CC BY
89
ЭФФЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН
EFFECTIVE METHODS OF THE EXTRACTION TO REMAINING OIL OF OILFIELD REPUBLIC BASHKORTOSTAN
А.С. БЕЛЯЕВА
A.S.BELYAEVA
доцент кафедры «охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов» Уфимской государственной академии экономики и сервиса, канд.хим.наук, доцент Ufa State Academy of Economy and Service
УДК 622.276.344:577 Уфа
oosriprl @rambler.ru Ufa
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: KEYWORDS:
биореагент, добыча нефти, нефтяные пласты, осадкообразование, щелочной раствор bioreagent, mining to oils, oil well, formation setting, alkaline solution
В данной статье рассмотрены основные методы и технологии извлечения остаточной нефти, показана эффективность их применения на месторождениях Республики Башкортостан.
Article considers main methods and technologies of the extraction remaining oil, and shows efficiency of their using on the oilfields of Republic Bashkortostan
Проведен сравнительный анализ применения физико-химических, микробиологических, биоцидных, волновых и газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов на нефтяных месторождениях Республики Башкортостан. Применение методов извлечения природных углеводородов показал, что за период с 1986 по 2005 гг. дополнительно добыто 13 млн.т., из них доля технологий, основанных на осадкообразующих системах, составила 76,7%, газовых методов 6,9%, микробиологических методов 11,9%, других методов 4,5%.
На современном этапе развития нефтегазодобывающего комплекса России задача совершенствования существующих систем разработки нефтяных месторождений с использованием физико-химических методов увеличения нефтеотдачи является весьма важной. Современные технологические процессы интенсификации добычи нефти
прошли огромный путь разработки и развития, первые опыты использования которых приходятся на середину ХХ в. Применение технологий интенсификации добычи углеводородов на месторождениях Республики Башкортостан позволили достигнуть в 1967 году максимального объема добычи нефти (47,6 млн т нефти). Последующие годы характеризуются значительными снижениями объемов нефтедобычи: в 1969 г - 42,8 млн т, в 1980 г - 39,8 млн т, в 1985 г - 33,8 млн т нефти (рис. 1). Этот процесс во многом связан с увеличением обводненности (с 62,5 до 82,7 %) наиболее крупных месторождений республики [1-3].
По мере увеличения обводненности месторождений использование имеющихся технологий уже не давало желаемых результатов. Разработки многих методов и технологий начаты в БашНИПИ-Нефть, основные из которых нашли свое
Рис.1. Динамика добычи нефти в Башкортостане (1955-2005 гг.)
дальнейшее развитие в ВНИИ «Нефтеотдача» (рис.2).
Технологии снижения проницаемости обводненных пластов
Для снижения обводненности добывающих скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин разработан ряд технологий регулирования проницаемости обводненных пропластков с использованием различных химических реагентов. Так в 1986 году для месторождений с терригенными отложениями, содержащими нефти повышенной вязкости и высокоминерализованные пластовые воды, характерные для многих месторождений Республики Башкортостан, разработаны силикатно-щелочные композиции (табл. 1).
Установлено, что при применении одного гидроксида натрия образуется мелкодисперсный осадок, который вымывается из пористой среды при закачивании сточной воды, а при использовании одного силиката натрия - ухудшаются условия образования эмульсии и ПАВ в пласте. Найдено, что добавка раствора полимера позволяет увеличить объем осадка и улучшить сцепление минеральных частиц между собой и поверхностью породы. При взаимодействии щелочных растворов с солями кальция и магния вытесняющей сточной воды образуются осадки CaSiO3, MgSiO3, Са(ОН)2, Мд(ОН)2, которые выпадают на требуемом расстоянии от забоя скважины. Место выпадения осадков в пласте регулируют объемами оторочек пресной воды и раствора реагентов, а степень снижения проницаемости обводненных зон продуктивного коллектора - изменением концентрации гидроксида и силиката натрия. Эти осадки приводят к снижению проницаемости высокопромытых зон пласта, а нагнетаемая вода начинает прорываться по новым не-фтенасыщенным пропласткам, выравнивая, таким образом, фронт вытеснения нефти и увеличивая охват пласта заводнением. ►
Технологический процесс нагнетания в пласт оторочек силикатно-щелочного раствора (СЩР) предусматривает попеременную закачку раствора с минерализованной сточной водой. Для предотвращения преждевременного смешения СЩР с вытесняющей сточной водой между ними закачивают оторочки пресной воды. Опытно-промысловые испытания закачки СЩР начались в 1986 году на Арлан-ском месторождении Ново-Хазинской площади НГДУ «Южарланнефть» (табл. 2).
