RU2132941C1

RU2132941C1 - Method of developing oil deposit

Info

Publication number: RU2132941C1
Application number: RU97115201A
Authority: RU
Inventors: Ю.М. Симаев; Л.В. Базекина; А.М. Попов; Н.С. Волочков; А.А. Носачев
Original assignee: Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Priority date: 1997-09-02
Filing date: 1997-09-02
Publication date: 1999-07-10

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: method involves utilization of biological surfactants and biological polymers, in particular, product of vital activity of bacteria Pseudomonas acruginosa strain S-7 and biopolymer "Samusan" at pH 11.0-12.0 in weight proportions from 10.0:0.5 to 10:5, respectively. EFFECT: enhanced development efficiency due to improved rheological properties of polymer in mineralized water and formation of microemulsions in oil-solution interface. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности может быть использовано для разрабокти нефтяного месторождения с использованием полимеров и поверхностно-активных веществ (ПАВ). The invention relates to the oil industry can be used to develop an oil field using polymers and surface-active substances (surfactants).

Известно, что ПАВы и полимеры имеют широкое применение в процессах добычи нефти для повышения нефтеотдачи пластов. Эффективность вытеснения нефти водой характеризуется коэффициентом нефтеотдачи, который представляет собой произведение двух величин: коэффициента охвата пласта заводнением и коэффициента нефтевытеснения. Добавление этих реагентов к вытесняющей нефть воде приводит к снижению подвижности воды в зоне ее продвижения и, как следствие этого, происходит полнота охвата пласта заводнением; а также имеем изменение смачиваемости в системе поверхность пористой среды-нефть-вода, приводящей к интенсификации процесса капиллярной пропитки и снижению межфазного натяжения. It is known that surfactants and polymers are widely used in oil production processes to increase oil recovery. The efficiency of oil displacement by water is characterized by the oil recovery coefficient, which is the product of two quantities: the coefficient of reservoir coverage by water flooding and the coefficient of oil displacement. The addition of these reagents to oil-displacing water leads to a decrease in the mobility of water in the zone of its movement and, as a result of this, the coverage of the formation by water flooding is complete; and we also have a change in wettability in the surface of a porous medium-oil-water system, which leads to an intensification of the process of capillary impregnation and a decrease in interfacial tension.

Известны ряд способов разработки нефтяных месторождений, в которых использованы различные неорганические и органические соединения для улучшения реологических свойств растворов полимеров. Пат. США N 4371444, кл. 252-8.55. Д. опубл. 1983, А.С. СССР N 1579118 кл. E 21 B 43/22, 1988. Основным недостатком является небольшая эффективность вследствие образования различных труднорастворимых структур, обладающих низкой фильтруемостью в пласте и их подверженность деструктивным процессам. A number of methods for developing oil fields are known in which various inorganic and organic compounds are used to improve the rheological properties of polymer solutions. Pat. USA N 4371444, CL 252-8.55. D. publ. 1983, A.S. USSR N 1579118 cells E 21 B 43/22, 1988. The main disadvantage is the low efficiency due to the formation of various sparingly soluble structures with low filterability in the formation and their susceptibility to destructive processes.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и решаемой задаче является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт смеси водного раствора биологического поверхностно-активного веществ и полимеры через нагнетательную скважины и добычу нефти через добывающую скважины. Пат. РФ N 2060373, 1992. The closest to the invention according to the technical essence and the problem to be solved is a method of developing an oil field, which includes injecting into the formation a mixture of an aqueous solution of biological surfactants and polymers through injection wells and oil production through production wells. Pat. RF N 2060373, 1992.

