НЕФТЕХИМИЯ, 2013, том 53, № 2, с. 101-106
УДК 622.276.63.579
КОМПЛЕКСНЫЙ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЙ МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ МОНГОЛИИ © 2013 г. Л. К. Алтунина, Л. И. Сваровская, Т. Гэрэлмаа1
Учреждение Российской Академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН Институт химии и химической технологии МАН, Улан-Батор, Монголия
E-mai: sli@ipc.tsc.ru Поступила в редакцию 03.07.2012 г.
Проведены исследования пластовых флюидов месторождения Тамсагбулаг (Монголия) для разработки комплексного физико-химического метода интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов. Пластовые условия месторождения способствуют формированию разнообразного биоценоза, представленного микроорганизмами родов Arthrobacter, Pseudomonas, Bacillus, Micrococcus, Flavobacterium. Микрофлора положительно реагирует на внесение нефтевытесняющей композиции в концентрации 5% в качестве источника азотного питания. Пластовая микрофлора обладает углеводородокисляющей активностью со степенью биодеструкции вязкой нефти 8.15 с накоплением продуктов метаболизма, снижающих поверхностное натяжение от 70 до 42 мН/м. Хроматографический и ИК-спектрометрический анализы подтвердили глубокие деструктивные изменения углеводородов вязких нефтей. При этом коэффициент окисленности (С=О) увеличился в 16 раз. При моделировании вытеснения вязкой нефти с применением комплексного метода получен относительный прирост коэффициента нефтевытеснения 14.4%.
Ключевые слова: вязкие нефти, пластовая микрофлора, бидеструкция, углеводороды.
Б01: 10.7868/80028242113020020
Суммарный объем запасов высоковязких нефтей и битумов в мире почти в 5 раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости и составляет 810 млрд.т [1]. Основное направление повышения нефтеотдачи вязких нефтей — тепловое воздействие, основанное на снижении вязкости нефти при нагревании, весьма энергоемко и требует крупных материальных затрат и сложного оборудования.
Большие резервы увеличения нефтеотдачи заключаются в использовании физико-химических методов воздействия на нефтяные пласты, в частности, путем введения различных химических реагентов [2, 3]. Одни из них (ПАВ, растворители, углекислый газ и др.) позволяют частично или полностью устранить негативное влияние капиллярных сил и снизить вязкость нефти. Другие изменяют реологические свойства и структуру фильтрационных потоков пластовых флюидов, снижают гидродинамическую анизотропию пласта (полимерные растворы, гели, эмульсии, пены). Наиболее перспективные химические реагенты — это ПАВ и полимеры [2, 4].
Микробиологические методы повышения нефтеотдачи привлекают внимание эффективностью, экологической безопасностью, широким разнообразием и относительно невысокими экономическими затратами [5]. Присутствие водной фазы, содержащей минеральные и органические соединения, создает условия для развития богатой и разнообразной пластовой микрофлоры. Углеводоро-докисляющая группа бактерий (УОБ) способна к трансформации сложных углеводородов нефти до более простых органических соединений: жирных кислот, спиртов, биополимеров, газообразных и других метаболитов, увеличивающих нефтевытес-нение [6]. Комплексный физико-химический и микробиологический метод предусматривает двойной эффект увеличения нефтеотдачи — за счет моющих свойств композиции и высокой ферментативной активности микроорганизмов. В состав композиции входят неионогенное и анионактив-ное ПАВ и азотистые компоненты. При биоутилизации углеводородов нефти и азотистых соединений образуются кислородсодержащие продукты метаболизма, СО2 и аммиак, способствующие вытеснению вязкой нефти из пласта. Растворяясь в
Таблица 1. Характеристика изовязкостной модели нефти
Температура Изовязкостная нефть
измерения, °С 3 плотность, кг/м3 вязкость, мПа ■ с
25 0.833 23.86
50 0.815 6.77
нефти, СО2 уменьшает ее вязкость, а ПАВ совместно с аммиачной буферной системой снижает межфазное натяжение на границе раздела: нефть — вода — порода, увеличивая подвижность пластовых флюидов [7], т.е. при вытеснении нефти комплексным методом, работают два эффекта — моющие свойства композиции и микробиологическая составляющая.
Цель настоящей работы — исследовать окислительную активность пластового биоценоза и закономерность вытеснения вязкой нефти месторождения Тамсагбулаг комплексным физико-химическим и микробиологическим методом.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Объектом исследований служили пробы воды и нефти, отобранные из добывающих скважин нефтяного месторождения Тамсагбулаг, расположенного на территории Тамсагской нефтеносной провинции Монголии. Нефти изучаемого месторождения вязкие, высокопарафинистые, с плотностью 839.9 кг/м3 при 20°С, пластовая температура - 50°С .
Микробиологические методы. Численность пластового биоценоза определяли методом посева на агаровые и жидкие селективные среды [8]. Идентификацию выделенных штаммов проводили до рода на основании морфологических, куль-туральных и хемотаксономических признаков, используя определители микроорганизмов [9].
