Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки карбонатных нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку культуры Bacillus licheniformis и питательной среды, содержащей источник углевода (меласса, солод) и источник азота (нитраты щелочных металлов, аммоний, аммониевые соли и т.д.) с последующей выдержкой (пат. USA №4522261, Е21В 43/22, опубл. 11.06.1985 г.).

Недостатками известного способа являются низкая эффективность нефтеизвлечения, использование в качестве углеводной добавки дефицитной и дорогой мелассы, что приводит к удорожанию технологии.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий активацию пластовой микрофлоры путем циклической закачки в пласт водного раствора питательных веществ с биостимулятором (пат. RU №2049911, МПК Е21В 43/12, опубл. 10.12.1995 г.). В качестве биостимулятора используют дезоксирибонуклеазу. Введение биостимулятора наряду с питательными веществами способствует интенсификации роста и жизнедеятельности пластовой микрофлоры.

Способ позволяет повысить охват пласта воздействием в результате перераспределения потоков за счет селективной закупорки высокопроницаемых зон пласта микробной биомассой и снижения проницаемости призабойной зоны пласта.

Недостатком способа является низкая эффективность способа вследствие того, что селективная закупорка высокопроницаемых пропластков биомассой бактерий носит временный характер (по истечении 2-4 мес. профиль приемистости начинает принимать прежний характер из-за размывания микроорганизмов вглубь пласта).

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в призабойную зону нагнетательной скважины углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе питательных веществ с последующей закачкой воды (пат. RU №2120545, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.10.1998, Бюл. №29). В качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют галотолерантные и/или галофильные штаммы микроорганизмов в аэрированном растворе питательных веществ, а для последующей закачки воды используют минерализованную воду с содержанием солей выше 50 г/л, чередуя ее с закачкой пресной воды. Способ также предусматривает, что в призабойную зону нагнетательной скважины вводят отходы крахмалопаточного производства.

Способ позволяет повысить эффективность микробиологического воздействия на пласт в результате кратковременной периодической закачки в пласт пресной воды.

Однако известный способ разработки нефтяного пласта недостаточно эффективен вследствие того, что последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате охват пласта воздействием незначителен. Кроме того, закачка аэрированного водного раствора питательных веществ может вызывать кислородную коррозию оборудования скважин и требует использования дорогостоящего оборудования, специальных приспособлений (компрессора высокого давления, аэратора и т.д.). Все это усложняет и удорожает технологию обработки пласта.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий активацию пластовой микрофлоры путем закачки пресной воды в призабойную зону нагнетательной скважины (см. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. - М.: Недра, 2004. С. 220-221).

Недостатком известного способа является то, что при закачке в скважину воды основная часть ее «проскальзывает» к добывающим скважинам через более проницаемые пропластки и не участвует в процессе вытеснения нефти. Использование данного способа незначительно увеличивает охват пласта воздействием и нефтеотдачу.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащий сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ), включающий активацию пластовой микрофлоры закачкой в пласт водного раствора питательных веществ (см. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. - М.: Недра, 2004. С. 215-228). В качестве питательных веществ используют водные растворы минеральных солей азота, фосфора и мелассы.

Недостатками известного способа являются невысокая эффективность нефтеизвлечения в карбонатном нефтяном пласте за счет незначительного охвата пласта воздействием, повышения обводненности добываемой продукции, а также использование дефицитной и дорогостоящей мелассы, что приводит к удорожанию технологии.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции за счет увеличения охвата пласта воздействием, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащего СВБ, включающим активацию пластовой микрофлоры путем закачки в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии питательных веществ.

По первому варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 м³/сут осуществляют закачку водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м³ и останавливают скважину для подавления СВБ, затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С, содержащего смесь неионогенного ПАВ и катионного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора щелочного реагента - диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,2-1,5%, затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м³, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, причем концентрация реагентов водной суспензии составляет в мас. %:

По второму варианту новым является то, что предварительно предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 400 м³/сут осуществляют закачку водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м³ и останавливают скважину для подавления СВБ, дополнительно производят закачку блокирующего состава, продавливают в пласт водным раствором оксиэтилированного алкилфенола или комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С, содержащим смесь неионогенного ПАВ и катионного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором щелочного реагента - диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку от одного часа до 24 ч, затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м³, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, причем концентрация реагентов водной суспензии составляет в мас. %:

Также новым является то, что в качестве блокирующего состава используют гелеобразующие композиции, или полимердисперсные системы, или дисперсные системы.

