124455 (Техника и технология добычи нефти), страница 2

Присутствие биореагентов количественно и качественно меняет процесс формирования надмолекулярной структуры нефти (рис. 3). На первом этапе контакта растворов с твердым телом вязкость жидкости снижается в 2 раза с последующим возрастанием до объемного значения в течение двух первых суток. С учетом того, что растворы готовились непосредственно перед опытами уменьшение вязкости может быть обусловлено наличием водной фазы и биоПАВ, содержавшихся в исходной пробе ила. Аналогичный эффект, наблюдаемый нами при введении в нефть ПАВ искусственного происхождения [2.3], связан с экранированием поля твердой фазы более поверхностно-активными молекулами реагента. Подобное, но вызванное увеличением размеров узкого зазора, описано нами выше (см. рис. 1); по мере возрастания размера узкого зазора уменьшается скорость структурообразования.

Сравниваемые биореагенты по-разному действуют на пленочную нефть: наличие избыточного активного ила уменьшает скорость формирования надмолекулярной структуры нефти, наличие ИАИП-1 стабилизирует и несколько снижает вязкость в течение первых суток контакта. Отмеченное явление, по-видимому, связано с более активной жизнедеятельностью микроорганизмов и соответствующим выделением биоПАВ в растворе ила с питательными добавками. В пластовых условиях это может способствовать более интенсивному доотмыву пленочной нефти из-за конкурирующей адсорбции биоПАВ и структурообразующих компонентов нефти.

На втором этапе (после 30 – 50 ч контакта) увеличение угла наклона кинетических кривых указывает на интенсивный рост биомассы, приводящий к кратному повышению вязкости исследуемой жидкости. Для растворов с ИАИ и ИАИП-1 такое возрастание составляет соответственно 2.1 и 5.1 раза.

На третьей стадии контактного взаимодействия через 3 – 4 сут. заменяются описанные процессы и стабилизируются структурно-механические свойства жидкости.

Важно подчеркнуть, что полученные нами данные согласуются с результатами других наблюдений (Б.И. Султанов, 1960 г.) десорбции углеводородов на насыпной модели в проточных условиях. В сравниваемых условиях возрастают биомасса и объем десорбированных углеводородов из керосиновой фракции при использовании избыточно активного ила в течение 4-5 сут. Различие в кинетике при большом времени наблюдения связано с постановкой опытов; в нашем случае жизнедеятельность микроорганизмов осуществлялась в замкнутом объеме – узком зазоре в работе Б.И. Султанова – в проточных условиях.

Контактное взаимодействие нефти и ее растворов с твердым телом приводит не только к росту вязкости, но и появлению упругих свойств, которые в свободном объеме у низкомолекулярных жидкостей не обнаруживаются (рис. 3). Наличие таких свойств свидетельствует об усилении неньютоновских свойств жидкости. Так. в присутствии биореагентов упругие свойства растворов через 2 сут. контакта усиливаются по сравнению с аналогичными свойствами исходной нефти. Кроме того, биореагент ИАИП-1 придает обработанной пленочной нефти твердообразные свойства характерные в свободном объеме для высоконцентрированных наполненных полимерных систем (В.Т. Виноградов, А.Я. Малкин, 1977 г.) и в узком зазоре для разбавленных полимеров, в том числе ПК-402 [3]. На это указывает наличие участка кривой течения с отрицательным углом наклона. Отмечаются также разрыв сплошности жидкости и дальнейшее ее течение с практически исходной вязкостью, как перепад давления в основном прикладывается к входу капилляра, а жидкость движется в нем под действием меньших давлений. Действительно, наклон линейных участков кривой течения до и после разрыва сплошности практически не меняется. Из этого следует, что даже при текущих напряжениях сдвига или градиентах давления, на 1 – 2 порядка превышающих начальные значения, обработанная биореагентом ИАИП-1 нефть будет оказывать практически то же гидродинамическое сопротивление.

Таким образом, исследованные биореагенты обладают нефтеотмывающими и загущающими свойствами. Моющие свойства обусловлены действием биоПАВ, содержащихся в иле и образующихся в результате контакта с пленочной нефтью.

Загущение последней связано с увеличением биомассы в порах. В стационарных условиях – замкнутом поровом объеме моющее действие биореагентов проявляется в течение первых 2 сут. В стационарных условиях в течение последующих 3 – 4 сут. вязкость в порах кратно увеличивается для избыточно активного ила в 2.1 раза, для ИАИП-1 – в 5.1 раза. Рост биомассы усиливает неньютоновские свойства поровой жидкости, обусловливает появление начального напряжения сдвига – градиента давления, сопоставимого с пластовым. По всем сравниваемым параметрам воздействия на пленочную нефть биореагент ИАИП-1 превосходит ИАИ и может быть рекомендован в качестве реагента потокоотклоняющих технологий воздействия на нефтяные пласты. Зависимость вязкости нефти от времени выдержки в узком зазоре размером 1.5 (1), 3,2 (2) и 20мкм (3). Зависимость относительной вязкости нефти от размера узкого зазора при скорости сдвига 6 (1), 20 (2) и 50 с. Зависимость вязкости нефти (1) и ее проб после контакта с ИАИ (2) т ИАИП-1 (3) в узком зазоре от времени выдержки.

