Способ разработки нефтяного месторождения

Способ разработки нефтяного месторождения

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью увеличения нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, в котором для вытеснения нефти используют смесь биологического поверхностного вещества биоПАВ КШАС-М и продукта биотехнологического синтеза, содержащего не менее 40% сырого протеина, и продавливают в пласт минерализованной водой (патент РФ №2143549, Е21В 43/22, 1997).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в процессе нефтевытеснения, т.к. обладая невысокой вязкостью, дает небольшой охват пласта заводнением.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку водного раствора полиакриламида с силикатом натрия и солевого раствора, содержащего водный раствор смеси хлористого кальция и технического лигносульфоната (Пат. РФ №2127802, Е21В 43/22, 1999).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие низкого остаточного фактора сопротивления.

Наиболее близким аналогом (прототипом) является «Способ разработки нефтяного месторождения» (Пат. РФ №2136869, 1999), включающий закачку биологического поверхностно-активного вещества - биоПАВ КШАС-М и жидкого стекла.

Недостатком этого способа является малая эффективность его действия из-за недостаточной прочности образующегося геля в водах с низкой минерализацией.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки в условиях пластовых вод с низкой минерализацией.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и жидкого стекла, биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и жидкое стекло закачиваются одновременно, реагенты продавливают в пласт оторочкой пресной воды, затем совместно закачивают раствор лигносульфоната и водный раствор солей многовалентных металлов, в случае пластовых вод хлоркальциевого типа с общим содержанием солей свыше 200 г/л водный раствор солей многовалентных металлов не закачивают.

БиоПАВ КШАС-М по ТУ 9296-015-00479770-2000 представляет собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. Растворы биоПАВ КШАС-М обладают способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) Е₂₄ до 60-80% (E₂₄ - 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 экологически безопасны.

Товарная форма жидкого стекла по ГОСТ 13078-81 с массовой долей двуокиси кремния 24,6-31,6% и плотностью 1,36-1,5 г/см³.

В качестве лигносульфоната могут быть использованы «Лигносульфонаты технические жидкие» (ЛСТ) марки А - отход целлюлозно-бумажной промышленности, выпускается в соответствии с ТУ-13-0281036-029-94. Также можно использовать «Лигносульфонаты технические порошкообразные» (ЛСТП) ТУ 2455-002-00281039-00.

В качестве водного раствора солей многовалентных металлов может быть использован алюмохлорид, представляющий собой жидкость светло-желтого цвета с зеленоватым оттенком с незначительным осадком. Алюмохлорид выпускается в соответствии с ТУ 2152-013-56856807-2002. Также можно использовать кальций хлористый технический ГОСТ 450-77 или магний хлористый технический (бишофит) ГОСТ 7759-73.

При закачке жидкое стекло обеспечивает химическое взаимодействие с молекулами рамнолипидов биоПАВ КШАС-М и ионами многовалентных металлов минерализованной воды или солей многовалентных металлов. Лигносульфонаты служат связующим материалом компонентов гелеобразующей системы. В результате этого взаимодействия образуется малорастворимый гель, который эффективно снижает водопроницаемость промытых зон и повышает охват пласта заводнением, в том числе и в условиях пластовых вод с низкой минерализацией.

Эффективность использования предлагаемого способа разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта определялась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи. Для этого была использована модель неоднородного пласта. При физическом моделировании модель состоит из двух гидродинамически несвязанных пропластков, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,6 м, диаметр 3,0·10^-2 м. Пористой средой служил молотый кварцевый песок.

Методика эксперимента заключалась в следующем. Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели - пропластки после предварительного вакуумирования насыщались пластовой водой с последующим вытеснением ее нефтью. Количество связанной воды, нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Эксперименты проводили в режиме постоянного расхода нагнетаемой жидкости (~20 см³/ч) при температуре 25°С.

