XIII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2021

Введение

С каждым годом все больше и больше растёт потребление нефтепродуктов. Уже сложно нашу жизнь представить без нефти. Но эффективность извлечения из нефтеносных пластов нефти современными промышленными методами, которые уже освоены на сегодняшний день считается неудовлетворительной. По различным странам и регионам средняя конечная нефтеотдача пластов составляет от 25 до 40%. Что является весьма низким показателем.

Остаток запасов нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах (Рис. 1).

Рисунок 1- Соотношение извлекаемых и остаточных запасов нефти

Поэтому актуальной задачей человечества является создание и применение новых технологий нефтедобычи, которые смогут позволить увеличить нефтеотдачу на тех пластах, на которых уже известные традиционные методы не позволяют извлечь остаточные запасы нефти.

Существует множество методов увеличения нефтеотдачи.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи

По типу рабочих агентов методы можно классифицировать таким образом:

1. Тепловые методы - методы повышения функционирования установок, которые основываются на увеличении температуры искусственным образом за счет прогрева происходит разжижение сырья

2. Газовые методы - технология нагнетания природного или нефтяного газа.

3. Химические методы - технология заключается в использовании химических реагентов с целью повышения нефтеотмывающей способности воды.

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

• вытеснение нефти кислотами;

• вытеснение нефти щелочными растворами;

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

• микробиологическое воздействие.

4. Гидродинамические методы - используются капиллярные и гидродинамические силы.

5. Группа комбинированных методов.

Чаще всего используется комбинированный метод воздействия.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются тепловые и гидродинамические методы, физико-химические методы и гидродинамические, физико-химические и тепловые методы и так далее.

6. Физические методы увеличения дебита скважин.

Также выделяют физические методы увеличения дебита скважин. Нельзя их объединять с другими методами. Физические методы также чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а всего-то приводят к временному увеличению добычи, то есть повышают текущую нефтеотдачу пласта.

Рисунок 2 – Пределы применимости различных методов увеличения нефтеотдачи

Химические методы.

Их применяют для дополнительного извлечения нефти их уже очень истощенных и заводненных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью

Объектами применения данных методов являются залежи с низкой соленостью воды, с низкой вязкостью нефти (не более 10 МПа*с), с низкой проницаемостью.

Заводнение с использованием химических реагентов.

Эта группа методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02—0,2%. Растворы нагнетаются в объеме 10—30% от общего объема пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. После этого оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и обычное заводнение. Благодаря им можно существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (вплоть до 50—60 мПа с), при котором возможно применение методов воздействия, основанных на заводнении. Благодаря применение методов в начальных стадиях разработки можно ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3—10%.

Одним из самых допустимых для этого процесса является раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость, а как следствие значит уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: .Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения) и улучшает вытесняющие свойства воды. А значит ведет к более полному вовлечению объема залежи в разработку.

При взаимодействии полиакриламида с альдегидами в водных растворах (20 °С, рН 8 – 10) или в неводной среде происходит метилолирование:

– CONH2+CH2O → – CONHСН2ОН

–CONH2 + C2H4О → –CONHCH2–СН2–ОН

Метод рекомендуется использовать для залежей с высокой вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа*с. Если учитывать возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм². Благоприятны к использованию залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно ощутима при движении в пласте первой порции раствора, при значительной обводненности пластов минерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Так как адсорбция может воздействовать на эффективность процесса вытеснения одновременно в двух противоположных направлениях, то по каждому объекту она должна быть предметом специальных исследований. Вместе с тем считают, что наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов) при низкой глинистости коллекторов (не более 8—10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С. Допустимая глубина залегания продуктивных отложений определяется потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах и величиной геотермического градиента.

Но, как и любой метод он имеет свои недостатки, из-за которых его нельзя применять на практике. Один из этих недостатков – это то, что быстро снижается продуктивность нагнетательных скважин вследствие стремительного и резкого роста вязкости, которую не всегда можно компенсировать повышением давления нагнетания из-за деструкции молекул полимера. Это, пожалуй, самый главный недостаток. В водном растворе полимерные молекулы под действием разных факторов могут необратимо разрушаться из-за их деструкции. Что ведет к уменьшению молекулярной массе, а в следствие и уменьшает загущающую способность, которая является основой эффективности его применения в качестве вытесняющего агента.

