способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что используют биоПАВ КШАС-М в смеси с углеводородным растворителем типа нефрас и бентонитовой глиной.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что биоПАВ КШАС-М, углеводородный растворитель и бентонитовую глину закачивают при массовом соотношении 1 : 1 : 0,1 - 0,2.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам регулирования разработки месторождений заводнением и изоляции водопритока в нефтяные скважины.

Известен способ, в котором для вытеснения нефти используют биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС и растворитель (пат. РФ 2041345, E 21 В 43/22, 1995).

Способ недостаточно эффективен из-за потери поверхностной межфазной активности при разбавлении биоПАВ более 100 раз.

Наиболее близким аналогом является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС и полимера полиакриламида через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину (п ат. РФ N 2060373, E 21 В 43/22, 1996).

Способ недостаточно эффективен для снижения проницаемости водопроводящих каналов пласта из-за подверженности полиакриламида деструктивным процессам.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов путем регулирования разработки месторождений заводнением и изоляции водопритока в нефтяные скважины.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, используют биоПАВ КШАС-М в смеси с углеводородным растворителем типа нефрас и бентонитовой глиной. Причем биоПАВ КШАС-М, углеводородный растворитель и бентонитовую глину закачивают при массовом соотношении 1:1:0,1-0,2.

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 вязкость и эмульгирующую активность.

В качестве углеводородного растворителя могут быть использованы жидкие углеводороды различных марок типа нефрасов.

Под термином "нефрасы" по последней классификации объединены углеводородные растворители более 20 марок. В зависимости от назначения для каждой марки разработаны ТУ, где кроме физических свойств регламентируется содержание некоторых компонентов, определяющих их применение. Нашими исследованиями установлено, что на процесс нефтеотдачи влияет один показатель - наличие ароматических углеводородов в нефрасах.

Бентонитовая глина по ГОСТ 39-202-86.

Эффективность способа достигается следующим образом.

При смешении товарных форм биоПАВ КШАС-М с углеводородным растворителем образуется устойчивая эмульсия углеводорода в водном растворе биоПАВ за счет поверхностно-активных свойств биоПАВ.

Для укрепления изолирующего экрана в эмульсионный состав биоПАВ и углеводородного растворителя вводится бентонитовая глина в количестве 5-10% от объема эмульсионного раствора с образованием устойчивой во времени дисперсионной системы, в которой глина равномерно распределяется по всему объему смеси за счет сорбционных процессов.

Равномерное распределение компонентов смеси позволяет сохранить устойчивость системы во времени закачивания ее в пласт.

При этом компоненты не реагируют до достижения заданной глубины пласта, а начинают реагировать с высаждением глины в ходе технологической выдержки. Достигается глубокая и прочная кольматация высокопроницаемых зон пласта. Вследствие этого вытесняющий агент - вода проникает в поры с наименьшими размерами и вытесняет оттуда нефть. Увеличиваются, таким образом, охват пласта заводнением и нефтеотдача.

Эффективность предлагаемого способа исследуют в лабораторных условиях в опытах по определению коэффициента нефтеотдачи. Исследования проводятся на моделях неоднородного по проницаемости пласта. Пласт моделирован параллельным соединением двух разнопроницаемых пропластков, подключенных к одному входу жидкости. В качестве пористой среды используют дезинтегрированный песчаник, помещенный в металлические колонки. Длина пористой среды составляла 0,8 м, диаметром 2,810^-2 м. Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности пористую среду насыщают пластовой водой после предварительного вакуумирования. Затем пластовую воду замещают нефтью. Следующая стадия - вытеснение нефти до полной обводненности продукции и стабилизации скорости фильтрации.

В таблице 1 приведены результаты лабораторных исследований по фильтрации через пористую среду закачиваемой пластовой воды до и после введения в пористую среду растворов композиций и последующей технологической выдержкой в течение 48 ч.

Пример 1 (прототип).

В модель пласта закачивают 0,3 п.о. водного раствора биоПАВ, углеводородный растворитель в соотношении 1:1. Затем опыт отключают и дают выдержку в течение 48 ч. Далее вытесняют нефть закачиваемой водой. Коэффициент нефтеотдачи составляет 40,7%. Остаточный фактор сопротивления 1,47 (см. табл. 1, опыт 3).

Пример 2 (предлагаемый способ).

В модель пласта закачивают 0,3 п.о. водного раствора биоПАВ, углеводородный растворитель и глину при соотношении 1:1:0,1. Выдержка 48 ч. Вытеснение нефти закачиваемой водой. Коэффициент нефтеотдачи составляет 49,61%, а остаточный фактор сопротивления 1,97 (см. табл. 1, опыт 2).

Пример 3.

В модель пласта закачивают 0,3 п.о. водного раствора биоПАВ, углеводородный растворитель и глину при соотношении 1:1:0,2. Выдержка 48 ч. Затем вытеснение идет закачиваемой водой. Коэффициент нефтеотдачи составляет 58,3%, а остаточный фактор сопротивления 2,25% (см. табл. 1, опыт 5).

При увеличении концентрации глинопорошка в эмульсии более 10% от объема эмульсионного состава резко ухудшаются фильтрационные характеристики и возникает "торцевой эффект".

На основании проведенных исследований установлено оптимальное соотношение компонентов композиции 1:1:(0,1-0.2).

Пример конкретного осуществления способа.

Предварительно выбирают участок на месторождении. Определяют текущее состояние скважин, степень выработанности пласта, профиль приемистости скважин. Закачку реагентов производят с помощью насосных агрегатов типа ЦА-320. Вытеснение нефти осуществляется закачиваемой пластовой водой. Через нагнетательную скважину после остановки закачки воды закачивают 16 м³ водных растворов товарных форм биоПАВ и углеводородного растворителя и глину в количестве 800 кг. Композиционный состав готовят предварительно или на устье скважины путем смешивания через обратный насос эмульсионного раствора биоПАВ и углеводородного растворителя и дисперсных частиц глины в сухом виде.

Объем закачиваемых реагентов для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости и толщины пласта.

После обработки нагнетательной скважины композицией, состоящей из биоПАВ, углеводородного растворителя и глины, скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 48 ч. Затем подключают скважину под закачку пластовой воды системы ППД.

Заявленный способ обладает рядом технико-экономических преимуществ:

1) увеличивается коэффициент нефтеотдачи;

2) обработку нагнетательных скважин производят на стандартном оборудовании по общепринятым технологиям;

3) возможность разрабатывать нефтяные месторождения в поздней стадии разработки.