Для приготовления водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия используют:

- нитрат натрия (NaNO₃), выпускаемый по ГОСТ 828-77, нитрат калия (KNO₃), выпускаемый по ГОСТ 4217-77, нитрат аммония (NH₄NO₃), выпускаемый по ГОСТ 22867-77;

- нитрит натрия (NaNO₂), выпускаемый по ГОСТ 19906-77, нитрит калия (KNO₂), выпускаемый по ГОСТ 19790-74.

Для приготовления водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ используют:

- оксиэтилированный алкилфенол, представляющий собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с температурой застывания в пределах 13-17°С, усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к молю алкилфенола составляет 12;

- комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С (т.е. ниже 40°С), содержащего водно-спиртовой раствор смеси неионогенного ПАВ - моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и катионных ПАВ - алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, по внешнему виду представляет жидкость от светло-желтого до коричневого цвета.

Для приготовления водного раствора щелочного реагента используют:

- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75;

- тринатрийфосфат (ТНФ), выпускаемый по ГОСТ 201-76;

- гидроксид натрия (ГН) (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ Р 55064-2012.

Для приготовления водного раствора щелочного реагента используют воду с минерализацией 0,15 г/л.

Для приготовления водной суспензии питательных веществ, содержащей крахмал, сапропель и диаммонийфосфат пищевой, используют:

- водорастворимый крахмал, выпускаемый по ГОСТ 10163-76;

- сапропель, представляющий собой отложения пресноводных водоемов, состоящие из органического вещества и минеральных примесей, формирующиеся в результате биохимических, микробиологических и физико-механических процессов из остатков растительных и животных организмов, населяющих озеро. Сухой сапропель содержит в своем составе не менее 0,7% азота общего, 0,14% фосфора общего, 0,4% калия общего, 13% кальция, 5% железа, 6% серы и 24% органического вещества.

- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75.

Для приготовления водных растворов, водной суспензии и продавления в пласт используют воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.

В качестве блокирующего состава используют гелеобразующие композиции, или полимердисперсные системы, или дисперсные системы:

- гелеобразующие композиции на основе водорастворимых полимеров и сшивателей;

- полимердисперсные системы на основе водорастворимых полимеров и дисперсных компонентов;

- дисперсные системы представляют водные растворы на основе дисперсных компонентов.

В качестве водорастворимых полимеров используют:

- полиакриламид (ПАА) с молекулярной массой от 5-15 10⁶ Д отечественного или импортного производства;

- эфиры целлюлозы (оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) отечественного или импортного производства, представляющие собой неионногенное производное целлюлозы, по внешнему виду - белый или слегка кремовый сыпучий порошок, не имеющий вкуса и запаха; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) со степенью полимеризации более 800 отечественного или импортного производства);

- биополимеры отечественного или импортного производства.

В качестве сшивателей используют:

- ацетат хрома, представляющий собой водный раствор ацетата хрома с содержанием основного вещества не менее 45%;

- хромокалиевые квасцы, выпускаемые по ГОСТ 4162-79.

В качестве дисперсных компонентов используют:

- древесную муку (ДМ), выпускаемую по ГОСТ 16361-87;

- доломитовую муку, выпускаемую по ГОСТ 14050-93;

- сапропель;

- глинопорошок (ГП) - бентонитовый глинопорошок, хорошо набухающий в пресной воде.

Для приготовления гелеобразующей композиции, или полимердисперсной системы или дисперсной системы используют воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.

В карбонатном нефтяном пласте в призабойной зоне скважины содержится сероводород, являющийся результатом деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Эффективность способа микробиологического воздействия на пласт снижается вследствие того, что СВБ ингибируют деятельность микроорганизмов, а сероводород вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования. Поэтому необходимо до осуществления микробиологического процесса провести очистку призабойной зоны скважины от сероводорода и от СВБ. При закачке в пласт водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. % образующийся молекулярный азот нейтрализует сероводород, негативные последствия его воздействия на микрофлору призабойной зоны и оборудование скважины, а также подавляет жизнедеятельность СВБ.

Эффективность предлагаемого способа обусловлена следующим.

По первому варианту. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины, толщину продуктивного пласта, пористость, обводненность добываемой продукции, дебит по нефти. Определяют объемы закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента, водной суспензии питательных веществ:

- объем закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия определяют расчетным путем с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле:

где V_З - объем закачки, м³;

R - радиус обработки пласта, м;

h - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;

m - коэффициент пористости, доли ед.;

- объемы закачки водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента и водной суспензии питательных веществ определяют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).

При приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 м³/сут закачку указанных водных растворов и водной суспензии осуществляют в следующей последовательности.

Закачивают водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водный раствор нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %. Объем закачки указанного водного раствора рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта составляет не менее 3 м.

