способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора целлюлозосодержащего материала с питательными веществами и биореагента, отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно в качестве питательных веществ берут щелок черный моносульфитный или мелассу свекловичную.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку указанной надосадочной жидкости проводят с питательными веществами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано при разработке обводненной неоднородной залежи нефти.

Известен способ снижения проницаемости высокопроницаемых зон и трещин пласта закачкой состава на основе лузги гречки (см. патент РФ №2110668, МКИ Е 21 В 33/13, публ. 1998 г.).

Однако 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 Е 21 В 43/22, публ. 1997 г.).

Данный способ имеет невысокий прирост коэффициента нефтевытеснения.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является 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 Е 21 В 43/22, публ. 2000 г.).

Недостатком известного способа является низкая эффективость нефтевытеснения из обводненных неоднородных нефтяных пластов пластов.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки нефтяного месторождения, обеспечивающего повышение охвата пласта воздействием, а также увеличение степени вытеснения остаточной нефти за счет создания непосредственно в пласте нефтевытесняющих агентов.

Поставленная задача решается путем создания способа разработки нефтяного месторождения, включающего последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину 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 питательньми веществами и надосадочной жидкости проводят технологические выдержки.

В вариантах выполнения способа дополнительно в качестве питательных веществ используют щелок черный моносульфитный или мелассу свекловичную, а надосадочную жидкость готовят путем смешения в воде целлюлозосодержащего материала и питательных веществ с последующим проведением выдержки и отбором надосадочной жидкости и закачку ее проводят с питательными веществами.

Для осуществления способа в качестве целлюлозосодержащего материала (ЦСМ) используют, например:

- отход мукомольного производства (ОМП) по ТУ 8-11-95-91 РФ;

- измельченную овсяную лузгу (ИОЛ) по ТУ 8-22-384;

- отруби пшеничные (ОП) по ГОСТ 7169-66

в качестве питательных веществ используют, например:

- диаммонийфосфат (ДАФ) по ГОСТ 8515-75;

- нитрат калия (КNO₃) по ГОСТ 4144-79;

- аммиачную селитру (NH₄NO₃) по ГОСТ 2-85;

- щелок черный моносульфитный (ЩЧМ) - отход целлюлозно-бумажной промышленности по ТУ 13-7308001-453-84;

- мелассу свекловичную - отход свеклосахарного производства по ГОСТ 18-395-82.

Для осуществления технологии предварительно готовят водный раствор ЦСМ с питательными веществами. Для этого в воду добавляют при перемешивании 0,1-0,5% маc. ЦСМ, 0,01-0,2% маc. ДАФ и/или 0,01-0,1% маc. соли азота. В приготовленный раствор для интенсификации бродильных процессов добавляют углеводное питание - щелок черный моносульфитный в количестве 0,02-0,3% маc., или мелассу свекловичную в количестве 0,05-0,3% маc. Закачанный раствор продавливают в глубь пласта водой и проводят технологическую выдержку не более одного месяца.

После закачки в пласт раствор движется по пласту вместе с закачиваемой водой и попадает в наиболее промытые зоны, частицы ЦСМ увеличиваются в размерах благодаря способности набухать. Как только размер частиц становится больше объема пор, частицы ЦСМ изменяют структуру порового пространства, вследствие чего увеличивается фильтрационное сопротивление высокопроницаемых промытых зон пласта. Далее закачивают надосадочную жидкость, предварительно приготовленную путем смешения в воде ЦСМ с питательными веществами. Для этого в воду добавляют при перемешивании 0,5-1,0% маc. ЦСМ, 0,01-0,2% маc. ДАФ и/или 0,01 0,1% маc. соли азота.

Для интенсификации бродильных процессов в приготовленный раствор добавляют углеводное питание - щелок черный моносульфитный в количестве 0,02-0,3% мас. или мелассу свекловичную в количестве 0,05-0,3% мас. После смешения компонентов раствор выдерживают в течение суток. Далее проводят отбор надосадочной жидкости путем слива или фильтрования и закачивают ее в пласт вместе с питательными веществами, проталкивают в глубь пласта водой. Закачку надосадочной жидкости проводят в 1-2 цикла, проводя выдержку между циклами в 15-30 дней. Вследствие того что высокопроницаемые зоны заблокированы ранее закачанным раствором, надосадочная жидкость попадает в менее проницаемые зоны пласта, способствуя вытеснению из них нефти. Проводят технологическую выдержку не менее 5 дней. Одновременно в результате жизнедеятельности микроорганизмов в пласте образуются нефтевытесняющие агенты - биоПАВ, кислоты, CO₂, N ₂ и другие метаболиты, которые способствуют отмыву нефти из порового пространства.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый результат, а именно создать экологически чистый способ разработки нефтяного месторождения, позволяющий за счет комплексного воздействия на неоднородные по проницаемости нефтяные пласты увеличить нефтеотдачу.