Однако известный способ недостаточно эффективен из-за незначительного повышения реологических свойств растворов полимера вследствие повышенной деструктивной способности полимера при течении через пористую среду. However, the known method is not effective enough due to a slight increase in the rheological properties of polymer solutions due to the increased destructive ability of the polymer when flowing through a porous medium.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет улучшения реологических свойств полимера в минерализованной воде и образования микроэмульсии на границе нефть-раствор. Технический результат достигается тем, что водный раствор биологического поверхностно-активного вещества КШАС-М закачивается в смеси с биополимером "Симусан" при pH 11 - 12 при следующем массовом соотношении с растворе 10: 0,5 - 10:5. БиоПАВ КШАС-М по ТУ 9291-015-00479770-96 представляет собой продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7. Он обладает межфазной активностью (на границе с углеводородами) до 1 мн/м, а также высокой эмульгирующей активностью E₂₄ до 60-80% со степенью мицеллярного разведения (СМД) более 200 раз. Применяется в качестве заменителя химических ПАВ для повышения нефтеотдачи. Для улучшения эмульгирующей активности и во избежание деструктивных изменений, композиция биоПАВ КШАС-М и биополимера "Симусан" доводится до pH 11-12, добавлением каустической соды. Эффективность способа разработки достигается, видимо, за счет того, что в пласте при контакте с минерализованной водой происходит резкое повышение относительной вязкости щелочных растворов биополимера, образование водонефтяных эмульсий с биоПАВ КШАС-М. Вязкие водонефтяные эмульсии, стабилизированные при pH 11-12 биополимером, увеличивают скрин-фактор и создают фильтрационное сопротивление в водопромытых каналах пласта, а образующаяся микроэмульсия на границе с нефтью способствует обеспечению низкого межфазного натяжения, смачивающей способности и увеличения нефтеотдачи.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the method by improving the rheological properties of the polymer in mineralized water and the formation of a microemulsion at the oil-solution interface. The technical result is achieved by the fact that the aqueous solution of the biological surfactant KSHAS-M is pumped in a mixture with the Simusan biopolymer at pH 11-12 with the following mass ratio with the solution 10: 0.5-10: 5. Bio-surfactant KShAS-M according to TU 9291-015-00479770-96 is a waste product of bacteria of the genus Pseudomonas acruginosa S-7. It has interphase activity (at the border with hydrocarbons) up to 1 mn / m, as well as high emulsifying activity E ₂₄ up to 60-80% with a degree of micellar dilution (SMD) of more than 200 times. It is used as a substitute for chemical surfactants to enhance oil recovery. To improve emulsifying activity and to avoid destructive changes, the composition of bio-surfactant KSHAS-M and biopolymer "Simusan" is adjusted to pH 11-12 by adding caustic soda. The effectiveness of the development method is achieved, apparently, due to the fact that in contact with mineralized water there is a sharp increase in the relative viscosity of alkaline solutions of the biopolymer, the formation of water-oil emulsions with bio-surfactant KSHAS-M. Viscous water-oil emulsions stabilized at pH 11-12 by a biopolymer increase the screen factor and create filtration resistance in the water-washed channels of the reservoir, and the resulting microemulsion at the interface with the oil helps to ensure low interfacial tension, wetting ability and enhanced oil recovery.

Способ более эффективен при высокой обводненности нефти (80% и более), послойной неоднородности пластов, содержащих нефть повышенной вязкости. The method is more effective with high water cut of oil (80% or more), layer-by-layer heterogeneity of formations containing oil of high viscosity.

Эффективность предлагаемого способа определялась экспериментально по изменению фактора сопротивления и остаточного фактора сопротивления в процессе вытеснения остаточной нефти по известной методике. РД 39-0148311-206-85 "Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применением метода полимерного воздействия на пласт", Куйбышев, 1985. The effectiveness of the proposed method was determined experimentally by changing the resistance factor and residual resistance factor in the process of displacing residual oil by a known method. RD 39-0148311-206-85 "Guidelines for the design and feasibility study of the development of oil fields using the method of polymer impact on the reservoir", Kuibyshev, 1985.

Пример 1. Сравнительные фильтрационные опыты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из молей пласта длиной 50 см, диаметром 2,9 см, представленных дезинтегрированным песчаником со средней проницаемостью 1,37 мкм². В пористой среде создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью с вязкостью 23,5 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 (биоПАВ и биополимера при pH 11-12) при концентрации 1-0,5 мас. % до стабилизации давления, замеряют фактор сопротивления - 21,5. После этого в модель пласта закачивают снова воду до стабилизации перепада давления и предельной обводненности выходящих проб, определяют остаточный фактор сопротивления, который составляет 18,7. По вытесненной нефти определяют прирост нефтеотдачи - 19,4 (опыт 2, таблица).Example 1. Comparative filtration experiments were carried out during the displacement of residual oil from moles of the formation with a length of 50 cm, a diameter of 2.9 cm, represented by disintegrated sandstone with an average permeability of 1.37 μm ² . In a porous medium create bound water, saturate the prepared model with oil with a viscosity of 23.5 MPa • s. With a horizontal position, oil is displaced from the reservoir model by mineralized water (salt content 140 g / l) at a volumetric flow rate of 6 cm ³ / h until pressure drop is stabilized and water outflow from the reservoir model is completely irrigated. Then, a mixture (bio-surfactant and biopolymer at pH 11-12) is pumped into the reservoir model at a concentration of 1-0.5 wt. % to stabilize the pressure, measure the resistance factor - 21.5. After that, water is again pumped into the reservoir model until the pressure drop and the maximum water cut of the outgoing samples stabilize, and the residual resistance factor is determined, which is 18.7. Oil displacement is determined by oil recovery growth - 19.4 (experiment 2, table).

