Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ - Патент РФ 2125648
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Предлагаемый способ предусматривает закачку в пласт водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vineladii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933, в виде культуральной жидкости. Соотношение компонентов, экзополисахарид 0,005-0,1, крахмал 1,0-5,0, вода - остальное. Закачку осуществляют в три этапа: сначала закачивают в пласт оторочку водного раствора экзополисахарида концентрацией 0,1-2,0% при давлении закачки на 5-15% ниже давления в линии поддержания пластового давления. Затем безостановочно закачивают водный раствор крахмала и экзополисахарида при давлении закачки первого этапа. После восстановления приемистости обработанной скважины осуществляют непрерывную закачку водного раствора первого этапа при давлении, равном давлению в линии поддержания пластового давления. Технический результат изобретения заключается в выравнивании профиля приемистости и повышении удельной технологической эффективности. 1 табл., 5 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2125648
Класс(ы) патента: E21B43/22, C12P19/04, C12P19/06
Номер заявки: 98103741/13
Дата подачи заявки: 24.02.1998
Дата публикации: 27.01.1999
Заявитель(и): Научно-техническое объединение "ИТИН"
Автор(ы): Алафинов С.В.; Балакин В.В.; Власов С.А.; Занкиев М.Я.; Каган Я.М.; Краснопевцева Н.В.; Кудряшов Б.М.; Фомин А.В.
Патентообладатель(и): Научно-техническое объединение "ИТИН"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с неоднородным коллектором, разрабатываемых в режиме наводнения.
Известны способы повышения нефтеотдачи пластов, разрабатываемых в режиме заводнения, путем закачки в пласт высокообъемных оторочек (5-50% порового пространства нефтенасыщенного коллектора) полимерных растворов (авт. св. СССР 1544958). Закачка оторочки полимерного раствора, в силу повышенной по сравнению с водой вязкостью последнего, способствует увеличению охвата пласта заводнением, снижению обводненности добываемой нефти и уменьшению водонефтяного отношения к моменту достижения проектной нефтеотдачи.
В 60-е - 70-е годы проводились многочисленные теоретические, лабораторные и промысловые исследования влияния водорастворимых полимеров на процессы нефтеизвлечения при заводнении. Было установлено, что в зависимости от геофизических особенностей пласта, стадии разработки и других факторов применения водорастворимых полимеров может обеспечить значительное увеличение нефтеотдачи.
Значение коэффициента нефтеотдачи является произведением трех коэффициентов: коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент охвата по мощности пласта и коэффициент охвата по простиранию. Механизмы воздействия на нефтеотдачу, реализуемые при использовании известных полимерных растворов и технологий обеспечивают повышение нефтеотдачи за счет изменения двух последних коэффициентов.
Несмотря на значительный прирост извлекаемых запасов нефти при использовании полиакриламида (3,5 - 12%) объем работ по полимерному заводнению как в России так и за рубежом начал уменьшаться со второй половины 80-х годов. Следует отметить, что успешность при полимерном заводнении существенно зависит от степени неоднородности пласта.
Наличие высокопроницаемых пропластков приводит к значительному увеличению расхода полимерного раствора и снижению удельного технологического эффекта.
Сворачивание программ полимерного заводнения не означала потерю интереса к использованию водорастворимых полимеров. В то же время интенсивно развивается другое направление использования полимеров - обработка призабойной зоны небольшими (десятки-сотни куб.м) объемами полимерных растворов для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих (авт. св. СССР 836336). Удельная эффективность при проведении таких работ на порядок выше, чем при проведении полимерного заводнения. В отдельных экспериментах дополнительная добыча нефти на одну тонну полимера превышает 10000 т. Вместе с тем, обработки призабойной зоны могут обеспечить лишь незначительный прирост извлекаемых запасов (не более 1%). Многократные обработки призабойной зоны растворами полимеров в силу локализации воздействия сопровождаются снижением удельной эффективности до уровня, получаемого при полимерном заводнении, а конечная нефтеотдача при многократных обработках не превышает 1,5%.