Анализ известных решений, отобранных в процессе, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

В обводненный неоднородный по проницаемости нефтяной пласт с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 закачивают заранее приготовленный водный раствор ЦСМ с питательными веществами в количестве 30-50 м³ на 1 м эффективной толщины пласта. Проталкивают водой в глубь пласта, воду берут в количестве 20 м³ . Проводят технологическую выдержку в течение не более 1 месяца.

Далее закачивают предварительно приготовленную надосадочную жидкость в количестве 20 м³ на 1 м эффективной толщины пласта, проталкивают в глубь пласта водой в количестве 20 м ³ и проводят технологическую выдержку в течение не менее 5 дней. Закачку надосадочной жидкости проводят в 1-2 цикла. Далее возобновляют закачку воды.

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

Исследования проводят в лабораторных условиях на моделях нефтяного пласта. Модель нефтяного пласта представляет собой стеклянную трубку длиной 100 см и диаметром 2 см, заполненную размолотой породой, составленной из отдельных фракций. Набор фракций породы определяют заданной величиной проницаемости. Подготовленные модели под вакуумом насыщают пластовой водой, затем воду из пористой среды вытесняют нефтью, причем вытеснение воды проводят до появления нефти в пробах на выходе из пористой среды. Измеряют начальный коэффициент вытеснения К_н1. Закачивают в модель используемые растворы в объеме, равном объему пор модели. Продолжают вытеснение нефти из порового пространства закачиваемой водой с минерализацией 130 г/л. Измеряют конечный коэффициент нефтевытеснения после каждого цикла закачки реагентов - К_н2, К_н3 и К_н4. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемый способ). В модель пласта закачивают раствор, содержащий 0,5 г отхода мукомольного производства (ОМП), 0,2 г диаммонийфосфата и 99,3 г воды в количестве 0,3 п.о. и проводят технологическую выдержку в течение 25 дней. Далее закачивают 99,9 г надосадочной жидкости с 0,1 г нитрата калия в количестве 0,1 п.о. и проводят технологическую выдержку в течение 25 дней. Коэффициент вытеснения нефти после закачки раствора по пласту составляет 0,43, а после закачки надосадочной жидкости - 0,50. Прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 0,23 (см. табл.1, пример 1).

Примеры 2-9 проводят аналогично примеру 1.

Пример 10 (известный способ). В модель пласта закачивают раствор, содержащий 0,15 г диаммонийфосфата и 99,85 г воды в количестве 0,1 п.о., далее закачивают раствор, содержащий 4,0 г измельченной гречишной лузги 0,15 г, целлюлозоразрушающих бактерий - Clostridium thermocellum, 0,1 г диаммонийфосфата, 0,1 г мела, 0,1 г пептона и 95,55 г воды. Прирост коэффициента вытеснения нефти по пласту составляет 0,15 (см. табл.1, пример 10).

Для доказательства эффективности заявляемого способа приводим конкретный пример обработки участка, состоящего из одной нагнетательной скважины и трех добывающих скважин. В нагнетательную скважину закачивают растворы, приведенные в примере 1 таблицы 1. После закачек растворов проводят технологические выдержки в течение одного месяца. По истечении двух месяцев на 01.09.01 г. после закачек растворов по одной добывающей скважине дебит нефти увеличился на 6,7 т/сут и составил 14 т/сут., обводненность снизилась на 3,9 % и составила 89,6%, дополнительная добыча нефти по нарастающей составила 264 т (см. табл.2, пример 1, графа 6). По истечении 17 месяцев дополнительная добыча нефти по трем добывающим скважинам составила 2564 т. Результаты работ по участку приведены в таблице 2.

Предлагаемое изобретение обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

- увеличивается дополнительная добыча нефти;

- является экологически чистым и не оказывает отрицательного воздействия на окружающую среду;

- утилизируются отходы производств.