RU2060373C1

RU2060373C1 - Способ разработки нефтяного месторождения

Info

Publication number: RU2060373C1
Authority: RU
Inventors: Ю.М. Симаев; Н.Т. Савельев; Р.Х. Алмаев; Л.З. Юлмухаметова; Л.В. Базекина; Е.Н. Сафонов; И.Г. Плотников; О.С. Кашапов
Original assignee: Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача"; НГДУ "Южарланнефть"
Priority date: 1992-09-14
Filing date: 1992-09-14
Publication date: 1996-05-20

Abstract

Использование: для разработки нефтяных месторождений с использованием полимеров. Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет улучшения реологических свойств полимера в минерализованной воде и образования микроэмульсии на границе нефть - раствор. Эффективность способа достигается тем, что водный раствор полиакриламида (ПАА) закачивают в смеси биологического поверхностно - активного вещества (биоПАВ КШАС) в соотношении 1 : 25 - 1 : 4. Смеси ПАА и биоПАВ КШАС не взаимодействуют с пластовыми минерализованными водами и представляют собой однородные водные растворы, обладающие высокой стабильностью и хорошими реологическими свойствами при течении в пористой среде. Применение добавок биоПАВ КШАС оказывает стабилизирующее воздействие на растворы ПАА против окислительной деструкции. Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны. Способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся как на ранней, так и на поздней стадии разработки. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений с использованием полимеров.

Полимеры, в частности полиакриламид (ПАА), имеют широкое применение в процессах добычи нефти для повышения нефтеотдачи пластов. Основным фактором, определяющим повышение нефтеотдачи пластов при заводнении полимерными растворами, является увеличение охвата пласта за счет проявления реологических свойств растворов (фактора сопротивления и остаточного сопротивления) при их течении через пористую среду. Использование пластовых минерализованных вод, содержащих агрессивные ионы ди- и поливалентных металлов, сероводород, приводит к ухудшению реологических свойств растворов ПАА.

Известен ряд способов разработки нефтяных пластов, в которых для улучшения реологических свойств растворов ПАА в минерализованных водах использованы различные неорганические и органические классы соединений.

Недостаток известных способов недостаточная их эффективность вследствие образования различных труднорастворимых структур, обладающих низкой фильтруемостью в пласте и разрушающихся из-за высоких сдвиговых напряжений в призабойной зоне пласта.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и решаемой задаче является способ разработки нефтяного пласта заводнением с применением ПАА и НПАВ.

Известный способ недостаточно эффективен из-за незначительного повышения реологических свойств растворов ПАА и из-за повышенной деструкции ПАА и НПАВ при течении через пористую среду.

Цель изобретения повышение эффективности способа за счет улучшения реологических свойств полимера в минерализованной воде и образования микроэмульсии на границе нефть-раствор.

Положительный эффект достигается тем, что водный раствор ПАА закачивается через нагнетательную скважину в смеси с биологически-активным веществом КШАС при массовом соотношении в водном растворе от 1:2,5 до 1:4.

БиоПАВ КШАС по ТУ 39-579488-008-92 представляет собой продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas aeruginosa S-7. Он обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) Е₂₄ до 60-80% Применим в качестве заменителя химических ПАВ для повышения нефтеотдачи.

Эффективность способа разработки достигается за счет того, что образующиеся при взаимодействии ПАА и биоПАВ КШАС в результате межмолекулярных связей пространственные структуры проявляют высокие реологические свойства при течении через пористую среду. Образующаяся микроэмульсия на границе с нефтью способствует обеспечению низкого межфазного натяжения, смачивающей способности и повышения вязкости нефти. Способ более эффективен при высокой обводненности нефти (80% и более), послойной неоднородности пластов, содержащих нефть повышенной вязкости.

Эффективность предлагаемого способа определялась экспериментально по изменению фактора и остаточного фактора сопротивления в процессе вытеснения остаточной нефти по известной методике. Результаты исследований приводятся в таблице.

П р и м е р 1. Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта длиной 30 см, диаметром 3 см, представленных образцами кернов естественных песчаных пород со средней проницаемостью 0,4-0,7 мкм². В образцах песчаника создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью с вязкостью 22 мПа·с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть пластовой минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) при ее объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта. Затем в модель пласта закачивают смесь (ПАА+биоПАВ) при концентрации 0,1-0,3 мас. до стабилизации давления, фактор сопротивления составляет 9,1. После этого в модель пласта закачивают снова воду до стабилизации перепада давления и предельной обводненности выходящих проб, определяют остаточный фактор сопротивления, который составляет 9,0. По вытесненной нефти определяют прирост коэффициента вытеснения и рассчитывают прирост нефтеотдачи: 12,8% (опыт 3).

П р и м е р 2. Параллельно в таких же условиях определяют фактор сопротивления, остаточной фактор сопротивления и прирост нефтеотдачи по прототипу (опыт 5). R_сопр. 4,5; R_ост. 3,2; Δβ 5,7%
Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях. Месторождение характеризуется неоднородными пластами со средней проницаемостью пористой среды 0,5-0,7 мкм², пористостью 0,22 и минерализованными водами с содержанием солей 140 г/л. Глубина залегания нефтеносного пласта 1500 м, мощность 6-7 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Плотность сетки скважины 14 га/скв. Обводненность нефти 85% Месторождение находится на поздней стадии разработки. Для осуществления способа через нагнетательную скважину закачивают смесь (ПАА+биоПАВ) в количестве 350 м³/сут в течение 1,5 лет. Концентрация ПАА и биоПАВ в смеси составляет соответственно 0,1 и 0,3 мас. Отбор нефти производится через добывающую скважину.

Смеси ПАА и биоПАВ КШАС не взаимодействуют с пластовыми минерализованными водами и представляют собой однородные водные растворы, обладающие высокой стабильностью и хорошими реологическими свойствами при течении в пористой среде.

Применение добавок биоПАВ КШАС окажет положительное стабилизирующее воздействие на растворы ПАА против окислительной деструкции. Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны.

Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся как на ранней, так и на поздней стадии разработки.

Claims

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества 1 2,5 соответственно.