Ограничения в использовании полиакриламида, связанные с нестабильностью его растворов при повышенных температурах, биоразлагаемостью, малой устойчивостью к сдвиговым напряжениям, а также проблемы экологической безопасности инициировали поиск новых водорастворимых полимеров для нефтяной промышленности. Успехи биотехнологии обеспечили появление группы полимеров - микробных полисахаридов (авт. св. СССР 1051226), в частности экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933. Физико-химические и реологические свойства растворов экзополисахаридов не уступают свойствам растворов полиакриламида, с одной стороны, а устойчивость к температурам и сдвиговым нагрузкам выше, чем у полиакриламида, с другой стороны. Более высокая, по сравнению с полиакриламидом, цена микробных полисахаридов, не привела к снижению экономической эффективности при применении новых полимеров в силу более высокой технологической эффективности их использования. Высокая технологическая эффективность применения биополимера для ограничения водопритока, с одной стороны, отсутствие ресурсных ограничений - с другой, позволяют в настоящее время использовать биополимерное заводнение.
Недостатком известных технических решений является недостаточная, при существующей цене на реагенты, технологическая эффективность, низкие значения приращения конечной нефтеотдачи при использовании в коллекторах, характеризующихся значительной степенью неоднородности.
Наиболее близким из известных технических решений является способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи за счет выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933, в виде культуральной жидкости при соотношении компонентов в растворе, вес.%: экзополисахарид 0,005 - 0,1, крахмал 1,0 - 5,, вода остальное (пат. РФ 2073789).
Несмотря на перечисленные выше преимущества использования биополимеров, известный способ не позволяет выравнить профиль приемистости скважины так, чтобы заметно увеличить коэффициент нефтеотдачи неоднородного пласта.
Целью предлагаемого изобретения является выравнивание профилей приемистости, что позволит увеличить коэффициент нефтеотдачи неоднородного пласта за счет повышения значений коэффициентов охвата, обеспечивающих прирост извлекаемых запасов, с одной стороны, и повышение удельной технологической эффективности с другой стороны.
Поставленная цель достигается за счет закачивания в нагнетательную скважину водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКАМ В-5933 в виде культуральной жидкости при соотношении компонентов, вес.%:
Экзополисахарид - 0,005 - 0,1
Крахмал - 1,0 - 5,0
Вода - Остальное
Причем закачку осуществляют в три этапа: сначала закачивают в пласт оторочку водного раствора экзополисахарида концентрацией 0,1 - 2% при давлении закачки на 5 - 15% ниже давления в линии поддержания пластового давления (ППД), затем безостановочно закачивают водный раствор крахмала и культуральную жидкость указанного экзополисахарида при давлении закачки первого этапа и после восстановления приемистости обработанной скважины осуществляют непрерывную закачку водного раствора экзополисахарида концентрацией 0,1 - 2% при давлении закачки, равном давлению в линии ППД.
Для экспериментальных исследований использовалась модель пласта, представляющая собой две одинаковые колонки с набитым в них песком различного фракционного состава. Колонки цилиндрической формы характеризуются длиной 122 мм и диаметром 29,5 мм. Высокопроницаемый пропласток набивался кварцевым песком (содержание SiO2 - 98 вес.%, остальное минеральные примеси, имитирующие состав пластовых глин) узкой фракции - 0,063 мм, а низкопроницаемый - песком того же состава, а фракция - 0,05 мм. Входные и выходные концы модели представляли собой ввинчивающиеся в колонку пористые фильтры, изготовленные из стеклянной крошки при прогреве последней в муфельной печке. Толщина фильтров 2,5 мм. Выход из колонок соединялся с капиллярной трубкой, что позволило минимизировать паразитный выходной объем. Измерение расходов жидкости (воды и/или нефти) производилось раздельно по пропласткам методом с повышенной чувствительностью (точность определения объема 0,8 · 10-3 мл). Воздухопроницаемость высокопроницаемого пропластка составила 0,845 мкм2, а низкопроницаемого 0,310 мкм2. После закачки воды (минерализация 5 г/л) измерения проницаемость составила 0,385 и 0,081 мкм2, пористость 0,315 и 0,29, соответственно. Изменения проницаемости связаны с набуханием глинистых включений.
