способ разработки нефтяных месторождений

Формула изобретения

Способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачивание оторочки биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, отличающийся тем, что предварительно закачивают алюмосиликатную композицию на основе 11%-ного раствора соляной кислоты, а оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве растворителя используется изооктан, причем оторочка содержит, %:

пластовая вода	54-88
биоПАВ КШАС-М	1-2
изооктан	1-4
нефть	10-40

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.

Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий закачку водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (патент США № 4811791, 165-246, 1989 г.).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность используемого биоПАВ по отношению к углеводородам.

Известен состав для интенсификации добычи нефти, включающий углеводородный растворитель, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и содетергент (см. авт. свид. СССР 1471398, МКИ Е 21 В 43/22, 1992 г.).

Наличие в составе содетергента приводит к его удорожанию и использование только одного вида ПАВ не позволяет подобрать состав применительно к условиям пласта, что приводит к снижению эффективности состава.

Известен способ, в котором для вытеснения нефти используют биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС и растворитель (патент РФ 2041345, E21B 43/22, 1995 г.).

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

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М в смеси с углеводородным растворителем типа нефрас и бентонитовой глиной (патент РФ № 2154160, E21B 43/22, 1999 г.).

Способ недостаточно эффективен в процессе нефтевытеснения, т.к. образуется недостаточно устойчивая микроэмульсия с нефтяной фазой во времени и из-за потери поверхностной активности при разбавлении биоПАВ в более чем 100 раз.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и углеводородный растворитель, дополнительно содержит кубовый остаток производства синтетических жирных кислот КОПСЖК (патент РФ № 2239055, E21B 43/22, 2004 г.).

Способ недостаточно эффективен в процессе нефтевытеснения, т.к. состав имеет низкую эмульгирующую активность состава и дает небольшой охват пласта заводнением.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ повышения нефтеотдачи пластов включает последовательное закачивание биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя с добавкой, в качестве добавки вводят смесь раствора щелочного реагента и госсиполовой смолы, причем смесь раствора щелочного реагента и госсиполовой смолы в углеводородном растворителе подают в соотношении компонентов (патент РФ № 2347898, E21B 43/22, C09K 8/582, 2009 г.).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в процессе нефтевытеснения, т.к. осуществляется неполный охват пласта заводнением и образуется недостаточно устойчивая микроэмульсия.

Целью изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод различной минерализации.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях, неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки. Поставленная задача решается тем, что способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательное закачивание биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и углеводородного растворителя, при этом предварительно закачивают алюмосиликатную композицию, состоящую из соляной кислоты и отхода производства цеолитов, оторочка дополнительно содержит нефть и пластовую воду, а в качестве углеводородного растворителя используется изооктан, причем оторочка содержит, %:

пластовой воды	54-88
биоПАВ КШАС-М	1-2
изооктана	1-4
нефти	10-40

В качестве биоПАВ в состав вводят биореагент КШАС-М по ТУ 2458-005-15283860-2003, представляющий собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. Растворы КШАС-М представляют собой слабовязкую жидкость от светло-зеленого до темного цвета, обладающую способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) E₂₄ до 60-80% (Е ₂₄ - устойчивость эмульсии в течение 24 часов). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т.е. технологии с применением биоПАВ КШАС-М экологически безопасны.

Изооктан (2,2,4-триметилпентан) - предельный углеводород алифатического ряда. Представляет собой прозрачную бесцветную жидкость с запахом бензина t_пл -107,38°C, t _кип 99,24°C, плотность 0,69192 г/см³ (20°C).

Алюмосиликатная композиция представляет собой 7-% раствор алюмосиликата (отход производства цеолитов АО «Салаватнефтеоргсинтез»), приготовленный путем растворения навески реагента в соляной кислоте 11-% концентрации. Для приготовления алюмосиликатной композиции использовали 38%-ную техническую (ГОСТ3118-77) Уфимского (ОАО «Химпром») производства.

Способ осуществляют следующим образом: сначала для выравнивания профиля приемистости неоднородного пласта закачивают алюмосиликатную композицию. Она заполняет высокопроницаемую зону, создавая в ней дополнительное фильтрационное сопротивление, т.е. происходит выравнивание фильтрационных потоков и останавливают фильтрацию на 24 часа. Затем закачивают водную дисперсию оптимального состава, представляющую собой смесь водорастворимого биоПАВ, изооктана, нефти и пластовой воды месторождения.

Пример 1

Фильтрационные исследования водоизолирующей способности алюмосиликатной композиции были проведены на естественных образцах керна тульского и бобриковского горизонтов. Исследуемая композиция готовилась на основе растворов кислот 11-% концентрации, полученной разбавлением исходной кислоты пресной водой.