В последующие годы продолжались исследования по подбору эффективных и экономичных реагентов на конкретных месторождениях. Так, в 1988 г для условий Серафимовского месторождения (НГДУ «Октябрьскнефть») с его терригенными отложениями и нефтями малой вязкости, разработаны щелочно-полимерные композиции, составы которых представлены в табл. 1. Отличительной особенностью технологического процесса является закачка микрооторочек раствора.
В начале 1990-х гг. предлагаются две осадкообразующие системы на основе шламлигнина (отход производства Байкальского целлюлозно-бумажного комбината). Отличительной особенностью первой композиции (№ОН - 2 %, шламлигнин - 2 %, №^Ю3 - 5 %), является то, что за счет взаимодействия силиката натрия и лигнина с солями щелочноземельных металлов пластовой воды образуются объемные, стабильные осадки - гели, значительно снижающие проницаемость пород. Иной характер образующихся структур наблюдается у второй композиции (№ОН - 2 %, шламлигнин - 2 % и ПАА -0,05 %). Эти растворы до смешения с пластовой водой представляют собой гомогенные системы, а после контакта с минерализованной водой образуют коагулированные системы, состоящие из рыхлых осадков гидроокисей щелочноземельных металлов и частиц лигниновых веществ, связанных между собой макромолекулами полиакриламида.
Метод полимерного воздействия на пласт в сочетании с неиногенными поверхностно-активными веществами (НПАВ) основан на снижении фазовой проницаемости
породы пласта по вытесняющей воде за счет изменения ее смачиваемости и набухаемо-сти глин, а также на снижении сорбции полимера ПАА породой пласта и улучшении отмывающей способности закачиваемой воды. Технологический процесс включает в себя стадии приготовления водного раствора композиции ПАА+НПАВ (табл. 1), с последующим закачиванием и переходом в процессе нагнетания на композицию, содержащую меньшее количество НПАВ (ПАА - 0,06%, Неонола АФ9-12 типа СНО-3Б - 0,06%, маслорастворимого Неонола АФ9-6 - 0,09%).
Для регулирования проницаемости обводненных пропластков также предложен ряд гелеобразующих композиций на основе алюмосиликатов - нефелин (минерал из группы каркасных силикатов) и цеолит (отход Ишимбайского катализаторного производства) в сочетании с соляной кислотой (табл. 1). Разработанная композиция «Карфас» на основе алюмохлорида предназначена для месторождений карбонатных отложений с высокотемпературными пластами, что характерно для Западной Сибири.
Всего за 1986-2005 гг. проведено более 1500 скважино-обработок с применением СЩР и ЩПР, из них доля дополнительно добытой нефти составляет: НГДУ «Арлан-нефть» - 37,2 %, «Южарланнефть» - 19%, «Чекмагушнефть» - 32,9 %, «Октябрь-скнефть» - 3,9 %, «Ишимбайнефть» - 6,2%, «Краснохолмскнефть» - 0,8%. Применение осадкообразующих композиций привело к уменьшению обводненности добываемой продукции по отдельным скважинам от 5 до 50 %, дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку составляет от 500 до 1700 т при технологической эффективности от 30 до 380 т на тонну закачанного реагента (табл. 2) [4-9].
Ограничение водопритока с использованием микробиологических методов
Регулирование процесса разработки с целью достижения максимального отбора нефти из низкопроницаемых и не охваченных
заводнением пропластков возможно также с использованием микробиологических методов. Механизм повышения нефтеотдачи осуществляется путем селективной закупорки высокопроницаемых промытых пропластков биомассой бактерий и вовлечения в работу слабопроницаемых зон пласта, а также за счет увеличения подвижности остаточной нефти в результате выработки бактериальных газов.
Основой для микробиологического воздействия служил активный ил станции биологической очистки сточных вод Башкирского Благовещенского биохимкомбината по производству белково-витаминных концентратов, который получил название биологически активный субстрат (БАС), в сочетании с мелассой (отход сахарного производства). В дальнейшем на месторождениях республики стали применять сухие формы активного ила (САИ) (побочный продукт очистных сооружений целлюлозно-бумажного комбината) и избыточный активный ил (ИАИП-1) (отход с очистных сооружений АО «Каустик»).
Технологический процесс закачивания биореагентов осуществляют поочагово в виде одной оторочки с продавкой биореагента (15 м3) в пласт сточной (10 м3) и пресной водой (10 м3). Данный метод позволяет уменьшить обводненность скважин в среднем по очагам на 5 %, по отдельным скважинам - до 35-50 %. Дополнительно добыто от 150 до 2000 т на одну скважино-обработку, удельный технологический эффект составил от 300 до 600 т на тонну закачиваемого реагента (табл. 3).