Пример 1 (сравнительный). Сначала в подготовленной для экспериментов модели проводилось замещение воды на нефть и изучалась динамика нефтевытеснения. Нефтевытеснение проводилось при постоянном градиенте давления 0,01 МПа/м (выбранное при проведении эксперимента значение градиента давления соответствует среднему значению, реализуемому в промысловой практике) в термостатированных условиях (Т=50oC). Изначально нефть вытеснялась слабоминерализованной (5 г/л) водой.
На фиг. 1 представлены экспериментальные данные о зависимости коэффициента нефтевытеснения (η) по пропласткам и модели в целом при вытеснении нефти слабоминерализованной водой. По окончании вытеснения обводненность высокопроницаемого пропластка (кривая 1) составила 100%, низкопроницаемого (кривая 2) 99,0%, а пласта в целом (кривая 3) 99,9%.
Существенно, что значение коэффициентов нефтевытеснения по пропласткам при достижении 100% обводненности оказывается одинаковым, однако при одновременной работе двух пропластков объем жидкости, необходимой для достижения предельного нефтевытеснения существенно превышает объем жидкости, необходимый для вытеснения того же количества нефти при раздельной работе пропластков. Это связано с тем, что фильтрационное сопротивление высокопроницаемого пропластка после вытеснения из него нефти уменьшается и непроизводительный расход вытесняющей жидкости увеличивается. Фиг. 2 (кривая 1) иллюстрирует изменение отношений расходов жидкости через высоко- и низкопроницаемый пропластки (U1 /U2) в процессе вытеснения при одновременной работе обоих пропластков.
Пример 2 (1-й этап закачки). В обоснование поставленной цели на первом этапе закачки было проведено изучение изменения коэффициента нефтеизвлечения на той же модели при использовании в качестве оторочки водного раствора экзополисахарида, продуцированного Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933, в виде культуральной жидкости.
На фиг. 3 представлены экспериментальные данные о зависимости коэффициента нефтевытеснения по пропласткам и модели в целом при вытеснении нефти водным раствором экзополисахарида концентраций 0,1.
По окончании вытеснения, так же как и при вытеснении водой, обводненность высокопроницаемого пропластка составила 100%. низкопроницаемого 99,0%, а пласта в целом 99,9%. Значение же коэффициента нефтеизвлечения оказалось существенно различным: для полимерного вытеснения - 0,76, и 0,635 для обычного заводнения. При изменении концентрации полимерного раствора в интервале 0,1 - 2,0% коэффициент нефтеизвлечения оставался постоянным 0,75 - 0,76.
Вместе с тем, значение водонефтяного отношения (отношение объема прокаченной для извлечения нефти воды к объему извлеченной нефти) при достижении предельной обводненности меняется в зависимости от концентрации, но как и в случае вытеснения нефти водой остается очень большим.
Пример 3 (2-й этап закачки). На втором этапе с целью снижения водонефтяного отношения проведена закачка в обводнившийся высокопроницаемый пропласток порции водоизолирующего водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman), ФЧ-1, ВКПМ В-5933, в виде культуральной жидкости, следующих составов, вес.%: а) экзополисахарид 0,005, крахмал 5, вода остальное, б) экзополисахарид 0,1, крахмал 1,0, вода остальное (патент РФ 2073789).
В результате расход вытесняющей жидкости через высокопроницаемый пропласток снизился в 17 раз, что привело к значительному (более чем в 7 раз) снижению водонефтяного отношения к моменту достижения предельного значения коэффициента нефтевытеснения (фиг. 2, кривая 2).
В ходе проведения фильтрационных экспериментов наблюдались значительные изменения скоростей фильтрации в разных пропластках. Представленные на фиг. 2 данные иллюстрируют изменение соотношения скоростей фильтрации (U1/U2) в разных пропластках в зависимости от объема закаченной жидкости (V/Vпор).
Кроме того, при вытеснении нефти раствором крахмала и экзополисахарида требуется многократно меньшее количество закачиваемого агента, чем в случае нефтевытеснения водой, т.е. - достижение конечной нефтеотдачи происходит при кратно различающемся водонефтяном отношении. Два отмеченных различия в процессе нефтевытеснения водой и раствором крахмала и экзополисахарида имеют различную природу. Повышение нефтеотдачи на 13 пунктов, в основном, связано со способностью указанного раствора осуществлять доотмыв нефти.