Водный раствор нитрата нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия готовят следующим образом:

- в мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м³ вносят расчетное количество нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %;

- емкость заполняют водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с кустовой насосной станции (КНС), до объема 5 м³, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;

- приготовленный водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м³ и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.

Затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,2-1,5% для улучшения смачиваемости поверхности гидрофобных пород карбонатного пласта. Объем закачки указанного водного раствора выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины.

Водный раствор оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с указанными концентрациями дозировочным насосом из емкости автоцистерны с ПАВ и закачивают в пласт.

Водный раствор щелочного реагента с необходимой концентрацией готовят в условиях химбазы с использованием воды с минерализацией 0,15 г/л и доставляют на скважину автоцистернами.

Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией от 0,5 до 5,0 мас. %, крахмал с концентрацией от 0,1 до 5,0 мас. % и диаммонийфосфат пищевой с концентрацией от 0,1 до 2,0 мас. %, приготовленной в емкости насосного агрегата или в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой указанных реагентов с указанными концентрациями шнековыми дозаторами или дозировочными насосами, объем закачки указанной водной суспензии выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).

После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м³ и останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, и пускают скважину в работу.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.

По второму варианту. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины, толщину продуктивного пласта, пористость, обводненность добываемой продукции, дебит по нефти. Определяют объемы закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония ли водного раствора нитрита натрия или калия, блокирующего состава, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента, блокирующего состава, водной суспензии питательных веществ:

- объем закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия определяют расчетным путем с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле (1):

где V_З - объем закачки, м³;

R - радиус обработки пласта, м;

h - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;

m - коэффициент пористости, доли ед.;

- объемы закачки блокирующего состава, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента и водной суспензии питательных веществ определяют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

При приемистости нагнетательной скважины от 150 до 400 м³/сут закачку указанных водных растворов, блокирующего состава и водной суспензии осуществляют в следующей последовательности.

Закачивают водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водный раствор нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %. Объем закачки указанного водного раствора рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта составляет не менее 3 м.

Водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия готовят следующим образом:

- в мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м³ вносят расчетное количество нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %;

- емкость заполняют водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, до объема 5 м³, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;

- приготовленный водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м³ и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.

Затем производят закачку блокирующего состава:

1. Блокирующий состав с использованием гелеобразующей композиции готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой водорастворимого полимера и сшивателя с указанными концентрациями шнековым дозатором порошкообразного полимера, дозировочным насосом из емкости автоцистерны с сшивателем и закачивают в пласт.

2. Блокирующий состав с использованием полимердисперсной системы готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой водорастворимого полимера и дисперсного компонента шнековыми дозаторами полимера и дисперсного компонента в порошкообразном виде и закачивают в пласт.

3. Блокирующий состав с использованием полимердисперсной системы готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой дисперсного компонента в порошкообразном виде шнековым дозатором и закачивают в пласт.

Объем закачки блокирующего состава выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

Затем продавливают в пласт водным раствором оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором щелочного реагента с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку от одного часа до 24 ч. Объем закачки водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

Водный раствор оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с указанными концентрациями дозировочным насосом из емкости автоцистерны с ПАВ и закачивают в пласт.

Водный раствор щелочного реагента с необходимой концентрацией готовят в условиях химбазы с использованием воды с минерализацией 0,15 г/л и доставляют на скважину автоцистернами.

Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией от 0,5 до 5,0 мас. %, крахмал с концентрацией от 0,1 до 5,0 мас. % и диаммонийфосфат пищевой с концентрацией от 0,1 до 2,0 мас. %, приготовленной в емкости насосного агрегата или в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой указанных реагентов с указанными концентрациями шнековыми дозаторами или дозировочными насосами, объем закачки указанной водной суспензии выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м³ и останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, и пускают скважину в работу.

В промысловых условиях способ реализуется с применением стандартных установок, предназначенных для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины - 100 м³/сут, толщину продуктивного пласта (2,1 м), пористость (0,141 доли ед.) (табл. 3, пример 1), обводненность добываемой продукции, дебит по нефти (табл. 7, пример 1). Определяют объемы закачки водного раствора нитрата калия, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола, водной суспензии питательных веществ (табл. 3, пример 1).

Концентрации реагентов, содержащихся в указанных водных растворах, указаны в табл. 5 (пример 1).

Определяют объемы закачки водного раствора нитрата калия, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола, водной суспензии питательных веществ.

Объем закачки водного раствора нитрата калия рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта принимают равным 4 м.

V_З=3,14⋅R²⋅h⋅m=3,14⋅4²⋅2,1⋅0,141=15 м³.