Рисунок 3 – Схема приготовления и дозирования полиакриламида.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

В этом методе, вытесняющим агентом является мицеллярный раствор, который нагнетают в пласт (в объеме около 10 %).

В состав мицеллярного раствора входят: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, которая состоит из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Благодаря этому методу можно достигнуть очень близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Но механизм процесса до конца не изучен и находится в стадии изучения.

Этот метод как правило используют для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Чтобы использовать мицеллярные растворы нужно выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых). Также они должны быть относительно однородные и не должны содержать карбонатный цемента. Эти требования связаны с тем, что при движении раствора по неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться структура раствора. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм². Остаточная насыщенность нефти пласта технологически не ограничивает применения метода, но из-за большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25—30%. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа*с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. Из-за неблагоприятного влияния солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70—90 °С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ.

Рисунок 3 – Полимерное заводнение

3. Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.

Увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении относится метод, использующий средства, улучшающие или изменяющие в необходимом направлении вытесняющие свойства воды, т. е. снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью, уменьшающие различие в вязкостях нефти и воды является одним из самых простых методов. К этим средствам можно отнести водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры и щелочи.

Одним из первых мероприятий, которое было направлено на повышение эффективности заводнения было – добавление поверхностно-активных веществ в небольших дозах к воде, нагнетаемой в пласты. Этот способ изучается с 50-х годов.

Растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10 самые применяемые. Исходя из эксплуатационных данных, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды. Благодаря этому снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью,улучшается вытеснение ее водой, увеличивается подвижность нефти и а также уменьшается краевой угол смачивания и т.д. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и что позволяет лучше вытесняет нефть.

Метод используется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5—30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03—0,04 мкм², температуре пласта до 70 °С.

Более высокую эффективность вытеснения нефти водным раствором ПАВ можно объяснить тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытеснения нефти из микрооднородной пористой среды, но этого недостаточно для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах водой.

Рисунок 4 – Заводнение с ПАВ в нефтедобычи

4. Вытеснение нефти кислотными и щелочными растворами

4.1. Заводнение при помощи щёлочи

Щелочное заводнение - это закачивание в пласт растворы реагентов, которые имеют щелочную реакцию. К таким наиболее применяемым реагентам, относят углекислый натрий - Na2CО3, гидроксид натрия – NaOH, гидроксид аммония - NH4OH, фосфорнокислый натрий - Na3РО4

Щелочное заводнение показало себя как технико-экономически эффективный метод повышения нефтеотдачи во многих промысловых испытаниях. Поэтому работы были направлены на повышение эффективности щелочного заводнения. Для этого данный метод проводили совместно с другими, что провело к образованию щелочно-полимерного, ПАВ-щелочного и ПАВ-полимерно-щелочного заводнения
Метод щелочного заводнения заключается в том, что в результате реакции взаимодействия кислотных компонентов нефти со щелочами образуются поверхностно-активные вещества, которые адсорбируясь на поверхности нефти со щелочным раствором и на поверхности породы, снижают поверхностное натяжение и изменяют смачиваемость коллектора. Использование щелочных растворов - один из наиболее эффективных методов уменьшения угла смачивания породы водой, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.

При взаимодействии щелочных растворов с породой пласта происходят сложные физико-химические процессы, которые сопровождаются потерями щелочи.

Расход щёлочь в пласте:

С(t) = C0 - ΔC1 - ΔC2 - ΔC3 - ΔC4

С(t) (C0 - соответственно текущая концентрация раствора щелочи в элементе пласта и начальная закачиваемая концентрация щелочи в растворе.

ΔC1- расход щелочи на взаимодействие с кислотными компонентами нефти, т.е. расход щелочи на получение ПАВ в пластовых условиях.

ΔC2 - расход щелочи на взаимодействие с солями жесткости в пластовой воде (в том числе и связанной).

ΔC3 - расход щелочи на ионный обмен с породой пласта.

