RU2224880C1

RU2224880C1 - Oil deposit extraction method

Info

Publication number: RU2224880C1
Application number: RU2002130468/03A
Authority: RU
Inventors: Р.Р. Вагапов; И.Г. Плотников; Ю.М. Симаев; В.В. Кондров; К.Г. Русских
Original assignee: Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Priority date: 2002-11-13
Filing date: 2002-11-13
Publication date: 2004-02-27

Abstract

FIELD: oil extraction industry. SUBSTANCE: method includes pumping of water solution of biological surface-active substance "KSHAS-M" with biological product and hydrocarbon dissolvent through force-pump. Before the pumping reagents are mixed. For biological product plasmolysis product of feed yeast is used. Reagents are pumped into the layer by means of buffer of unleavened water. EFFECT: increased oil output of layers at later stages of extraction, where smoothing of acceleration profiles of force-pump wells is required, isolation of waterflushed areas, limitation of water influx with further intensification of oil extraction from layer portions being drained. 1 tbl, 2 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing a heterogeneous oil reservoir in order to limit water inflow into production wells and increase oil recovery.

Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий закачивание водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (патент США № 4811791, 165-246, 1989 г.).A known method of increasing oil recovery, including pumping an aqueous dispersion of a surfactant of biological origin (bio-surfactant) prepared in advance at the preparation point (US patent No. 4811791, 165-246, 1989).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность используемого биоПАВ по отношению к углеводородам.The disadvantage of this method is the low emulsifying activity of the bio-surfactant used in relation to hydrocarbons.

Известен способ, в котором для вытеснения нефти используют биоПАВ и углеводородный растворитель (патент № 2041345, Е 21 В 43/22).There is a known method in which bio-surfactants and a hydrocarbon solvent are used for oil displacement (Patent No. 2041345, E 21 B 43/22).

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.The method is not effective enough in the process of oil displacement since an insufficiently stable microemulsion is formed with the oil phase in time and due to the loss of surface activity upon dilution of bio-surfactants by more than 100 times.

Наиболее близким аналогом является "Способ разработки нефтяного месторождения" с использованием смеси биологического поверхностного вещества биоПАВ КШАС-М и продукта биотехнологического синтеза, содержащего не менее 40% сырого протеина и продавливание в пласт минерализованной водой (патент РФ №. 2143549, Е 21 В 43/22, 1997).The closest analogue is the “Method for the development of an oil field” using a mixture of the biological surface substance bioavailant KSHAS-M and a biotechnological synthesis product containing at least 40% crude protein and forcing mineralized water into the formation (RF patent No. 2143549, E 21 B 43 / 22, 1997).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в процессе нефтевытеснения, т.к. обладая невысокой вязкостью, дает небольшой охват пласта заводнением.However, this technical solution is not effective enough in the process of oil displacement, because having a low viscosity, gives a small coverage of the formation by water flooding.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.The objective of the invention is to increase the efficiency of the method of developing an oil field in conditions of heterogeneous permeability formations at a late stage of their development.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем совместное закачивание через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и биопродукта, продавливание реагентов в пласт водой, совместно с водным раствором биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и биопродуктом дополнительно закачивают углеводородный растворитель, в качестве биопродукта используют плазмолизат кормовых дрожжей, продавливание реагентов в пласт осуществляют буфером пресной воды.The problem is solved in that in a method for developing an oil field, including the simultaneous injection through an injection well of an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and a biological product, forcing reagents into the formation with water, together with an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant KSHAS- M and a bioproduct additionally inject a hydrocarbon solvent; a plasmolysate of feed yeast is used as a bioproduct; tons of fresh water is carried out with buffer.

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% (Е₂₄ - 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.Bio-surfactant KShAS-M according to TU 9296-015-00479770-2000 is a natural composition of bio-surfactant of a glycolipid nature, produced by the microorganism culture Pseudomonas aeruginosa S-7. KSHAS-M bio-surfactant solutions have the ability to reduce the surface tension of water to 30 mN / m, as well as high emulsifying activity (liquid paraffins, oil, oils) E ₂₄ to 60-80% (E ₂₄ - emulsion stability for 24 hours). Their main advantage is biodegradability or the ability to completely decompose under natural reservoir conditions, i.e. bio-surfactant technologies are environmentally friendly.