Затем проводили первичное заводнение до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик, наступающей после достижения 100% обводненности продукции высокопроницаемого пропластка. Степень обводненности продукции, извлекаемой из модели пласта в целом, достигалась путем подбора соотношения проницаемости пропластков. После закачивания реагентов процесс заводнения возобновился. Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице.

Пример 1 (прототип).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.), затем подают оторочку, состоящую из биополимера и биоПАВ КШАС-М при соотношении компонентов 1:1 в количестве 0,4 п.о., и следом закачивают оторочку жидкого стекла в количестве 0,04 п.о. Закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.) и останавливают фильтрацию на 24 часа. Затем возобновляли фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Остаточный фактор сопротивления - 12,3. Прирост нефтеотдачи - 8,4%.

Пример 2 (предлагаемый способ).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.), затем одновременно биоПАВ КШАС-М (80%) и жидкое стекло (20%) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Далее закачивают одновременно лигносульфонат технический (ЛСТ) (50%) и алюмохлорид (50%) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пластовой водой, минерализация 40 г/л (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию "на выдержку" - 16-24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления - 40,2. Прирост нефтеотдачи 19%.

Пример 3 (предлагаемый способ).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.), затем одновременно биоПАВ КШАС-М (80%) и жидкое стекло (20%) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Далее закачивают одновременно лигносульфонат технический (ЛСТ) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пластовой водой, минерализация 380 г/л (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию "на выдержку" - 16-24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления - 38,9. Прирост нефтеотдачи 17,5%.

Пример 4 (предлагаемый способ).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.), затем одновременно биоПАВ КШАС-М (80%) и жидкое стекло (20%) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Далее закачивают оторочку, состоящую из 20%-ного водного раствора лигносульфоната технического порошкообразного (ЛСТП) (50% к объему оторочки) и 20%-ного водного раствора кальция хлористого технического (50% к объему оторочки) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пластовой водой, минерализация 40 г/л (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию "на выдержку" - 16-24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления - 39,4. Прирост нефтеотдачи 18,9%.

Таблица
Результаты фильтрационных опытов
№ опыта	Проницаемость, мкм2	Последовательность закачивания реагентов	Объем оторочки, п.о.	Остаточный фактор сопротивления	Прирост нефтеотдачи, %
1 (прототип)	НПП* - 0,27	Пресная вода	0,05
ВПП** - 4,2	Биополимер и БиоПАВ КШАС-М	0,3
	Жидкое стекло	0,1
	Пресная вода	0,05	12,3	8,4
2	НПП - 0,25	Пресная вода	0,05
ВПП - 4,1	БиоПАВ КШАС-М и жидкое стекло	0,2
	Пресная вода	0,05
	ЛСТ и алюмохлорид	0,2
	Пластовая вода (минерализация 40 г/л)	0,05	40,2	19
3	НПП - 0,25	Пресная вода	0,05
ВПП - 4,1	БиоПАВ КШАС-М и жидкое стекло	0,2
	Пресная вода	0,05
	ЛСТ	0,2
	Пластовая вода (минерализация 380 г/л)	0,05	38,9	17,5
4	НПП - 0,24	Пресная вода	0,05
ВПП - 4,3	БиоПАВ КШАС-М и жидкое стекло	0,2
	Пресная вода	0,05
	Раствор ЛСТП и кальций хлористый техн.	0,2
	Пластовая вода (минерализация 40 г/л)	0,05	39,4	18,9
* - низкопроницаемый пропласток;
** - высокопроницаемый пропласток.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и жидкого стекла, отличающийся тем, что биологическое поверхностно-активное вещество биоПАВ КШАС-М и жидкое стекло закачивают одновременно, продавливают в пласт оторочкой пресной воды, затем совместно закачивают раствор лигносульфоната и водный раствор солей многовалентных металлов, в случае пластовых вод хлоркальциевого типа с общим содержанием солей свыше 200 г/л, водный раствор солей многовалентных металлов не закачивают.