ΔC4 - расход щелочи на растворение силикатов в песчанике пласта.

В состав щелочных растворов входят гидроксид натрия (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), которые растворены в воде. При небольших объёмах воздействия применяют концентрированный раствор товарной щелочи. Растворы щелочи готовят на опресненной воде с содержанием солей кальция и магния до 7-8 мг-экв/л.

При циклической закачке раствора щёлочи и воды оторочка зависит от степени неоднородности, свойств пластовой воды и нефти, состава и не должна быть меньше 0,2-0,5 объема дренируемого пласта. Процесс можно интенсифицировать попеременной закачкой в пласт щелочного агента и раствора с компонентами, которые способны образовывать осадки, нерастворимые в воде, при взаимодействии со щелочами. Как правило, это растворы хлористого магния или кальция, а также силиката натрия. Осадкообразование уменьшает подвижность пластовой жидкости в тех зонах, в которые поступила наибольшая часть нагнетаемой воды, тем самым, предупреждая ее прорыв.

Рисунок 6 – Зоны вытеснения из пласта растворами щелочи

1 зона. В окрестности добывающих скважин происходит фильтрация только активной нефти с начальным содержанием кислотных компонентов.

2 зона. Активная нефть фильтруется с начальным содержанием кислотных компонентов и смесь закачиваемой и пластовой вод. Пластовая вода частично обеднена солями жесткости.

3 зона. Фильтруются нефть, пластовая и закачиваемая воды и раствор щелочи. Активная нефть взаимодействует со щелочью с образованием ПАВ в самом пласте.

4 зона. В этой зоне фильтруются неактивная нефть, опресненная вода и раствор щелочи. Продолжаются растворение силикатов породы пласта.

5 зона. Здесь фильтруются неактивная нефть и пресная вода.

6 зона. Происходит фильтрация закачиваемой пресной воды, как проталкивающего агента оторочки раствора щелочи.

Одной из модификаций метода является силикатно-щелочное заводнение и закачка аммиачной воды, которые базируются на образовании нерастворимых осадков при взаимодействии химических реагентов с компонентами пластовой воды, вследствие чего увеличивается охват пласта из-за вытеснения. Щелочное заводнение даёт возможность повысить коэффициент вытеснения нефти на 15 % по сравнению с традиционным.

Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не являются сложными процессами. Продвижение щелочной оторочки по пласту необходимо регулировать с помощью режима работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и смена направления потоков жидкости). Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязкой нефти может не отличаться от метода обычного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и полимерами.

Основными недостатками данного метода являются слишком жесткие критерии применимости его по активности нефти. Также метод не применяется в случае минерализации закачиваемой и пластовой воды и большого содержания глин в породе.

Недостаточная активность нефти, содержание солей в воде и глин в породе приводят к увеличению расхода щелочи и уменьшению эффективности вытеснения нефти, в сопоставлении с обычной водой, вплоть до нуля.

Лабораторные исследования не предоставляют возможности моделировать эффективность таких процессов, как образование эмульсий, адсорбция щелочей и осадкообразование в реальном пласте. В пластах, которые содержат гипс, возможно растворение его щелочью и последующее отложение в оборудовании, призабойных зонах, скважинах.

4.2. Сернокислотное заводнение

В основе применения концентрированной серной кислоты для увеличения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие данного реагента на минералы скелета пласта и на нефть и погребенную воду, содержащиеся в нем.

Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами нефти приводит к образованию сульфокислот в количестве 5 — 7% от массы нефти, являющиеся анионами ПАВ и благоприятствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта. На основе данных по лабораторным экспериментам, при вытеснении нефти из пористых сред оторочкой серной кислоты коэффициент вытеснения повышается на 13 — 15% в сравнении с обычным заводнением. Такая высокая эффективность обусловлена не только образованием из нефти ПАВ, но и тем, что при химическом взаимодействии сульфат-ионов с солями кальция, которые составляют минералогическую основу породы, образуется малорастворимый в воде сульфат кальция — гипс. Кристаллы гипса частично закупоривают поры пласта, промытые водой и направляют последующие порции воды в поры, которые заполнены нефтью. Это приводит к увеличению охвата пласта вытеснением. Также, были найдены другие эффекты, которые улучшают вытеснение нефти при сернокислотном воздействии, такие как разбавление в пласте концентрированной кислоты погребенной или ранее закачанной водой сопровождается выделением тепла. Расчеты показывают, что при разбавлении 1 т кислоты до 0,5% -ной концентрации выделяется 620 тыс. кДж тепла. Взаимодействие серной кислоты с терригенными породами призабойной зоны пласта приводит к повышению их проницаемости, что обусловливает перераспределение градиентов давления в сторону их увеличения на фронте вытеснения.