Водный раствор нитрата калия готовят следующим образом:

- емкость заполняют водой с минерализацией 120 г/л, поступающей по водоводу с КНС, до объема 5 м³, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;

- приготовленный водный раствор нитрата калия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водный раствор нитрата калия продавливают в пласт водой с минерализацией 120 г/л в объеме 5 м³ и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.

Затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола с концентрацией 0,1%. Объем закачки указанного водного раствора выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1). При приемистости нагнетательной скважины 100 м³/сут объем закачки водного раствора оксиэтилированного алкилфенола составляет 30 м³.

Водный раствор оксиэтилированного алкилфенола готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 120 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой оксиэтилированного алкилфенола с концентрацией 0,1% дозировочным насосом из емкости автоцистерны с оксиэтилированным алкилфенолом и закачивают в пласт.

Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией 0,5 мас. %, крахмал с концентрацией 0,1 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,1 мас. %, приготовленной в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 120 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой сапропеля, крахмала и ДАФ с указанными концентрациями шнековыми дозаторами. Объем закачки указанной водной суспензии выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1) и составляет 100 м³.

После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией 120 г/л в объеме 10 м³ и останавливают скважину на технологическую выдержку до 10 сут, и пускают скважину в работу.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.

В результате обработки скважины прирост нефти составил 2,6 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 3,4%.

Пример 2. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины (300 м³/сут), толщину продуктивного пласта (4,2 м), пористость (0,172 доли ед.) (табл. 4, пример 4), обводненность добываемой продукции, дебит по нефти (табл. 8, пример 4). Определяют объемы закачки водного раствора нитрата калия, блокирующего состава, водного раствора ДАФ, водной суспензии питательных веществ (табл. 4, пример 4).

Концентрации реагентов, содержащихся в указанных водных растворах, указаны в табл. 6 (пример 4).

Определяют объемы закачки водного раствора нитрита натрия, блокирующего состава, водного раствора ДАФ, водной суспензии питательных веществ.

Объем закачки водного раствора нитрита натрия рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта принимают равным 4 м.

V_З=3,14⋅R²⋅h⋅m=3,14⋅3²⋅4,2⋅0,172=20 м³.

Водный раствор нитрата калия готовят следующим образом:

- емкость заполняют водой с минерализацией 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, до объема 5 м³, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;

- приготовленный водный раствор нитрита натрия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водный раствор нитрита натрия продавливают в пласт водой с минерализацией 300 г/л в объеме 5 м³ и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.

Затем производят закачку блокирующего состава (дисперсной системы на основе ДМ с концентрацией 1,0 мас. %). Объем закачки указанного блокирующего состава выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2). При приемистости нагнетательной скважины 300 м³/сут объем закачки блокирующего состава составляет 60 м³.

Дисперсную систему на основе ДМ готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ДМ с концентрацией 1,0 мас. % шнековым дозатором и закачивают в пласт в объеме 60 м³.

Затем продавливают в пласт водным раствором ДАФ.

Объем закачки указанного водного раствора (100 м³) выбирают из табл. 2.

Водный раствор ДАФ готовят в условиях химбазы в емкости путем подачи воды с минерализацией 0,15 г/л с одновременной дозировкой порошкообразного ДАФ с концентрацией 1,0 мас. %, перемешивают в течение 30 мин и доставляют на скважину автоцистернами.

Водный раствор ДАФ с концентрацией 1,0 мас. % дозируют дозировочным насосом из емкости автоцистерны ДАФ и закачивают в пласт.

Останавливают скважину на технологическую выдержку до одного часа.

Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией 2,0 мас. %, крахмал с концентрацией 0,1 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,1 мас. %, приготовленной в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой сапропеля, крахмала и ДАФ с указанными концентрациями шнековыми дозаторами. Объем закачки указанной водной суспензии (300 м³) выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).

После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией 300 г/л в объеме 50 м³ и останавливают скважину на технологическую выдержку до 15 сут, и пускают скважину в работу.

Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.

В результате анализа эксплуатационных параметров скважины прирост нефти составил 2,8 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 3,7%.

Остальные примеры осуществления способа разработки карбонатного нефтяного пласта выполнены аналогично. Их результаты приведены в табл. 3-8. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1800 т, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,5%.

Полученные результаты показывают, что применение предлагаемого способа приводит к подключению в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, а именно к увеличению охвата пласта воздействием в 1,6-1,8 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки карбонатного нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу изменением и выравниванием фильтрационных потоков в трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластах за счет повышения эффективности микробиологического воздействия и увеличения охвата пласта воздействием, снизить обводненность добываемой продукции, а также расширить технологические возможности способа.