Всего за 1991-2005 гг. проведено более 1300 обработок добывающих скважин раствором сухого активного ила, из них доля дополнительно добытой нефти составляет: НГДУ «Аксаковнефть» - 47,5 %, «Арланнефть» - 1,36 %, «Южарланнефть»
- 4,1 %, «Чекмагушнефть» - 21,36 %, «Октябрьскнефть» - 0,2 %, «Ишимбайнефть»
- 3 %, «Краснохолмскнефть» - 21,1 %, «Туймазанефть» - 0,5 %, «Уфанефть» - 2 %.
Ниже приведен механизм протекания микробиологического процесса с использованием биореагента ИАИП-1 (рис. 3). ►
Название композиции (год разработки) Состав композиции Концентрация, % масс.
Силикатно-щелочной раствор (СЩР) (1986 г.) силикат натрия (Na2SiO3) 2
гидроксид натрия (NaOH) 0,5-1
полимер ПАА 0,01-0,06
Щелочно-полимерный раствор (ЩПР) (1988 г.) гидроксид натрия (или аммиак NH4OH) 0,6-1 (1,5-2)
полимер ПАА (или водорастворимый полимер ВПК-402) 0,04-0,05 (0,06-0,5)
Раствор ПАА с добавкой НПАВ (1989 г.) полимер ПАА 0,06
НПАВ Неонол АФ9-12 типа СНО-3Б 0,12
НПАВ Неонол АФ9-6 0,18
Лигнинсодержащий состав (ЛСС) (1991 г.) гидроксид натрия 2
силикат натрия 5
шлам-лигнин 2-5
Нефелин (1992 г.) алюмосиликат натрия и калия (KNa3 (AlSiO4 )4) 3-15
соляная кислота (HCl) 5-9
Карфас (1997 г.) алюмохлорид (AlCl3) 20-30
карбамид (CO (NH2)2) 30-55
серная кислота (H2SO4) или цеолит натрия 0,1
Цеолит (2001 г.) цеолит натрия (Al2O3-28 %, SiO2-34,4 %, Na2O-17,6 %) 3-8
соляная кислота (или отработанная серная кислота) 6-12
Таб. 1. Состав и концентрации осадкообразующих и гелевых композиций
Недостатком этого метода являются анаэробные процессы: метанообразование, сульфатредукция. Процесс сульфатредук-ции приводит к образованию сероводорода и сульфида железа, которые в конечном итоге выпадая в осадок, забивают промысловые трубы. Для устранения этого недостатка
предложена комплексная технология, заключающаяся в последовательной обработке скважин биореагентом ИАИП-1 и биоцидом, нагнетание которого осуществляют через 6 месяцев. Промысловые испытания биокомплексной технологии (БКТ) начались в 1996 г на Арланском месторождении
Юлдузской площади. За счет применения БКТ дополнительная добыча нефти за год составляет 11 тыс. т при одновременном уменьшении обводненности добываемой продукции на 7 %, по сравнению с технологией закачки ИАИП-1 без биоцида, при которой добыча нефти составила 6 тыс. т, а уменьшение
Рис. 2. Основные методы и технологии, разработанные в НПО «Союзнефтеотдача» - ЦХИМ АН РБ
Месторождение (НГДУ) Период внедрения, гг. Содержание воды в нефти, % Дополнительная добыча нефти Прирост добычи нефти, %
до обработки после обработки тыс.т./ год т/скв-обработку т / на т реагента
Силикатно-щелочной раствор (СЩР)
Арланское: Ново-Хазинская площадь (НГДУ «Южарланнефть») Арланская площадь (НГДУ «Арланнефть») 1986-2005 1987-2005 91-95 89-92 45-47 70-73 47 24 1700 133 126 17 8
Игровское (НГДУ «Краснохолмскнефть») 1992-2005 73 55 12 1500 100 6
Манчаровское (НГДУ «Чекмагушнефть») 1989-2005 97 90 19 68 7
Щелочно-полимерные композиции (ЩПК)
Арланское 1989-2005 91-95 85 15,7 1400 30 7,9
Наратовское (НГДУ «Южарланнефть») 1992-2005 90 83 25 1150 86 10,2
Серафимовское (НГДУ «Октябрьскнефть») 1988-1998 93 88 27,3 1300 84,3 10
Лигнинсодержащий состав (ЛСС)
Волостновское (НГДУ «Ишимбайнефть») 1992-1995 90 87 3 500 62 3
Арланское Ново-Хазинская площадь 1993-1998 97 92 5 1300 380 5
Раствор ПАА с добавкой неионогенных ПАВ
Арланское: Арланская площадь 1989-1991 95 92 10 950 200 6,85
Нефелин
Уршакское (НГДУ «Ишимбайнефть») 1992-2002 89 85 15 1800 350 9
Таб. 2 Результаты применения осадкообразующих и гелевых композиций на месторождениях Республики Башкортостан
Месторождение (НГДУ) Период внедрения, гг. Снижение обводнен-ности,% Средняя дополнительная добыча нефти Прирост добычи нефти, %
тыс.т/ год т /т реагента т/ скв-обр.
