НЕФТЕХИМИЯ, 2008, том 48, № 3, с. 234-237
УДК 573.6
МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ КОМПЛЕКСНОГО ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
© 2008 г. Л. К. Алтунина, Л. И. Сваровская, В. С. Овсянникова
Институт химии нефти СО РАН. г. Томск E-mail: sli@ipc.tsc.ru Поступила в редакцию 09.07.2007 г.
На Лас-Еганском нефтяном месторождении Западной Сибири проведены опытно-промышленные испытания комплексного метода увеличения нефтеотдачи, разработанного на основе неорганической ге-леобразующей и нефтевытесняющей композиций. Компонентами нефтевытесняющей композиции на основе ПАВ являются азотистые соединения, которые при разбавлении служат питательным субстратом, стимулирующим рост и оксигеназную активность пластового биоценоза. При окислении углеводородов нефти накапливаются продукты метаболизма, увеличивающие нефтеотмывающую способность композиции. Комплексная технология предусматривает повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта заводнением гелеобразующей композицией и увеличения коэффициента нефтевытесне-ния моющей композицией и микробиологической составляющей. Промысловые испытания метода проведены на трех опытных участках юрского горизонта Лас-Еганского месторождения.
Для вовлечения в разработку трудно извлекаемых запасов нефти юрских отложений месторождений Западной Сибири разработана комплексная технология, увеличивающая охват пласта заводнением и интенсифицирующая вытеснение нефти. Технология позволяет с помощью комбинированного воздействия на залежь гелеобразующей и нефтевытесняющей композициями эффективно перераспределять фильтрационные потоки пластовых флюидов и вовлекать в разработку пласты, ранее не охваченные заводнением. В качестве гелеобразующей использовали неорганическую композицию ГАЛКА-термогель-У, в качестве нефтевытесняющей - композицию ИХН-100 на основе ПАВ и аммиачной буферной системы с максимумом буферной емкости в интервале рН 9.0-10.5, оптимальном для целей нефтевытеснения.
Композиция ИХН-100 обеспечивает прирост коэффициента нефтевытеснения на 10-20%, может применяться в различных геолого-физических условиях месторождений, в широком интервале минерализации пластовых вод, для пластов с температурой 20-120°С [1], проницаемостью 0.005-0.500 мкм2, причем наибольший эффект достигается для низко проницаемых неоднородных коллекторов, в частности, юрских и меловых отложений, типичных для Западной Сибири. Композиция способна снижать фильтрационные сопротивления в приза-бойных зонах скважин, уменьшать остаточную нефтенасыщенность, снижать набухаемость глин (глинистого цемента коллектора, фильтрата бурового раствора), деструктурировать межфазные слои на границе нефть-порода-вода. В процессе вытеснения нефти композицией ИХН-100 подвижность фильтруемой жидкости возрастает в 3-7 раз, что указывает на возможность значительного увеличения приемистости нагнетательных скважин при проведении обработки призабойной зоны пла-
ста. Промышленный выпуск композиции ИХН-100 осуществляют ЗАО "Химеко-ГАНГ", Москва, и ЗАО "Полиэкс", Пермь.
Особенностью разработки пластов юрского горизонта является резкое падение продуктивности добывающих скважин. На поздней стадии разработки обводненных месторождений, с возрастающей долей трудно извлекаемых запасов нефти, применение комплексного физико-химического и микробиологического метода может быть реально увеличивающим нефтеотдачу. Микробиологические методы повышения нефтеотдачи привлекают внимание эффективностью, экологической безопасностью и относительно невысокими экономическими затратами [2]. Присутствие пластовой воды, содержащей минеральные и органические соединения, создает условия для развития богатой и разнообразной микрофлоры, в том числе углеводородокисляющей (УОБ). Группа УОБ, благодаря развитой ферментативной системе, способна к трансформации сложных углеводородов нефти и нефтепродуктов. Воздействию бактерий доступны почти все известные углеводороды (УВ), но в первую очередь деградирует ациклическая насыщенная группа [3]. При их окислении образуется ряд промежуточных продуктов: биологические поверхностно-активные вещества (биоПАВ), биополимеры, спирты, альдегиды, кетоны, оксикислоты, сложные эфиры, карбоновые кислоты, в небольших количествах присутствуют органические пер-оксиды и надкислоты, газообразные продукты и другие метаболиты, увеличивающие нефтевытесне-ние.
Разработанный комплексный метод с применением неорганической гелеобразующей и нефтевытесняющей композиций предусматривает сочетание микробиологического и физико-химических
методов увеличение нефтеотдачи. При закачивании и продвижении композиции по обводненному нефтяному пласту азотистые компоненты разбавляются и служат питательным субстратом, стимулирующим рост и ферментативную активность пластовой микрофлоры в процессах деструкции нефти и накоплении метаболитов, улучшающих реологические свойства нефти [4]. Свободные
ионы КИ+, как компоненты композиции, непосредственно поглощаются микробной клеткой и при участии ферментов группы дегидрогеназ в результате прямого аминирования стимулируют образование аминокислот, биополимеров и био-ПАВ без затрат метаболической энергии [5].