Плазмолизат кормовых дрожжей представляет собой дрожжевую суспензию, получаемую после выпаривания или термической обработки при производстве белково-витаминных концентратов (например "Промышленный регламент на производство кормовых дрожжей из н-парафинов", № Госрегистрации ПР. 052.159-94, том. II, с. 8, 34-36, 48). В процессе плазмолиза кормовых дрожжей происходит частичный гидролиз белков клеточных оболочек и переход в раствор содержимого погибших клеток.Plasmolysate of fodder yeast is a yeast suspension obtained after evaporation or heat treatment in the production of protein and vitamin concentrates (for example, "Industrial regulation for the production of fodder yeast from n-paraffins", State registration number PR. 052.159-94, vol. II, p. 8 , 34-36, 48). In the process of plasmolysis of fodder yeast, partial hydrolysis of cell wall proteins occurs and the contents of dead cells go into solution.

В качестве углеводородного растворителя могут быть использованы:As a hydrocarbon solvent can be used:

- жидкие отработанные углеводороды (ЖОУ) по ТУ 38.303-05-27-92;- liquid spent hydrocarbons (ZhOU) according to TU 38.303-05-27-92;

- абсорбент по ТУ 38.103349-85;- absorbent according to TU 38.103349-85;

- кубовый остаток производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85;- bottoms production of butyl alcohols according to TU 38.1021167-85;

- жидкие продукты пиролиза по ТУ 10285-83;- liquid pyrolysis products according to TU 10285-83;

- нефрас Нр 120/200 по ТУ 38.101809-80;- Nefras Nr 120/200 according to TU 38.101809-80;

- фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ 38.103579-85;- fraction of aromatic hydrocarbons, toluene fraction according to TU 38.103579-85;

- топливо дизельное по ГОСТ 305-82;- diesel fuel in accordance with GOST 305-82;

- отработанное дизельное топливо по ТУ 6-00-0203335-41-89;- spent diesel fuel according to TU 6-00-0203335-41-89;

- шугуровский дистиллят по ТУ 30-0147525-018-93;- Shugurovsky distillate according to TU 30-0147525-018-93;

- фракция гексановая по ТУ 38.103 81-83;- hexane fraction according to TU 38.103 81-83;

- широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83.- a wide fraction of light hydrocarbons according to TU 38.101524-83.

Именно использование плазмолизата кормовых дрожжей в качестве биопродукта в сочетании с биоПАВ КШАС-М позволяет повысить эффективность способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки. Использование углеводородного растворителя позволяет достичь лучшего растворения асфальтосмолистых компонентов нефти, которые, включаясь в состав эмульсии, взаимодействуют на межфазной поверхности с компонентами клеточных мембран кормовых дрожжей, что приводит к дополнительной стабилизации и повышению вязкости эмульсии. Таким образом, эффективность способа разработки нефтяного месторождения достигается за счет образования в призабойной зоне вязкой и стабильной эмульсии, снижающей проницаемость промытых пропластков и увеличивающей охват пласта, растворения асфальтосмолопарафиновых отложений и снижения вязкости нефти, что облегчает ее вытеснение.It is the use of plasmolysate of fodder yeast as a biological product in combination with bio-surfactant KSHAS-M that can increase the efficiency of the method of developing an oil field in conditions of heterogeneous permeability formations at a late stage of development. The use of a hydrocarbon solvent allows one to achieve better dissolution of the asphalt-resinous oil components, which, being included in the emulsion, interact on the interface with the components of the cell membranes of feed yeast, which leads to additional stabilization and increase the viscosity of the emulsion. Thus, the efficiency of the method of developing an oil field is achieved by the formation of a viscous and stable emulsion in the bottomhole zone, which reduces the permeability of washed interlayers and increases the coverage of the formation, dissolves asphalt-resin-paraffin deposits and reduces the viscosity of oil, which facilitates its displacement.

Способ может применяться для воздействия на пласт, сложенных терригенными или карбонатными породами, с различной вязкостью нефти, пластовой температурой, а также различной минерализацией пластовой воды.The method can be used to impact on the formation, composed of terrigenous or carbonate rocks, with different viscosity of oil, reservoir temperature, as well as different salinity of formation water.

Для исследования механизма поведения композиционной системы водного раствора биоПАВ КШАС-М, плазмолизата кормовых дрожжей и углеводородного растворителя 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.To study the mechanism of behavior of the composite system of an aqueous solution of bio-surfactant KSHAS-M, plasmolysate of fodder yeast and hydrocarbon solvent in a porous medium, a model of an inhomogeneous reservoir was used. In physical modeling, the model consists of two hydrodynamically unbound interlayers, which are metal columns filled with a porous medium. Interlayers have a common entrance for pumping liquids. The length of the interlayers is 0.6 m, diameter 3.0 · 10 ^-2 m. Ground quartz sand served as a porous medium.