Экспериментальными исследованими была проведена оценка водоизолирующих свойств алюмосиликатных композиций для условий призабойной зоны скважины, т.е. с моделированием высокопроницаемого пропластка.

Фильтрационные характеристики образцов и результаты серии фильтрационных экспериментов приведены в таблице 1.

Таблица 1
Результаты фильтрационных экспериментов по оценке водоизолирующей способности алюмосиликатной композиции для условий промытой зоны пласта
№ п/п	№ образца	Горизонт	Пористость, %	Проницаемость по воде до воздействия, мД	Проницаемость по воде после воздействия, мД	Фактор остаточного сопротивления, д.ед
1	106	Бобриковский	21,8	92	3,5	26,3
2	5	Тульский	23,3	105	5,2	20,2

Пример 2

Комплекс экспериментальных исследований был проведен с целью установления оптимального состава алюмосиликатной композиции и оторочки.

Эксперименты проводились на физической модели неоднородного пласта, состоящей из двух гидродинамически несвязанных пропластков. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,5 м, диаметр - 2,4·10^-2 м. Пористая среда высокопроницаемого пропластка состоит из молотого кварцевого песка, среда низкопроницаемого пропластка состоит из кернового материала.

Методика эксперимента заключается в следующем: предварительно, для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели, пропластки насыщались моделью пластовой воды, которая содержит 90 г/л NaCl и 20 г/л CaCl₂ ( =1,066 г/см³ при температуре 20°C), с последующим вытеснением ее нефтью. Объем связанной воды и нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Исследования проводили в режиме постоянного перепада давления, равным 1 атм, при температуре 24°C. Первичное заводнение проводили до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик. При этом в высокопроницаемом пропластке обводненность продукции достигала 100%.

В модель пласта подавали алюмосиликатную композицию на основе соляной кислоты в количестве 0,1 п.о. и останавливали фильтрацию на 24 часа для осуществления процесса гелеобразования. Затем в модель закачивали 0,2 объема пор водонефтяную дисперсию различных соотношений, которую готовили заранее путем смешения исходных агентов до получения микроэмульсии. После чего вводили в модель пресную воду до тех пор, пока снова не получили 100% обводненость продукции. На основании полученных данных рассчитывали конечный коэффициент нефтеотдачи.

Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице 2. Таким образом, по результатам экспериментов рекомендован следующий состав в масс.%: 54-88% пластовой воды, 1-2% водорастворимого биоПАВ КШАС-М, 1-4% изооктана и 10-40% нефти.

Эффективность предлагаемой технологии достигается за счет того, что:

1. Использование алюмосиликатной композиции способствует снижению обводненности добываемой нефти и повышению нефтеотдачи неоднородных пластов.

2. При взаимодействии биоПАВ КШАС-М, углеводородного изооктана, воды и нефти за счет образующейся микроэмульсии, способствующей обеспечению низкого межфазного натяжения и смачивающей способности. Микроэмульсия обладает повышенной вязкостью. Изооктан способствует сохранению устойчивости получаемой микроэмульсии и усиливает растворение адсорбированных на породе высокосмолистых соединений.

Состав эффективен при высокой обводненности нефти, послойной неоднородности пластов, содержащих нефть повышенной вязкости.

Таблица 2
Результаты исследования процесса нефтевытеснения
№ опыта	Пропласток	Проницаемость, мкм	Последовательность закачивания реагентов	Объем оторочки, п.о.	Остаточный фактор сопротивления	Прирост нефтеотдачи, %
1 (прототип)	Высокопроницаемый пропласток	4,4	Едкий натрий + Госсиполовая смола + нефрас (0,1:1:2)	0,2	31,1	19,8
	Низкопроницаемый пропласток	0,41	водный раствор биоПАВ КШАС-М	0,1
2 (прототип)	Высокопроницаемый пропласток	4,5	Стекло жидкое натриевое + Госсиполовая смола + Миапром (0,1:1:3)	0,2	35,3	20,1'
	Низкопроницаемый пропласток	0,43	водный раствор биоПАВ КШАС-М	0,1
3	Высокопроницаемый пропласток	4,6	алюмосиликатная композиция	0,2	36,1	26,4
	Низкопроницаемый пропласток	0,42	биоПАВ КШАС-М + изооктан + нефть + вода (2:4:40:54)	0,1
4	Высокопроницаемый пропласток	4,6	алюмосиликатная композиция	0,2	36,1	25,5
	Низкопроницаемый	0,42	биоПАВ КШАС-М +	0,1
	пропласток		изооктан + нефть + вода (1:1:10:88)
5	Высокопроницаемый пропласток	4,6	алюмосиликатная композиция	0,2	36,1	25,8
	Низкопроницаемый пропласток	0,42	биоПАВ КШАС-М + изооктан + нефть + вода (1:1:28:70)	0,1