2.2. Свойства и состав нефти

Изучение физико-механических свойств нефти и газа на Кузбаевском месторождении производились по пробам, отобранным с сохранением естественных условий – газосодержания и пластового давления (глубинные пробы) и по поверхностным пробам.

Давление насыщение газом, МПа – 4.7

Плотность, кг/ :

при Рпл - 875

при Рпл - 869

разгазированной нефти - 889

Вязкость, мПа.с:

при Рпл – 9.44

при Рнас – 8.16

сепарированной нефти – 26.82.

По содержанию серы нефти Кузбаевского месторождения относятся к сернистым и высокосернистым. По содержанию парафина нефти относятся к категории парафиновых. Причем, в большинстве пластов содержание парафина изменяется от 1,97% до 3,5%.

По количеству смол нефти Кузбаевского месторождения относятся к высокосмолистым 14,29-72,10%.

По составу растворенный в нефти газ жирный. Сумма легких углеводородов (метан, этан, пропан, бутаны) колеблется от 50,4% (мол) до 83,1% (мол), увеличивается вверх по разрезу.

В газах Кузбаевского месторождения отмечено промышленное содержание сероводорода до 1,86 (мол) в пачке Dфм2 и большое содержание азота- до 39,2%в пачке Св3 и углекислого газа- до 21,14% (мол) в пачке Dфм.

Запасы сероводорода не подсчитывались, так как в условиях Башкортостана он не утилизируется.

4 Технологическая часть

Метод повышения нефтеотдачи пластов с применением композиции биополимер симусан – биоПАВ КШАС-М – жидкое стекло

Учитывая особенности геологического строения, состояние разработки и опыт применения технологий по увелечению нефтеотдачи на подобных соседних месторождении предлагается дальнейшую разработку залежей в ТТНК на Кузбаевском месторождении Осуществлять с применением периодической закачки в нагнетательные скважины композиции биополимер симусан – биоПАВ КШАС-М – жидкое стекло. Предполагаемая технология приводит к снижению водопроницаемости промытых зон, повышению охвата пласта заводнением и улучшению свойств вытесняющего агента. Применение продуктов биосинтеза для повышения нефтеотдачи является одним из новых перспективных направлений в научных исследованиях и технологических разработках.

Биополимеры отличаются сложным составом и содержат большое число функциональных и химически активных группировок. Они могут использоваться, как самостоятельно, так и в композициях с другими реагентами, как в данном случае, что способствует улучшению их эксплуатационных качеств. Для выравнивания профилей приемистости и увеличения охвата пласта заводнением используется ценное свойство биополимера изменять вязкость от небольшой величины в призабойной зоне до значительной при удалении от призабойной зоны. За счет этого снижается различие в вязкостях между нефтью и вытесняющим агентом. За период1989-1999 г.г. на основе многочисленных промысловых испытаний, в частности на Арланском месторождении, доказана довольно высокая эффективность применения биополимера симусан (до 647 т на обработку).

БиоПАВ КШАС-М представляет собой природную композицию биоПАВ гликолипидной породы и полимера эмульгатора в послеферментационной культуральной жидкости. Активность его зависит от рН среды. В нейтральной и щелочной среде биореагент КШАС-М остается в жидкой среде, образуя мицерярные растворы, а в кислой среде реагент взаимодействует с породой и способствует повышению отмывающей способности вытесняющего агента. Реагент хорошо растворяется в пресной воде, а с пластовой и сточной водой образует хлопьевидный осадок. Испытания реагента показали его высокую эффективность(748т на 1скв обр)

Жидкое стекло обеспечивает химическое взаимодействие с молекулами биополимера, биоПАВ и солями многовалентных металлов пластовой минерализованной воды, что приводит к образованию осадка, снижающего водопроницаемость промытых зон и повышает охват пласта заводнением и улучшает процесс вытеснения нефти.

Таким образом, технология рекомендуемая к внедрению при разработке залежей ТТНК на Кузбаевском месторождении носит комплексный характер. По лабораторным данным ее применение приводит к снижению водопроницаемости до 55%.

Сущность технологии заключается в периодической закачке композиции в нагнетательные скважины с БКНС. Соотношение реагентов полимер – биоПАВ – жидкое стекло принимается равным 1:1:0,5. Разовый объем концентрированного раствора по опыту принимается равным 10 (4+4+2). Свойство реагентов (полимер,биоПАВ) сохраняется при мгократном разбавлении водой (100-150 раз). Таким образом, при разбавлении композиции до 0,01% концентрации при закачке сточных вод объем раствора достигает 800-900 ,что составляет 0,5% порового объема пласта в зоне воздействия нагнетательной скважины при существующей плотности сетки скважин на месторождении.