Сухой активный ил (САИ)
Арланское: Юсуповская площадь (НГДУ «Чекмагушнефть») 1991-2005 7 46 450 900 16,4
Знаменское (НГДУ «Аксаковнефть») 1991-2005 5 33 1000 1700 12
ИАИП-1
Уршакское (НГДУ «Ишимбайнефть») 1995-1998 3 6 320 1000 5
БКТ
Арланское: Юсуповская площадь (НГДУ «Чекмагушнефть») 1996-2000 7 11 65 1073 7,6
Биополимер «Симусан»
Арланское: Арланская площадь Ново-Хазинская площадь 1987-1990 10 25 40-80 400-800 9
БиоПАВ «КШАС-М»
Арланское: Ново-Хазинская площадь (НГДУ «Южарланнефть») 1992-2005 12 42 90 580 15
Таб. 3 Результаты опытно-промысловых испытаний микробиологического метода
Закачивание биореагента ИАИП-1 в пласт
Селективное закупоривание вы сокол роницаем ых пропластков
Загущение вытесняющей воли микроорганизмами
Микробиологические процессы окисления
Окислительно- восстановительные процессы с образованием нефтевъпес нянщих агента»; кислоты, спирты, био] IАВ, пол и с ах ари ды и л р
Окислительная десорбция углеводородов с последующий окислением и образованием не фт е в ы тес н я ю щих а ге нтов: кислоты, спирты, биоП АВ„ полисахариды и др.
Анаэробн ые ми кробиол огические процессы
] 1итратредукция:: K|H]+HVNCb> NHj+ОН+2Н^О 10[Н]н 21Г >2NO}"> Ы2"ШЬО (дснитрификация)
А
Глубокие анаэробные процессы: ! .4Ни-С02> СН4+2Н;0 (метанообразование, карбонатр е ду кция) 2. 8[H]+S04 > H2S+2H20+20H (су л ьф ат ред у к ц и я )
Вторичное селективное и нссепективггос закупоривание {забивание нор пласта биообразованиями и FeS)
Рис. 3. Основные стадии воздействия на пласт биоактивными материалами
обводненности произошло на 3% (табл. 3). На месторождениях Башкортостана для извлечения остаточной нефти также широко используют различные композиции на основе продуктов биосинтеза, биореагенты на основе биополимера «Симусан» и биоПАВ «КШАС-М», которые являются продуктами жизнедеятельности специальных бактерий.
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 %, «Октябрь-скнефть» - 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% [10-14]. ►
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
Таб. 4. Результаты промысловых испытаний бактерицида ЛПЭ-11в для повышения нефтеотдачи пластов
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
Таб. 5. Результаты промысловых испытаний технологии применения
Месторождение Дата проведения испытаний, гг. Дополнительная добыча нефти, тыс. т/ год Прирост добычи нефти, %
Старо-Казанковское 1986-2005 50 24
Грачевское 1987-2005 62 23
Таб. 6 Результаты применения технологии газового воздействия на месторождениях ОНГДУ «Ишимбайнефть»
Базовая технология Дополнительная добыча, т/скв. обр Затраты, тыс. руб Прибыль, тыс. руб Доп. добыча нефти, т/т реагента
Силикатно-щелочное воздействие (СЩР) 2600 7588 9430 130
Щелочно-полимерное воздействие (ЩПР) 1040 4620 5380 90
Применение сухого активного ила (САИ) 900 4179 8244 450
Биокомплексное воздействие (БКТ) 1000 1095 1259 320
Нефелин и цеолит 780 2594 2172 100
Применение композиций на основе биоПАВ «КШАС-М» 840 2900 26720 85
Таб. 7 Показатели технико-экономической эффективности применения методов на месторождениях АНК «Башнефть» на одну скважино-обработку (за 2000 год)
Рис. 4. Принципиальная схема размещения оборудования для виброволновой обработки с пенными системам. 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