Стоит заметить, что при взаимодействии концентрированной серной кислоты с карбонатами породы происходит образование углекислоты в количестве 400 кг/т.

СаСО₃ + Н ₂SО₄ = СаSО₄ + Н₂СО₃

По расчетам мы можем увидеть, что при закачке серной кислоты образуется оторочка размером до 3% от объема пор пласта 4%-ного раствора углекислоты (карбонизированной воды), обусловливающая возрастание коэффициента извлечения нефти за счет одновременного увеличения коэффициентов вытеснения и охвата.

На 1 т кислоты добывается 30 — 50 т нефти дополнительно, а приемистость водонагнетательных скважин увеличивается на 60 — 70%. Применяют либо техническую серную кислоту концентрацией до 96%, либо алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85% (сернокислотный отход производства высооктанового бензина). Технология метода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15% порового объема пласта) оторочки серной кислоты, которая продвигается по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины размещают ёмкости (500-2000 м3) с АСК, которую насосами закачивают в пласт. После чего скважина подключается к общей системе заводнения для закачки воды.

Применение метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колонны скважины.

4.3. Заводнение с углекислотой

Метод базируется на том, что диоксид углерода (СО₂), способствует увеличению объёма нефти и уменьшает вязкость, растворяясь в ней, с другой стороны, когда он растворяется в воде, повышает её вязкость. Вследствие чего, растворение СО₂ в нефти и воде приводит к выравниванию подвижности нефти (k / µ.н) и воды (k / µв), тем самым создаются предпосылки к получению наиболее высокой нефтеотдачи, как за счет повышения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата.

Растворимость СО₂ в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. С ростом минерализации воды растворимость СО₂ в ней снижается. При растворении в воде двуокиси углерода её вязкость немного увеличивается, однако это увеличение не особо значительно. Образующаяся угольная кислота HСО2 при растворении СО₂ в воде, растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и увеличивает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода уменьшается набухаемость глинистых частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, таким образом она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким и вытеснение начинает приближаться к смешивающемуся.

Двуокись углерода в воде способствует размыву и отмыву пленочной нефти, которая покрывает зёрна породы, и снижает возможность разрыва водной пленки. Таким образом, капли нефти свободно перемещаются в поровых каналах при небольшом межфазном натяжении, и фазовая проницаемость нефти возрастает.

Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО₂ особенно вносит большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, которые содержат нефть с малой вязкостью. При вытеснении высоковязкой нефти главный фактор, который способствует повышению коэффициент вытеснения, - это уменьшение вязкости нефти при растворении СО₂ в ней.

Основное условие технологии вытеснения нефти СО₂ - его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО₂ (99,8-99,9%) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет её, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО₂ большого количества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.

Если в пласт закачивается СО₂ в смеси с метаном (природный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятствуют смесимости нефти и СО₂.

Для вытеснения нефти одним СО₂ требуется его большой расход для ощутимого повышения нефтеотдачи. Из-за значительной разницы вязкостей и плотностей СО₂ и нефти возможны быстрые прорывы СО₂ к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и большое уменьшение охвата по сравнению с заводнением. Вследствие чего, эффект повышения вытеснения нефти СО₂, за счет снижения охвата вытеснением, может быть меньше потерь в нефтеотдаче. С целью экономии СО₂, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и увеличения коэффициента охвата, применение СО₂ целесообразно сочетать с заводнением.