Процессы биодеструкции нефти углеводоро-докисляющей микрофлорой проводили в лабораторных условиях по методике, изложенной ранее [10]. Стимулирующим питательным субстратом для углеводородокисляющих бактерий служили азотистые компоненты нефтевытесняющей композиции НИНКА, разработанной в Институте химии нефти СО РАН [2]. В процессе биодеструкции нефти определяли накопление альдегидов, биоПАВ и эмульгаторов как продуктов метаболизма ферментативного окисления углеводородов, изменяющих реологические свойства нефти и способствующих ее вытеснению из пласта.
Аналитические методы. Накопление альдегидов как продуктов метаболизма при биоокислении углеводородов определяли колориметрическим методом по Файгелю [11]. Накопление биоПАВ — по изменению поверхностного натяжения на границе
культуральная среда — воздух по методу Дю—Нуи на тензиометре [12]. Для определения индекса эмульгирования (Е24, %), в пробирку с 5 мл культу-ральной среды добавляли 5 мл гексадекана, тщательно встряхивали и через 24 ч определяли отношение высоты эмульсионного слоя к общей высоте жидкости в пробирке.
После биодеструкции остаточную нефть извлекали хлороформом, который отгоняли на роторном испарителе и определяли гравиметрическим методом [13]. Качественную и количественную оценку процессов деструкции вязкой нефти проводили ИК-спектрометрическим и хроматогра-фическим методами на приборе ИК-Фурье марки М1коЫ 5700 и газожидкостном хроматографе марки "Кристалл—2000 М". Глубину биодеструкции углеводородов (УВ) оценивали по величине изо-преноидного коэффициента К, который равен отношению суммы пиков изопреноидных УВ пристана и фитана к сумме пиков н-гептадекана и
т, ¡Сщ + ¡С 20 н-октадекана: К = —--—
пС17 + пС18
Вытеснение вязкой нефти. Вытеснение нефти проводили на насыпных моделях пласта при постоянной температуре 50°С (термостатируемые стеклянные колонки длиной 86—92 см, диаметром 3 см). Колонки заполняли дезинтегрированным керновым материалом изучаемого месторождения. Для измерения порового объема через каждую модель пропускали определенный объем воды. Измеряли объем воды на выходе из колонки и по разнице определяли поровый объем модели. Для получения остаточной нефти модель насыщали исследуемой нефтью, затем отмывали водой до полной обводненности продукции на выходе. Для насыщения использовали изовязкостную модель нефти, которую готовили добавлением 20% керосина в нефть месторождения Тамсагбулаг (табл. 1).
Вытеснение остаточной нефти в контрольной модели проводили 5%-ным раствором нефтевы-тесняющей композиции НИНКА®. Состав композиции, % мас: ПАВ — 1.5, нитрат аммония — 16, карбамид — 32.5, вода — остальное. Опытную модель обрабатывали взвесью УОБ в 5%-ном растворе композиции. После обработки модели перекрывали и термостатировали при 50°С в течение 10 сут для размножения УОБ и накопления продуктов метаболизма, способствующих вытеснению нефти. Вытеснение нефти продолжали пластовой водой до полной обводненности. На выходе из колонки в каждой пробе определяли объемы вытесненной нефти, водной фазы, рН, концентрацию азотистых компонентов композиции и общую численность микроорганизмов. На протяжении всего эксперимента фиксировали перепады давления, скорость и объем фильтрующейся жидкости. Все операции по вытеснению нефти проводили при давлении 0.5 атм. Коэффициент
КОМПЛЕКСНЫЙ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЙ МЕТОД
103
%
в
о д
о р
о д
о в е
гле
у
я
и ц
а р
т н
е ц
н
о Ко
20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0
i
И Контроль □ Опыт
HiJii ■■
12 13 14 15 16 17 Pr 18 Ph 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 Число С в молекуле
Рис. 1. Молекулярно-массовое распределение углеводородов нС^-НС32 исходной нефти (контроль) и после ее биодеструкции (опыт).
нефтевытеснения определяли как отношение суммарного объема вышедшей из модели нефти к начальному объему нефти в модели, выраженное в процентах.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Микробиологические исследования показали, что биоценоз пластовой воды месторождения разнообразен и представлен родами Arthrobacter, Pseudomonas, Bacillus, Micrococcus, Flavobacterium, из которых Bacillus и Pseudomonas играют особую роль в процессах окисления углеводородов нефти. Так как пластовые воды дефицитны по соединениям азота, для стимуляции пластовой микрофлоры применяли нефтевытесняющую композицию НИНКА®, компонентами которой, кроме ПАВ, являются азотистые соединения.
Эксперименты по деструкции углеводородов нефти проводили с применением углеводородо-кисляющей микрофлоры, выделенной из нефти месторождения Тамсагбулаг. В качестве стимулирующего субстрата, содержащего азотистые компоненты, применяли 5%-ный раствор композиции НИНКА®. Максимальная численность микрофлоры на 12—14-ые сутки увеличивалась на 3—5 порядков и достигала 3 х 109 клет/мл. В процессе биодеструкции на 10—14 сут исчезает масляное пятно нефти и образуется однородная эмульсия. Индекс эмульгирования Е24 — 40%. Концентрация альдегидов в процессе биодеструкции увеличивается от 0 до
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.