ППрименение химических методов и технологий извлечения остаточной нефти на месторождениях республики Башкортостан

Промысловые испытания  технологии с применением биополимера  «Симусан» проводились на Арланском месторождении Ново-Хазинской площади. За 1987-1990 гг. удельный технологический эффект составил 40-80 т на 1 т реагента и 400-800 т на 1 скв.-обработку. Из-за прекращения поставок биополимера промысловые испытания были приостановлены.

За 1992-2005 гг. на 22 месторождениях Башкортостана обработано 638 скважин композициями на основе биореагента биоПАВ «КШАС-М» и получено 550, 23 тыс.т нефти. Из них доля дополнительно добытой нефти составляет: НГДУ «Аксаковнефть» – 20,9 %, «Арланнефть» – 3,6 %, «Ишимбайнефть» – 8 %, «Краснохолмскнефть» – 11,8 %, «Октябрьскнефть» –12 %, «Уфанефть» – 10,5%, «Чекмагушнефть» – 7,6 %, «Южарланнефть» – 16,5%, «Туймазанефть» – 0,8 %. По большинству участков получена дополнительная нефть, которая составляет от 400 до 900 т на одну скважино-обработку, а удельный технологический эффект составляет от 50 до 120 т на тонну закачанного реагента. Также наблюдается снижение обводненности добываемой продукции по месторождениям от 5 до 20 % (табл. 4).

 

Методы извлечения нефти с использованием бактерицида

Известно, что при разработке нефтяных месторождений в пласт вносятся естественные микроорганизмы, содержащиеся в закачиваемой воде. Эти бактерии, адсорбируясь на поверхности нефтяного пласта, формируют биообразования, которые приводят к уменьшению диаметра каналов породы и снижают проницаемость нефтесодержащих пород до 95 % от исходной величины в зависимости от условий. Среди этих микроорганизмов наиболее вредными при нефтедобыче являются сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ), продуцирующие в результате своей жизнедеятельности сероводород.

Для предотвращения заражения  пласта микроорганизмами с конца 1970 г. в Республике Башкортостан проводились работы по изучению и обнаружению пластов, зараженных сульфатвосстанавливающими бактериями, а также поиску новых эффективных бактерицидов для борьбы с ними. Показано, что высокой бактериальной зараженностью характеризуются практически все месторождения республики (Арланское, Бураевское, Четырмановское, Манчаровское и др.), где содержание СВБ в закачиваемых водах достигает (2,5-6)·10⁵ клеток в 1 см³.

Для подавления сульфатредукции предложен ряд бактерицидов на основе моноэтаноламина (ЛПЭ-6), кремнефтористого аммония (ЛПЭ-9), хлористого гексаметилентетраамина (ЛПЭ-11) (табл. 5).

Из табл. 5 видно, что при наименьших концентрациях полное подавление сульфатвосстанавливающих бактерий наблюдается у бактерицида ЛПЭ-11.

 

 

 

 

 

Таблица 5

Степень подавления сульфатредукции бактерицидами различных оснований

Реагент	Месторождение	Дозировка для обработки  закачиваемых вод, кг/м3	Степень подавления сульфатредукции %
ЛПЭ-9 (моноэтаноламин)	Арланское (Ново-Хазинская  площадь)	1,0	76,6
ЛПЭ-6 (аммоний кремнийфтористый)	Менеузовское	1,0	83,8
ЛПЭ-11 (хлористый гексаметилен-тетраамин	Кушкульское	1,0	100

 

В табл. 6 приведены модификации бактерицида ЛПЭ-11, которые являются продуктами взаимодействия гексаметилентетраамина с хлорпроизводными ненасыщенных углеводородов, откуда видно, что наибольшей эффективностью по подавлению жизнедеятельности СВБ обладает ЛПЭ-11в (в состав отхода входят аллил-, металлилхлорид и 1,3-дихлорпропен). Промышленный выпуск бактерицидов производится с 1986 года в АО НПО «Технолог» г. Стерлитамак.

  Таблица 6

Модификации бактерицида  ЛПЭ-11 и степень подавления сульфатредукции

Бактерицид	Хлорпроизводные соединения (RCl)	Степень подавления СВБ (%), при концентрациях RCl (% масс.)
		0,005	0,01	0,025
ЛПЭ-11а	Аллилхлорид	-	20	100
ЛПЭ-11	Металлилхлорид	20	96	100
ЛПЭ-11б	1,3-Дихлорпропен	40	100	100
ЛПЭ-11с	Отходы производства аллил- и металлилхлорида	60	98	100
ЛПЭ-11э	Эпихлоргидрин	35	100	100
ЛПЭ-11в	Отходы производства эпихлоргидрина	85	100	100

 

В 1987 году для повышения  нефтеотдачи пластов предлагается использование технологию биоцидного воздействия  на пласт с использованием реагента ЛПЭ-11 (табл. 7). Сущность метода заключается в удалении биообразований в призабойных зонах скважин и продуктивном пласте, что приводит к увеличению охвата пласта заводнением. Технологический процесс заключается в непрерывной обработке бактерицидом закачиваемой в пласт воды в течение 2 суток. Закачку обработанной воды бактерицидом проводят 1-2 раза в год, при расходе биореагента 2-3 кг на 1 м³ сточной воды.