1.4 Фильтрационные характеристики при использовании активного ила

Для изучения изменения фильтрационных характеристик использовались избыточный активный ил биоочистных сооружений с питательными добавками (150 мг/л ИАИ с 100 % ным ВПК-402) и нефтенасыщенная кварцево-песчаная насыпная модель пласта. Модель насыщали изовязкостной моделью нефти Арланского месторождения (плотностью 875 кг/м вязкостью 22 мПас, с содержанием очищенного керосина 17,6 %). Затем нефть вытесняли из модели пласта минерализованной водой плотностью 1120 кг/м до полной обводненности продукции на выходе из модели и стабилизации перепада давления. После этого в модель закачивались композиция активного ила (0.5 поровых объемов) и пресная вода для создания оторочек последней размером по 0,2 поровых объема. Модель термостатировалась при температуре 25 С в течение 18 сут. затем в нее опять закачивалась минерализованная вода.

Действие суспензии активного ила или состава оценивали по изменению фильтрационного сопротивления модели пласта по формуле где R сопр – фактор сопротивления; dp , Q - текущие соответственно перепад давления и скорость фильтрации: dp - перепад давления при первоначальной фильтрации воды; Q - средняя скорость фильтрации. При установившейся фильтрации где R – остаточный фактор сопротивления; k , k , проницаемость кернов для воды соответственно до и после воздействия. Результаты эксперимента представлены на рис. 4. Закачка состава в модель пласта сопровождается резким ростом перепада давления и снижением проницаемости пористых сред. Результаты закачки показывают, что остаточный фактор сопротивления составляет в среднем 19.7 (максимальное значение 95.2). Коэффициент вытеснения нефти возрастает незначительно (на 1.7 %), что обусловлено по-видимому, использованием изовязкостной модели нефти (смесь нефти с керосином). Применение разработанного микробиологического метода будет эффективно изменять фильтрационные свойства пластов, увеличивая их нефтеотдачу в результате повышения коэффициента охвата и вовлечения в разработку.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Обобщая и анализируя приведенные в литературных источниках данные можно предположить, что основные микробиологические процессы, характерные только для микроорганизмов, проходят в два этапа.

Первый и главный этап включает окислительно-восстановительные процессы, связанные с микробиологическим окислением нефти, а также окислительную десорбцию углеводородов нефти с твердой поверхности, т.е. с породы. На этом этапе активируется окисление нефтяных органических соединений (аэробные процессы), которое ведет к формированию таких нефтевытесняющих агентов, как органические кислоты, спирты, ПАВ, полисахариды и угольная кислота. По мнению авторов работы, кислород, растворенный в закачиваемых водах, довольно быстро потребляется в призобойной зоне, после чего окислительно-восстановительный потенциал вод резко снижается.

Второй этап включает микроаэробные и в основном анаэробные процессы. На этом этапе генерируются газы, в том числе метан, карбоновые кислоты. Резкое падение окислительно-восстановительного потенциала и повышение содержания растворимых в воде органических соединений также характеризуют активацию анаэробных процессов. В частности метагенеза. Активация бактериального метаногенеза с образованием дополнительного количества метана способствует увеличению подвижности нефти за счет его растворения и, следовательно, нефтеизвлечению. При отсутствии кислорода нитрат служит конечным акцептором водорода и нитратредукция является одним из способов обмена веществ у микроорганизмов в анаэробных условиях.

На втором этапе при микробиологическом воздействии, очевидно, за счет образовавшихся на первом этапе окисленных нефтяных органических соединений (кислоты, спирты, ПАВ, полисахариды и угольная кислота) протекают такие глубокие анаэробные процессы, как сульфатредукция и метанообразование или метаногенез.

Таким образоманаэробный этап завершается образованием серной кислоты при одновременном формировании биообразовании (специфика микроаргонизмов). Результатом является вторичное селективное и неселективное закупоривание (забивание пор пласта биообразованиями). Это подтверждается тем, что после микробиологических обработок через 1-3 месяца наблюдается повышение нефтеотдачи, затем через6-18 месяцев эффективность данных обработок на многих месторождениях снижается.

Технология с использованием ИАИП-1 прошла опытно-промышленные испытания на Таймурзинском и Арланском месторождениях Башкортостана. Москудьинском месторождении Пермской области, Ромашкинском, Ново-Елховском, Бавлинском месторождениях Татарстана.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. - М., 1974.

2. Григорян А.Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. - М., 1980.

3. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Иванов А.И., Кононов В.М. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. - М., 2005.

4. Казак А.С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти. - М., 1974.

5. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. проф. Ш.К. Гиматудинова. - М., 1974.

6. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. - М., 1965.

7. Шуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., - 1983.