,

пластовое давление - не лимитируется,

вязкость нефти, мПас - до 40,

минерализация воды, г/дм³ - до 200,

тип коллектора - терригенный полимиктовый,

приемистость скважин, м³/сут, - не менее 50.

Основными критериями эффективного применения данного способа являются: вытеснение нефти нагнетаемой в пласт минерализованной воды; обводненность добываемой продукции до 90% и выше.

Эффективность предлагаемого способа определялась экспериментально по изменению текучего и остаточного фактора сопротивления в процессе вытеснения остаточной нефти по известной методике. Результаты исследований приводятся в таблице.

Пример 1. Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта длиной 50 см, диаметром 2,8 см, представленным дезинтегрированным полимиктовым песчаником со средней проницаемостью 0,9 - 1,2 мкм².

В пористой среде создавалась связанная вода, модели насыщались подготовленной нефтью с вязкостью 5,3 мПас. При горизонтальном положении из моделей пласта вытесняли нефть минерализованной водой при объемном расходе 6 см³/час до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Затем в модель пласта подавали оторочку композиции, состоящей из смеси - биоПАВ КШАС-М и биотрина при соотношении компонентов 1:5, в количестве 0,5 поровых объемов. Композицию проталкивали минерализованной водой (0,05 п.о.) и останавливали фильтрацию на 12 часов для "реакции" в пористой среде (гелеобразования, эмульгирования и т.д.). Затем возобновляли фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости.

В ходе эксперимента определяли текущий и остаточный фактор сопротивления, который равен 43,8 и 37,4 соответственно.

По вытесненной дополнительной нефти определяли прирост коэффициента вытеснения и рассчитывали прирост нефтеотдачи - 17,8 (опыт 6, табл. 1).

Пример 2. Параллельно в таких же условиях определяли текущий фактор сопротивления, остаточный фильтр сопротивления и прирост нефтеотдачи по прототипу (опыт 9, табл. 1). Текущий фактор сопротивления равен 12,4, остаточный фактор сопротивления 10,7. Прирост коэффициента нефтеотдачи составляет 14,1%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях

Данный способ разработки нефтяного месторождения с применением комбинации биоПАВ и продуктов биотехнологического синтеза основан на разовом или периодическом закачивании малообъемных оторочек в нагнетательные скважины. Объемы закачивания композиции на одну обрабатываемую скважину зависят от конкретных физико-химических свойств продуктивного пласта, от стадии разработки месторождения нефти, степени обводненности добываемой продукции и составляет 8 - 60 м³ композиции.

Пример. Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательной скважины (100 м³ сут и более) и обводненностью добываемой продукции (93%). Проницаемость колеблется от 0,5 - 0,7 до 5 - 8 мкм². Пористость 0,22. Пластовая нефть имеет вязкость 4 - 5 мПас. Вода минерализованная 14 - 16 г/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта 1700 м. Мощность нефтяного пласта - 10 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами. Плотность сетки скважины 12 га/скв.

Для осуществления способа разработки через нагнетательную скважину закачивают 60 м³ биоПАВ и биотрина при соотношении 1:5. Композицию проталкивают 10 м³ минерализованной воды и скважину останавливают на "реакцию" в течение 24 часов. Затем переходят на обычный режим работы. Отбор жидкости производят через добывающую скважину. По результатам исследования скважины до и после обработки отмечено выравнивание профиля приемистости. Через два месяца после обработки скважины наблюдалось снижение обводненности продукции скважины от 93% до 70%, а удельный технологический эффект составил 40 - 50 т на 1 т реагентов.

Обработка нагнетательной скважины проводилась установкой ЦА-320М.

Как показали опытно-промысловые испытания, применение биореагентов наиболее эффективно на нефтяных пластах, находящихся на поздней стадии разработки, где необходимо выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока с последующей интенсификацией добычи нефти из недренируемых зон пласта.

Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны и биодеградабельны. Не требуется дополнительных затрат по обустройству промыслов. Водный раствор биоПАВ и биотрина закачивается в смесь.