Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки. В способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку через нагнетательную скважину смеси полиакриламида и водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ, смесь содержит в качестве указанного раствора биоПАВ КШАС-М и дополнительно гидроксид натрия при соотношении биоПАВ:полиакриламид:гидроксид натрия 2,5:1:5, указанную смесь продавливают в пласт пресной водой, осуществляют выдержку 24 часа. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.

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

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

Наиболее близким аналогом является «Способ разработки нефтяного месторождения» с использованием водного раствора полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М (патент РФ №2060373, Е21В 43/22, 1992).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в процессе нефтевытеснения, т.к., обладая невысоким остаточным фактором сопротивления, дает небольшой охват пласта заводнением в условиях, неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях, неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.

В способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку через нагнетательную скважину смеси полиакриламида и водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ, смесь содержит в качестве указанного раствора биоПАВ КШАС-М и дополнительно гидроксид натрия при соотношении биоПАВ: полиакриламид: гидроксид натрия 2,5:1:5, указанную смесь продавливают в пласт пресной водой, осуществляют выдержку 24 часа.

БиоПАВ КШАС-М по ТУ 2458-005-15283860-2003 представляет собой водный раствор биоПАВ гликолипидной природы (концентрация - 1%), продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. БиоПАВ КШАС-М обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла, Е₂₄ до 60-80% (Е₂₄ - устойчивость эмульсии в течение 24 часов). Основным преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т.е. технологии с применением биоПАВ экологически безопасны.

Полиакриламид японского производства по MSDS №3508901 от 21.05.96 либо любых других марок.

Гидроксид натрия (каустическая сода (едкий натр), выпускаемая по ГОСТ 2263-79), использован в качестве щелочного реагента.

При закачке щелочной реагент с ионами многовалентных металлов минерализованной воды образует нерастворимые осадки, полиакриламид выполняет роль флокулянта, в результате чего частицы дисперсной фазы образуют рыхлые хлопьевидные агрегаты, которые стабилизируются поверхностно-активными гликолипидами биоПАВ КШАС-М. В результате этого взаимодействия образуется малорастворимая, эластичная полимер-дисперсная система, которая эффективно снижает водопроницаемость промытых зон и повышает охват пласта заводнением. Оторочкой пресной воды, закачиваемой после (а также, возможно, и до) смеси реагентов, регулируют глубину воздействия способа на пласт.

Для исследования механизма поведения композиционной системы водного раствора биоПАВ КШАС-М, полиакриламида и гидроксида натрия в пористой среде 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/час) 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 смеси процесс заводнения возобновился. Эффективность закачки определялась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением. Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице.

Пример 1 (прототип).

В модель пласта подают оторочку, состоящую из водного раствора биоПАВ КШАС-М и полиакриламида при соотношении компонентов 2,5:1, в количестве 0,4 п.о. Закачивают оторочку минерализованной воды (0,2 п.о.) и останавливают на фильтрацию на 24 часа. Затем возобновляли фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Остаточный фактор сопротивления - 9,5. Прирост нефтеотдачи - 13,5%.

Пример 2 (предлагаемый способ).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.). В модель пласта закачивают смесь - водный раствор биоПАВ КШАС-М, полиакриламида и гидроксида натрия при соотношение компонентов 2,5:1:5 - 0,3 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию «на выдержку» - 24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления 28,1. Прирост нефтеотдачи 17,4%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательных скважин (более 100 м³/сут). Обводненность добываемой продукции - 90%. Средняя проницаемость - 0,13 мкм². Пористость 0,2-0,24. Пластовая нефть имеет вязкость - 1,6 мПа·с. Пластовая вода хлоридно-кальциевого типа с небольшой минерализацией (16,4 кг/м³). Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Плотность сетки скважины - 25 га/скв.

Для осуществления способа прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину. Закачивают оторочку пресной воды в количестве 8 м³. Затем закачивают смесь биоПАВ КШАС-М с полиакриламидом и гидроксидом натрия (каустической содой) при соотношении компонентов 2,5:1:5 в количестве 15 м³. Реагенты проталкивают 15 м³ пресной воды. Скважину останавливают на 1 сутки (24 часа) «на реакцию». После проведения обработки проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.

Рабочие объемы закачиваемых реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта.

Обработка нагнетательной скважины проводится установкой ЦА-320 М.

Через три месяца после обработки скважины наблюдалось снижение обводненности продукции скважины от 91 до 81%, а удельный технологический эффект составил 70-85 т на 1 т реагентов.

Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, 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.

Таблица
Результаты фильтрационных опытов
№ опыта	Закачиваемые реагенты	Объем оторочки, п.о.	Остаточный фактор сопротивления	Прирост нефтеотдачи, %
1 (прототип)	Водный раствор биоПАВ и полиакриламида (соотношение биоПАВ: полиакриламид 2,5:1)	0,4	9,5	13,5
2	Водный раствор биоПАВ полиакриламида и гидроксида натрия (соотношение биоПАВ:полиакриламид:гидроксид натрия 2,5:1:5)	0,3	28,1	17,4

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательную скважину смеси полиакриламида и водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ, отличающийся тем, что смесь содержит в качестве указанного раствора биоПАВ КШАС-М и дополнительно - гидроксид натрия при соотношении биоПАВ: полиакриламид: гидроксид натрия 2,5:1:5, указанную смесь продавливают в пласт пресной водой, осуществляют выдержку 24 ч.