Диоксид углерода могут поддавать в пласт по следующим технологическим схемам:

- в виде водного раствора заданной концентрации - карбонизированная вода;

- разовой оторочки реагента, которая продвигается по пласту карбонизированной или обычной водой;

- чередующихся оторочек диоксида углерода, продвигаемых по пласту закачиваемой водой.

Закачиваемая карбонизированная вода на контакте с нефтью обедняется диоксидом углерода, переходящий в нефть. Далее нефть вытесняется водой с низким содержанием реагента, что значительно уменьшает эффективность процесса. При создании разовой оторочки СО₂ с проталкиванием её водой в связи с тем, что жидкий СО₂ обладает небольшой вязкостью, наблюдается вязкостная неустойчивость в перемещении водонефтяного контакта с прорывом оторочки в добывающие скважины. Попеременной закачкой СО₂ и воды создается несколько чередующихся оторочек. Растворение углекислоты в нефти и воде уменьшает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Вследствие этого наиболее предпочтителен метод чередующейся закачки углекислоты и воды.

Реакция преобразования углекислоты в бикарбонат ион:

NaOH+H2СO3=NaHCO3+H2O

Уравнение реакции растворения в воде твердого карбоната кальция (CaCO3) при использовании угольной кислоты, поступающей в воду из воздуха, от различных процессов окисления органического углерода, либо от геологических процессов:

CaCO3+H2CO3 <--> Ca(HCO3)2

Основной недостаток метода извлечения остаточной нефти с помощью СО₂ заключается в уменьшении охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной смесимости его с нефтью. Уменьшить снижение охвата пластов вытеснением можно следующими способами — улучшением условий смесимости чередующимися оторочками воды и газа, изменением их размера, селективной изоляцией определённых интервалов пластов для выравнивания продвижения СО₂, циклическим воздействием на пласты, соответствующим размещением скважин и вскрытием в них пластов и др.

Ещё одним недостатком метода, следует считать то, что СО₂ при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из нее легкие углеводороды, затем уносит их, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. Извлечь их в дальнейшем будет труднее, потому что они становятся менее подвижными и, может быть, выпадают на поверхность пор, изменяя при этом смачиваемость среды.

К самым сложным проблемам, которые возникают при использовании СО₂ для повышения нефтеотдачи пластов, относятся вероятность коррозии нагнетательных и добывающих скважин и нефтепромыслового оборудования, а также необходимость утилизации СО₂ - удаления из добываемых углеводородных газов на поверхности и повторной инжекции в нефтяные пласты. Чистый СО₂ (без влаги) в отношении коррозии не опасен. Однако, стоит заметить, что при чередовании с водой в нагнетательной скважине или после смешивания с ней в пласте и при появлении в добывающих скважинах и на поверхности он становится коррозионно-активным.

Сложной технической проблемой является транспорт жидкой СО₂, распределение ее по скважинам, требующие специальных труб, качества сварки и т. д.

При эксплуатировании совместно с СО₂ воды, несовместимой с пластовой, создаются более благоприятные условия для выпадения солей в пластах, призабойных зонах скважин, подъемных трубах, поверхностном оборудовании и пр.

Существенным недостатком, который ограничивает внедрение метода, является относительно большое поглощение СО₂ пластом - потери достигают 60 - 75% от общего объема закачки. Они обусловлены удержанием СО₂ в тупиковых порах и застойных зонах. Данные условия приводят к значительному удельному расходу СО₂ на тонну дополнительно добытой нефти.

Из всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов использование СО₂ более универсально и перспективно.

5. Микробиологическое воздействие

Микробиологическое воздействие – это технологии, базирующиеся на биологических процессах, в которых используются микробные объекты.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи вызывают интерес своей повышенной эффективностью и безопасностью для окружающей среды. В отличие от химических реагентов, которые теряют активность из-за разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы обладают способностью развиваться самостоятельно, т. е. несут в себе умение к размножению и усилению биохимической активности в зависимости от того, в каких физико-химических условиях среды это происходит.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи развиваются в двух направлениях: первое — это получение продуктов микробиологического синтеза, которые увеличивают подвижность нефти, и нагнетание их в нефтяной пласт, в наземных условиях, а второе — это развитие микробиологических процессов именно в условиях нефтяного пласта, где основной задачей является получения метаболитов, которые благоприятствуют вытеснению нефти из коллектора. Смысл данных методов содержится в усовершенствовании нефтевытесняющих свойств закачиваемой воды благодаря микробным метаболитам: биоПАВ, полисахариды, растворители и др. соединения. Механизм воздействия такого метода базируется на изменении реологических свойств нефтей, коллекторских свойств пород, очистке их от асфальто-смолопарафиновых отложений.