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.The experimental technique was as follows. To create bound water in a porous medium and initial oil saturation of the model, interlayers after preliminary evacuation were saturated with formation water, followed by its displacement with oil. The amount of bound water and oil in a porous medium was determined by the volumetric weight method. The experiments were carried out in a constant flow rate of injected fluid (~ 20 cm ³ / h) at a temperature of 25 ° C.

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.Then, primary flooding was carried out to a certain oil saturation and stabilization of the filtration characteristics, which occurs after reaching 100% water cut in the production of a highly permeable layer. The degree of water cut of the products extracted from the reservoir model as a whole was achieved by selecting the ratio of the permeability of the layers. After pumping the mixture, the flooding process resumed. The injection efficiency was determined by the residual resistance factor and the increase in the oil recovery coefficient compared to conventional water flooding. The results of the study of the process of oil displacement using the method are shown in the table.

Пример 1 (прототип).Example 1 (prototype).

В модель пласта подают оторочку, состоящую из водного раствора биоПАВ КШАС-М и продукта биотехнологического синтеза, содержащего не менее 40% сырого протеина при соотношении компонентов 1:1 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 - 19,1. Прирост нефтеотдачи - 9,7%.A rim consisting of an aqueous solution of bio-surfactant KSHAS-M and a biotechnological synthesis product containing at least 40% crude protein with a component ratio of 1: 1 in an amount of 0.4 bp is fed into the reservoir model. A rim of mineralized water is injected (0.2 bp) and stopped for filtration for 24 hours. Then, filtration with mineralized water was resumed to stabilize the pressure drop and complete watering of the liquid samples. The residual resistance factor is 19.1. Oil recovery growth - 9.7%.

Пример 2 (предлагаемый способ).Example 2 (the proposed method).

В модель пласта закачивают одновременно биоПАВ КШАС-М, плазмолизат кормовых дрожжей и углеводородный растворитель - 0,3 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию "на выдержку" - 24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления - 35,1. Прирост нефтеотдачи 17,4%.The KSHAS-M bio-surfactant is simultaneously pumped into the reservoir model, the plasmolysate of fodder yeast and the hydrocarbon solvent are 0.3 bp. The reagents are pushed with fresh water (0.05 bp). Stop filtration "on exposure" - 24 hours. Then resume the experience. The residual resistance factor is 35.1. Oil recovery growth of 17.4%.

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

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.The field is characterized by layer-by-layer heterogeneity, high injectivity of injection wells (more than 100 m ³ / day). Water cut of mined products -90%. The average permeability is 0.13 μm ² . Porosity - 0.2-0.24. Formation oil has a viscosity of 1.6 MPa · s. Produced water chloride-calcium type with low salinity (16.4 kg / m ³ ). The reservoir was opened by one injection and one producing well. The density of the well mesh is 25 ha / well.

Для осуществления способа прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину. Закачивают водный раствор биоПАВ КШАС-М в смеси с плазмолизатом кормовых дрожжей и углеводородным растворителем (при соотношении компонентов в мас. % - 50:10:40) в количестве 15 м³. Реагенты проталкивают 15 м³ пресной воды. Скважину останавливают на 1 сутки "на реакцию". После проведения обработки проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.To implement the method, the injection of wastewater into the injection well is stopped. An aqueous solution of bio-surfactant KSHAS-M is injected in a mixture with plasmolysate of feed yeast and a hydrocarbon solvent (with a ratio of components in wt.% - 50:10:40) in an amount of 15 m ³ . Reagents push 15 m ^{3 of} fresh water. The well is stopped for 1 day "for reaction". After treatment, the reservoir is further exploited by conventional waterflooding.

Рабочие объемы закачиваемых реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта.The working volumes of injected reagents are determined depending on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation.

Обработка нагнетательной скважины проводится установкой ЦА-320 М.Processing of the injection well is carried out by the installation of TsA-320 M.

Через три месяца после обработки скважины наблюдалось снижение обводненности продукции скважины от 91% до 79%, а удельный технологический эффект составил 60-70 т на 1 т реагентов.Three months after the treatment of the well, a decrease in water cut in the production of the well was observed from 91% to 79%, and the specific technological effect was 60-70 tons per 1 ton of reagents.

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.The proposed method is highly effective for increasing oil recovery at the late stage of development, where it is necessary to equalize the injectivity profiles of injection wells, isolate water-washed zones, limit water inflow, followed by intensification of oil production from undrained zones of the formation.

Claims

A method of developing an oil field, including co-injecting through an injection well an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and a biological product, forcing reagents into a formation with water, characterized in that together with an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and a biological product an additional hydrocarbon solvent is injected, a plasmolysate of feed yeast is used as a bioproduct, the reagents are forced into the reservoir by buffering eryom of fresh water.