Целью наших исследований является изучение динамики пластового биоценоза и скорости биогенных процессов, протекающих в нефтяном пласте на участках проведения промыслового эксперимента.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Объекты исследования. Опытно-промышленные испытания комплексного метода проведены на трех опытных участках Лас-Еганского месторождения. Нефть месторождения легкая, парафино-нафтеновая, при 50°С вязкость нефти 5.36 мПа ■ с, плотность 0.735 кг/м3.
Первый участок состоял из нагнетательной скважины 9066 и 5-ти добывающих скважин №№ 9076, 152р, 9339, 9332, 9100. Второй участок с нагнетательной скважиной 9329 включал 4 добывающие скважины №№ 9063, 9073, 9064, 9071. Третий участок с нагнетательной скважиной 9065 состоял из 5-ти добывающих скважин №№ 9075 , 9052, 9053, 9045, 9054. Контрольный участок включал 3 добывающие скважины №№ 9096, 9098, 9099, вода нагнеталась через центральную дожимную насосную станцию (ЦДНС-7).
Нефтевытесняющую композицию закачивали в пласт в концентрации 50%, продвижение по пласту происходило за счет нагнетаемой воды по системе поддержания пластового давления (ППД), в результате чего композиция разбавлялась до малых концентраций и служила азотистым питательным субстратом для пластового биоценоза.
Аналитические методы. Пробы нагнетаемой и пластовой воды из добывающих и нагнетательных скважин контрольного и опытных участков отбирали в стерильные бутыли с помощью специальных пробоотборников. Физико-химический состав определяли стандартными методами анализа: минерализацию по методу [6], рН и ЕИ с помощью рН-метра-милливольтметра рН-673М, содержание сероводорода по методу [7], сульфат-ион по методу [8], нитрат-ион по методу [9].
Микробиологические методы. Численность микроорганизмов в пробах воды из нагнетательных и добывающих скважин определяли методом предельных разведений с посевом на селективные питательные среды. Нефтеокисляющие бактерии учитывали на среде Раймонда с добавлением нефти [10],
общую численность гетеротрофных микроорганизмов - на мясо-пептонном агаре (МПА).
Питательную ценность раствора композиции ИХН-100, стимулирующей рост пластовой микрофлоры, определяли в лабораторных условиях, применив систему периодического культивирования изолированной микрофлоры на пластовой воде с добавлением композиции в концентрации от 0.005 до 25% от объема среды. В процессе культивирования определяли динамику роста микроорганизмов и фиксировали концентрацию разбавленной композиции, стимулирующей максимальный рост микроорганизмов.
Оксигеназную активность группы УОБ изучали в лабораторных условиях при культивировании на пластовой воде с добавлением нефти в концентрации 0.5% и раствора композиции ИХН-100 с концентрацией 0.01 мг/дм3 как источника азота. В процессе эксперимента определяли динамику роста. В конце эксперимента на 20-е сутки контакта нефти с микроорганизмами определяли изменение поверхностного натяжения культуральной среды методом Дю Нуи [11]. В качестве контроля выступала стерильная пластовая вода с добавлением композиции и нефти в указанных концентрациях.
Нефтехимические анализы. Оксигеназную активность микрофлоры при деструкции нефти микроорганизмами определяли в конце эксперимента. Для этого остаточную нефть из опытных и контрольных вариантов экстрагировали хлороформом. Изменение молекулярно-массового распределения (ММР) н-алканов С10-С44 анализировали методом ГЖХ на хроматографе "Кристалл-2000" с кварцевой капиллярной колонкой 25 м х 0.22 мм, внутренний стандарт - н-гексадекан. Степень деструкции насыщенных УВ определяли по изменению изопреноидного коэффициента, рассчитанного по формуле: К = (Рг + РИ)/(нС17 + нС18).
Оценка технологической эффективности комплексного физико-химического и микробиологического метода. Для оценки технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи используются накопленные показатели добычи нефти и обводненности по каждой скважине.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Лас-Еганское месторождение эксплуатируется методом внутриконтурного заводнения смесью промысловых вод и воды из открытых водоемов. Минерализация проб воды из нагнетательных скважин до 18.0 г/дм3, окислительно-восстановительный потенциал (ЕИ) +15...+80, величина рН 6.8-7.2. Пластовые воды из добывающих скважин хлоридного типа, минерализация, за исключением некоторых скважин, от 19 до 23 г/дм3, рН 7.0-7.4, ЕИ -60. +120 мВ. Пластовая температура в пределах 50-75°С.
Пласт Юх сложен мелкозернистым, заглинизи-рованным песчаником с прослоями алевролитов и аргиллитов. Тип коллектора - терригенный. Общая толщина по пласту Юх 17.8 м, нефтенасыщенная толщина в среднем 7.8 м, глубина залегания продук-
236
АЛТУНИНА и др.
Численность микрофлоры, млн клет./см3
м ю
о
II
□гетеротрофы □ ДНЕ
ю ю о
р
ш
о
(П
<п
(П (П
(П
<п ш ш Ю О тТ
ООО
^ ^ ^
Номер скважины
Рис. 1. Стимулирующее влияние азотистых компонентов нефтевытесняющей композиции ИХН-100 на численность пластовой микроф
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.