Приготовление раствора композиции осуществляется непосредственно на БКНС. С этой целью устанавливается емкость объемом 100 и монтируется насос НБ-125. Концентрированные растворы композиции доставляются на БКНС автоцистернами. В начале путем циркуляции смешиваются биополимер и биоПАВ, затем в процессе циркуляции в смесь подается жидкое стекло. Смешение 3-х реагентов путем циркуляции осуществляется в течение 1 часа.

Перед закачкой композиции в нагнетательные скважины система напорных водоводов заполняется пресной водой насосами БКНС. Затем приготовленный раствор композиции насосом НБ-125 закачивается в напорную систему водоводов и продавливается в пласт пресной водой насосными агрегатами БКНС. После продавки композиции в пласт пресной водой БКНС останавливается на 24 часа на реакцию композиции с пластовыми флюидами.

Спустя сутки БКНС запускается в работу на сточной воде. Применение рекомендуемой технологии согласовано с Башкирским горным округом Госгортехнадзора, ССЭС и МЧС.

Таблица 2. Основные показатели внедрения композиции биополимер-биоПАВ-жидкое стекло на Кузбаевском месторождении

Год	Кол-во скважино-обработок	Расход реагентов		Дополнительная добыча нефти, тыс.т
		всего	В т.ч. на 1 скважино-обработку		всего		В том числе
					За год	накоплено	На 1 обработку	На 1т реагента
2006	3	30	10		2,1	2,1	0,7	0,07
2007	8	80	10		5.6	7.7	0.7	0.07
2008	13	130	10		9.0	16.7	0.7	0.07
2009	18	180	10		12.5	29.2	0.7	0.07
2010	20	200	10		13.9	43.1	0.7	0.07
2011	19	190	10		13.2	56.3	0.7	0.07
2012	19	190	10		13.2	69.5	0.7	0.07
2013	19	190	10		13.2	82.7	0.7	0.07
2014	18	180	10		12.5	95.2	0.7	0.07
2015	17	170	10		11.8	107.0	0.7	0.07
2016	17	170	10		11.8	118.8	0.7	0.07
2017	16	160	10		11.1	129.9	0.7	0.07
2018	15	150	10		10.4	140.3	0.7	0.07
2019	15	150	10		10.4	150.7	0.7	0.07
2020	14	140	10		9.7	160.4	0.7	0.07
2021	13	130	10		9.0	169.4	0.7	0.07
2022	13	130	10		9.0	178.4
2023	12	120	10		8.3	186.7
2024	12	120	10		8.3	195.0
2025	11	110	10		7.7	202.7
2026	11	110	10		7.7	211.0
Итого	303	3030	10		211		0.7	0.07

Как видно из приведенных данных за период 2006-2026 г.г. предусмотрено проведение 303 скважинно-обработок с общим расходом 3030 т реагентов. Годовой прирост в добыче нефти колеблется в пределах 2.1-13.9 тыс.т. За весь период планируется дополнительно извлечь 211 тыс.т нефти

3.1. Программа проведения опытно – промышленных работ по внедрению технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе водного раствора биологического поверхностно-активного вещества (БиоПАВ) в 2009 году на Кузбаевском месторождении

Технология закачки композиции на основе биоПАВ КШАС – М, (совместно с лигносульфонатом и жидким стеклом) относится к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью увеличения нефтеотдачи, включает последовательную закачку в нагнетательную скважину оторочки пресной воды, композиции биоПАВ-лигносульфонат-жидкое стекло и продавливается в пласт пресной водой.

В технологии используются следующие реагенты:

-БиоПАВ КШАС-М по ТУ 2458-005-15283860-2003 с изм. №1. Санитарно-эпидемиологическое заключение № 2.БЦ.01.245.П.001140.11.05 от 30.11.2005 г. до 30.11.2010 г. Сертификат соответствия № ТЭК RU.ХП06.Н02336 от 01.12.2008 г. по 30.11.2010 г.

- Лигносульфонат технический - отход целлюлозно-бумажной промышленности, выпускается в соответствии с ТУ 13-0281036-029-94. Санитарно-эпидемиологическое заключение № 59.55.20.245.П.000167.01.07 от 29.01.2007 г. до 29.01.2012 г. Сертификат соответствия № ТЭК RU.ХП06.Н01698 от 03.05.2007 г. до 03.05.2010 г.

- стекло натриевое жидкое, соответствующее качеству согласно ГОСТ 13078-81. Санитарно-эпидемиологическое заключение № 2.БЦ 02.214.П.000874.08.04 от 30.08.2004 до 30.08.2009. Сертификат соответствия № ТЭК RU.ХП06.НО1844 с 28.08.2007 по 30.08.2009.

На технологию получена приоритетная справка № 2007129308 от 30.07.07 г. «Способ разработки нефтяного месторождения».

Разработан стандарт СТО 00135645-214-2007 «Технология воздействия на пласт композицией биоПАВ-лигносульфонат-жидкое стекло». Утвержден и введен в действие приказом ОАО «АНК «Башнефть» о