Таблица 7

Состав и концентрации реагентов в технологиях биоцидного воздействия

Технология (год разработки)	Состав раствора	Концентрация, %
Для снижения сульфатредукции (1986 г.)	бактерицид ЛПЭ-11	0,5-2,0
Для повышения нефтеотдачи  пластов (1987 г.)	бактерицид ЛПЭ-11	2-3
Для предотвращения биологической  деструкции химических реагентов (1988 г.)	НПАВ Аф9-12	0,025-0,05
	бактерицид ЛПЭ-11	0,025
Применение биостойкого  полимера (1992 г.)	водорастворимый полимер  ВПК-402	2-5

 

С целью повышения нефтеотдачи путем совершенствования технологии биоцидного воздействия на пласты месторождений, предложено применять реагент ЛПЭНОЛ (бактерицид типа ЛПЭ-11 в смеси с неионогенным поверхностно-активным веществом – НПАВ) (табл. 7). Установлено, что за счет подавления пластовой микрофлоры происходит увеличение нефтевытесняющей способности раствора ЛПЭНОЛ в сравнении с базовым (НПАВ) на 25,0-36,2 %, что связано с защитой НПАВ от биодеструкции на 90-100 % и уменьшении адсорбции ПАВ на породе на 30-40%.

Технология биоцидного воздействия на пласт прошла испытания  на месторождении ОНГДУ «Ишимбайнефть» (табл. 8). 

Таблица 8

Результаты промысловых  испытаний бактерицида ЛПЭ-11в

для повышения нефтеотдачи  пластов

Месторождение (НГДУ)	Дата проведения эксперимента, гг.	Средняя дополнительная добыча			Прирост добычи нефти, %
		тыс. т/ год	т/ на 1 т реагента	т/скв-обр.
Уршакское (НГДУ «Ишимбайнефть»)	1989-1997	15	150	1000	5

 

Применение химических реагентов в сочетании с виброволновым методом

Кроме физико-химических методов в  ВНИИ «Нефтеотдача» проводились  исследования с применением виброволнового воздействия на пласт.

Сущность виброволнового воздействия заключается в создании высокоамплитудных пульсаций давления с помощью генератора, опущенного в нагнетательную скважину. Под действием упругих колебаний и перепадов давлений происходит дезинтеграция кольматирующих частиц, разрушение глинистых включений, лучшее проникновение химических реагентов в коллектор пласта и т.д.

В 1987 году для очистки призабойной зоны пласта предлагается технология виброволновой обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с созданием чередования циклов репрессия-депрессия (рис. 4).

1 – генератор колебаний  давлений, 2 – специальный фильтр, 3 – пакер,  4 – инжектор, 5 – насосный агрегат,  6 – желобная емкость

Рис. 4. Принципиальная схема размещения оборудования для виброволновой обработки скважин в условиях депрессии

 

Сущность технологии заключается  в том, что при перекрытии затрубной  задвижки поток жидкости начинает поступать в приствольную часть скважины, создавая зону повышенного давления в пористой среде призабойной зоны пласта. При возобновлении циркуляции жидкость из зоны повышенного давления устремляется к забою скважины, увлекая за собой кольматирующий материал, который потоком жидкости выносится на поверхность и оседает в желобной емкости.

На рис. 5 показана схема размещения оборудования технологии виброволновой обработки горизонтальных скважин с применением пенных систем, разработанная в 1992 г. Сущность технологии заключается в создании необходимой величины депрессии на пласт путем прокачки пены через межтрубное пространство, с целью снижения забойного давления за счет облегчения столба жидкости.

а - вертикальные скважины; б - наклонно-горизонтальные и горизонтальные скважины;   1 – генератор колебаний  давлений, 2- аэратор, 3 – обратные  клапаны,  4 – компрессор, 5 – насосный агрегат,  6 – желобная емкость, 7 – фильтр, 8 – сепаратор

 

Рис. 5. Принципиальная схема  размещения оборудования для виброволновой  обработки с пенными системам

 

Обработка ПЗП осуществляется в следующей последовательности: сначала в скважину при открытом затрубе закачивается раствор ПАВ. При прокачке воды через генератор на забое возбуждаются пульсации давления большой амплитуды, которые проходят через перфорационные отверстия и в ПЗП создаются упругие колебания. Затем включается компрессор и одновременно нагнетается газ или воздух. Водогазовая смесь проходит через генератор и на выходе образуется пена, которая заполняет межтрубное пространство и через выкидную линию изливается через сепаратор в желобную емкость.

Продолжительность обработки одного интервала зависит от степени загрязнения ПЗП и интенсивности выноса кольматанта. После остановки прокачки происходит самоизлив пены до полной разрядки скважины. Затем производится установка генератора на другой интервал и повторяются операции по прокачке пены. Потом проводится реагентная обработка особенно при повышенной глинистости терригенных коллекторов или на карбонатных пластах. В качестве реагентов возможно применение соляной кислоты или глинокислоты в сочетании с растворителем (ШФЛУ), нефтекислотной эмульсией или комбинации кислоты и эмульсии. Конкретный вид реагентной обработки определяется исходя из характеристик пласта и скважины. После выдержки скважины на реагирование, осуществляется вибропенное воздействие с целью выноса из ПЗП продуктов реакции и кольматирующего материала. Данная технология прошла испытания на Арланском месторождении (1996-1998 гг.) (табл. 9). Применение технологии позволяет увеличить дебит нефти в 4 раза.

Таблица 9

Результаты промысловых  испытаний технологии применения

виброволнового воздействия на пласт

НГДУ (метод)	Периоды испытания, гг.	Средний дебит нефти, т/сут		Дополнительная добыча нефти
		до обработки	после обработки	тыс.т/ год	т/на 1 скв.-обр.
Арланнефть (технология с созданием депрессии)	1987-1990	2,4	3,6	28	361
Арланнефть (виброволновое-химическое воздействие)	1996-1998	4,2	16,8	10	1070