Пример 2. Параллельно в таких же условиях определяют фактор сопротивления, остаточный фактор сопротивления и прирост нефтеодачи по прототипу (опыт 6, тал. 1) R_сопр = 8,9; R_{ост.сопр.} = 7,4; Δβ = 8,7%.Example 2. In parallel, under the same conditions, determine the resistance factor, residual resistance factor and oil production gain according to the prototype (experiment 6, val. 1) R _sop = 8.9; R _{rest comp.} = 7.4; Δβ = 8.7%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях. An example of a specific implementation of the method in the field.

Опытный очаг, на котором с 1972 года осуществлялся водонапорный режим. Система разработки характеризуется размещением скважин по равномерной треугольной сетке 500 • 500 м, блоковым заводнением в сочетании с очаговым, соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1:3. Experimental center, on which since 1972 the water regime was carried out. The development system is characterized by the placement of wells on a uniform triangular grid of 500 • 500 m, block flooding in combination with focal, the ratio of injection and production wells 1: 3.

Объектом разработки являются залежи нефти D1; D11; DV. Нефтенасыщенная толщина песчаника меняется от 0,8 до 7 м. Пласты состоят из нескольких пропластков. Нефтеносные песчаники неоднородны, расчленены плотными породами - прослоями, распространены неравномерно как по площади, так и по разрезу. Текущие отметки водонефтяного контакта (ВНК) на глубине 1990 м, самая низкая 2012 м. Обводненность нефти 91%. Месторождение находится в поздней станции разработки. В нагнетательную скважину закачано 14 м³ композиций биоПАВ (КШАС-М) и биополимера (Симусан) с pH 12 (добавлением 0,5 кг/м³) каустической соды) при соотношении 10:5. Отбор нефти производится через добывающую скважину. Дополнительная добыча за 6 месяцев составила 874 т нефти или 62 т на 1 т закачанного реагента.The object of development are oil deposits D1; D11; DV. Oil-saturated thickness of sandstone varies from 0.8 to 7 m. The layers consist of several layers. Oil sandstones are heterogeneous, divided by dense rocks - interlayers, unevenly distributed both in area and in section. Current elevations of water-oil contact (VNK) at a depth of 1990 m, the lowest 2012 m. Water cut of 91%. The field is located at a late development station. 14 m ³ of bio-surfactant (KShAS-M) and biopolymer (Simusan) compositions with a pH of 12 (adding 0.5 kg / m ³ ) of caustic soda) were pumped into the injection well at a ratio of 10: 5. Oil is extracted through a production well. Additional production for 6 months amounted to 874 tons of oil or 62 tons per 1 ton of injected reagent.

Смеси биоПАВ и биополимера при pH 11-12 представляет собой однородные водные растворы, обладающие высокой стабильностью и хорошими реологическими свойствами при течении в пористой среде. Mixtures of bio-surfactants and biopolymers at pH 11-12 are homogeneous aqueous solutions with high stability and good rheological properties when flowing in a porous medium.

Способ прост и технологичен. The method is simple and technological.

Реагенты нетоксичны, биодеградабельны и делают технологию экологически чистой и безопасной для окружающей среды. The reagents are non-toxic, biodegradable and make the technology environmentally friendly and environmentally friendly.

Claims

A method of developing an oil field, including injecting into the formation a mixture of an aqueous solution of a biological surfactant and a polymer through an injection well and oil production through a producing well, characterized in that the biological product of bacteria of the genus Pseudomonas acruginosa S-7 is used as a biological surfactant - reagent KShAS-M, and as a polymer - a biopolymer "Simusan" at a pH of 11 - 12 and a mass ratio of 10: 0.5 - 10: 5, respectively.