Микроорганизмы оказывают влияние на вытеснение нефти следующим образом:

1 — образование кислот, которые увеличивают пористость и проницаемость и растворяют вмещающие породы;

2 — образование газа, которое приводит к снижению вязкости нефти и повышению пластового давления;

3 — образование растворителей, которые напрямую участвуют в извлечении нефти или в качестве сурфактантов, снижающих межфазное натяжение и увеличивающих подвижность нефти;

4 — образование биоПАВ, биополимеров и других различных соединений, эмульгирующих нефть, которые снижают её вязкость и межфазное натяжение на границе нефть-вода;

5 — образование микробной биомассы, вызывающей эмульгирование нефти, которая способствует изменению смачиваемости пород.

Преимущества микробиологического метода увеличения нефтеотдачи:

- повышение производительности нефтяных месторождений;

- увеличение суммарной добычи нефти и срока эффективной эксплуатации скважин и месторождений;

- уменьшение содержания воды в пластовой жидкости;

- повышение вязкости пластовой воды за счет биомассы и растворимых биополимеров, продуктов жизнедеятельности микроорганизмов;

- уменьшение содержания сероводорода в нефтяных и газовых скважинах и месторождениях, уменьшается его отрицательное воздействие на оборудование;

- уменьшение времени простоя оборудования.

При реализации микробиологического метода повышения нефтеотдачи микроорганизмы, которые закачивают в пласт, метаболизируют углеводороды нефти, а также выделяют полезные продукты жизнедеятельности:

- спирты, растворители и слабые кислоты, приводящие к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также, удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, тем самым, повышая проницаемость последних,

- биологические поверхностно-активные вещества, которые способствуют десорбции нефти с пористой поверхности пласта,

- газы, которые увеличивают давление внутри пласта, что способствует вытеснению нефти.

Также, происходит повышение качества добываемой нефти:

- увеличение легких алканов <С ₂₀;

- уменьшение средних алканов С₂₀-С ₄₀;

- разрушение высокомолекулярных тяжелых углеводородов;

- расщепление структурных ароматических колец;

- расщепление структурных фенольных колец;

- преобразование серосодержащих органических соединений;

- уменьшение концентрации металлических микроэлементов;

- эмульгирование сырой нефти

Заключение

Благодаря развитию технологий осваиваются новые методы для интенсификации добычи нефти. Это является очень важным для развития стран и регионов, так как существует постоянная необходимость в потреблении нефтепродуктов.

Одними из основных методов, которые применяются для увеличения нефтеотдача, являются химические методы.

Данные методы включают в себя использование различных веществ. В связи с этим нужно подбирать каждый метод для отдельно взятого месторождения и учитывать свойства нефти, которая заложена в пласте.

Следует отметить, что практически все используемые химические методы имеют дальнейшее развитие в будущем.

Поэтому изучение данных методов и дальнейшие разработки будут значительно улучшать уровень интенсификации добычи нефти, которое необходимо для стран и регионов.

Список источников

1. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М., Недра, 1994. - 308 с.

2. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с.

3. Термодинамические свойства природных олигомеров Данилин В.Н., Боровская Л.В., Доценко С.П.В книге: Термодинамика и материаловедение полупроводников Тезисы докладов. 1997. С. 127.

4. Электронный УМКД "Физическая и коллоидная химия: учебно-методический комплекс дисциплины для специальностей технологического направления" Боровская Л.В. ФГУП НТЦ «ИНФОРМРЕГИСТР». Москва, 2010.

5. Боровская Л.В., Деркач Е.Ю. Использование адсорбционных методов очистки нефти от примесей различной природы, 2018.

Код для цитирования: Скопировать