Пример 4 (3-й этап закачки). На третьем этапе доотмыв нефти в низкопроницаемом пропластке осуществлялся так же, как и в высокопроницаемом пропластке (первый этап закачки).
Подавали водный раствор культуральной жидкости экзополисахарида, продуцируемого указанным штаммом, с концентрацией 0,1 и 2,0%. Определяли коэффициент нефтеизвлечения аналогично первому этапу. Коэффициент нефтеизвлечения (η) низкопроницаемого пласта составил 0,77.
Пример 5 (промысловый эксперимент). Промысловый эксперимент проводили на Тарасовском месторождении.
Цель эксперимента - определение влияния давления закачки на изменение профиля приемистости.
На двух скважинах N 590/135 и N 473/110 сняты профили приемистости до обработки скважин (диаграмма 1, фиг. 4 и 5).
Скважина оборудована двумя цементировочными агрегатами ЦА-320, подсоединенными к нагнетательной скважине и снабженными насосами для перемешивания. В емкости готовился водный раствор крахмала и экзополисахарида, продуцируемый Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, (вес.%): экзополисахарид 0,005, крахмал 5,0 и вода остальное.
В обе скважины произвели закачку приготовленного раствора, при этом давление закачки в скважину N 473 соответствовало давлению в линии поддержания пластового давления (ППД) и составляло 130 атм, а при обработке скважины N 590 давление закачки составляло 110 и 123 атм.
Профили приемистости, измеренные после обработки (диаграмма 2, фиг. 4 и 5), свидетельствуют о существенном влиянии давления закачки. В первом случае (скв. 473) не происходит увеличения объемов закачки в недренируемые интервалы, а во втором случае (скв. 590) имеет место двухкратное увеличение закачки в недренируемую часть залежи при значительном сокращении (в 8 раз) закачки в обводнившийся интервал.
Аналогичный эксперимент был проведен на скважинах 461/110 и 574/135 за исключением закачиваемого раствора, в качестве которого использовали водный раствор экзополисахарида концентрацией 2%. Давление закачки составляло 123 и 130 атм соответственно. Был получен аналогичный результат.
Представленные данные инструментального измерения профилей приемистости нагнетательных скважин однозначно свидетельствуют о перекрытии в результате обработки высокопроницаемых зон пласта и увеличении объемов закачки в низкопроницаемые нефтенасыщенные интервалы.
Сокращение водонефтяного отношения в большей мере предопределяется влиянием заявляемой последовательности закачки полимерных растворов на проницаемость высокопроницаемого пропластка. Замедляются темпы фильтрации в обводняющемся высокопроницаемом пропластке и ускоряется в свою очередь извлечение нефти из низкопроницаемого пропластка. Аналогичные явления происходят и с неоднородностью пласта по площади, что вызывает увеличение коэффициента охвата пласта.
Полученные в лабораторных экспериментах данные о нефтевытесняющих свойствах растворов и полученные при анализе промысловой информации данные о изменении параметров нефтедобычи в результате воздействия были использованы при математическом моделировании. Результаты моделирования параметров работы опытного участка Тарасовского месторождения приведены в таблице.
Формула изобретения: Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи за счет выравнивания профиля приемистости, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933, в виде культуральной жидкости, при соотношении компонентов в растворе 1,0 - 5,0 и 0,005 - 0,1% соответственно, отличающийся тем, что закачку водных растворов осуществляют в три этапа, сначала закачивают в пласт оторочку водного раствора экзополисахарида концентрацией 0,1 - 2,0% при давлении закачки на 5 - 15% ниже давления в линии поддержания пластового давления, затем безостановочно закачивают водный раствор крахмала и указанного экзополисахарида при давлении, равном давлению закачки первого этапа, и после восстановления приемистости обработанной скважины осуществляют непрерывную закачку водного раствора экзополисахарида концентрацией 0,1 - 2,0% при давлении, равном давлению в линии поддержания пластового давления.