Методы очистки пластов от отложений твердых парафинов и солей

Известно, что на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими в своем составе большое количество парафина с высокой температурой кристаллизации и асфальтосмолистых веществ, вследствие нарушения термодинамического равновесия в системе пласт - скважина в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне пластов отлагаются твердые парафины и асфальтосмолистые вещества, что приводит к снижению проницаемости и приемистости.

Если использовать биотехнологические методы, основанные на интенсификации функциональной деятельности углеводородокисляющих (нефтеокисляющих) микроорганизмов (глава 2) в месторождениях с высоким содержанием парафинов, то можно не только повысить нефтеотдачу пластов, но и предотвратить отложение твердых углеводородов. В этих условиях парафиновые углеводороды разлагаются при использовании их микроорганизмами в качестве субстратов питания до низкомолекулярных соединений. Можно применять биотехнологии, включающие активизацию роста и развития углеводородокисляющих микроорганизмов, в уже сложившемся бактериальном биофильтре. Или в случае слабого развития аэробной зоны биофильтра вносить в нефтяной пласт извне специально подобранные микроорганизмы - чистые культуры или смешанные популяции, например, в виде активного ила с очистных сооружений нефтеперерабатывающих предприятий, где уже сложился необходимый биоценоз. Во всех вариантах обеспечение реактивной зоны воздухом или кислородом является обязательным моментом. Например, для полного разложения 1 г парафина С20Н42 необходимо ввести в пласт около 350 м³ О2 (или 1750 м³ воздуха).

При разработке нефтяных месторождений методом заводнения в результате смешивания пластовых вод с закачиваемой водой, а также смешивания вод с различной химической характеристикой при перетоках вод из вышележащих в нижележащие происходит интенсивное выпадение солей кальция и магния в виде карбонатов (СаСОЗ и МдСОз). В результате выпадения солей на линии нагнетания, особенно в контурной зоне пласта, быстро повышается устьевое давление и снижается приемистость нагнетательных скважин. Выпадение солей происходит также в результате применения форсированного отбора жидкости из сильно обводненных нефтяных пластов; соли отлагаются в трубах, на колонне скважин, в призабойной зоне пласта. В результате этого, с одной стороны, наблюдается уменьшение отбора жидкости из призабойной зоны пласта, а с другой - частая остановка скважин, которые после пуска в течение определенного времени подают только воду. Это приводит к нарушению режима эксплуатации пласта и особенно отражается на скважинах, которые работают на форсированном отборе, что в конечном счете снижает суммарную добычу нефти. Солеотложение препятствует движению флюидов к эксплуатационным скважинам, тем самым уменьшает их производительность и снижает нефтеотдачу пласта. Выпадение осадков при смешивании разнотипных вод происходит не столько в призабойных зонах нагнетательных скважин, сколько на участках продвижения закачиваемых вод и образующихся при их участии смесей по пласту, в призабойных зонах добывающих скважин и в самих скважинах. В результате цементации и кольматации могут снижаться эксплуатационные характеристики пластов и скважин, полностью выводятся из строя последние.

Основную часть отлагаемых солей составляют углекислые соли кальция и магния - около 98%. Остальная часть приходится на сульфат кальция, хлорид натрия, силикаты.

В настоящее время для замедления процесса осаждения солей из смешиваемых вод используют гексаметафосфат натрия (ГМФН), а также ингибиторы на основе оксиэтилендифосфорной кислоты, полиалки-ленполиаминметилфосфорной кислоты и др. Другой способ заключается в закачке ингибированной соляной кислоты в составе закачиваемой воды, солянокислая обработка призабойных зон. Предложен также метод обработки магнитным полем водонефтяной смеси, что предотвращает и тормозит осаждение солей в эксплуатационной скважине. Используют и другие реагенты - сульфитно-спиртовую барду, фосфорнокислый натрий, жидкое стекло и др., которые не получили в промыш-

ленности широкого применения. Однако различные ингибиторы солеот-ложения эффективны лишь при определенных гидрогеохимических условиях. Так, ингибитор ГМФН может, гидролизуясь, осаждать кальций в виде фосфата (СаР04), а также способствовать деятельности СВБ, что, в свою очередь, усиливает сероводородную коррозию металлов. Ингибиторы акрилатного типа реагируют с кальцием пластовой воды и образуют осадок. Недостатком использования растворов соляной кислоты является ее быстрая - за 1-6 сек нейтрализация в пористых породах забоя, что затрудняет очистку от выпавших солей на удалении от ствола скважин. Поэтому при воздействии растворами соляной кислоты необходимо дополнительное торможение химического взаимодействия между кислотой и породой путем повышения давления в области реагирования или добавление в кислоту химического реагента, например, уксусной кислоты. Это усложняет технологию, увеличивает затраты на дренирование, снижает эффективность процесса. Кроме того, существенным недостатком солянокислой обработки является то, что отдельные нефтенасыщенные, малопроницаемые пропластки не в полной мере, а то и вовсе не подвергаются кислотному воздействию, и в то же время сильно проницаемые, но менее нефтенасыщенные пропластки подвергаются воздействию в большей степени, чем это требуется.

Причина образования углекислых солей кальция и магния в условиях нефтяного пласта заключается в разложении бикарбонатов этих элементов по уравнению

Са(НСОз) <-? СаСОЗ + Н₂0 + С0₂

Из уравнения равновесия химической реакции

[Н₂0]х[СО,] _{и к} _ [Н₂0х[С0₂]

^ [Са(НЩ)₂ ² [Мд(НС0₃)₂

Видно, что с увеличением концентрации углекислого газа в среде происходит смещение равновесия в сторону повышения концентрации бикарбонатов. Таким образом, увеличение концентрации углекислого газа в газовой смеси будет способствовать снижению количества выпадающих осадков. Общеизвестно, что растворимость в воде карбонатов щелочноземельных металлов в присутствии С0₂ возрастает за счет образования соответствующих бикарбонатов

СаСОЗ + С0₂ + Н₂0 -» Са(НС0₃)₂

Увеличения содержания в нефтяном пласте углекислого газа можно достичь путем питательного заводнения пласта биореагентом, содержащим углеводные соединения, разлагаемые микроорганизмами в процессе брожения до С0₂, например мелассы или сыворотки. Из одной тонны молочной сыворотки, содержащей около 50 кг сухих веществ, непосредственно в пласте при ее разложении можно теоретически получить около 39300 л углекислого газа в соответствии с реакцией

С12Н22О12 + 180₂ -»> 12С0₂ + 12Н₂0

Согласно реакции между СО2 и СаСОз, один литр СО2 переводит 4,46 г СаСОз в бикарбонат. Следовательно, 39 300 л СО2, образующегося в пласте из 1 т молочной сыворотки, при закачке в пласт будет растворять 175,4 кг карбоната кальция по сравнению с 144 кг углекислого кальция, растворяемого 1 м³ 10%-ной соляной кислотой. Аналогично 1 м³ 5%-ной мелассы может в пласте образовать 37 330 л СО2 и растворить около 166 кг карбонатных солей.

Как известно, в качестве химической добавки для замедления взаимодействия соляной кислоты с карбонатами рекомендуется использовать техническую уксусную кислоту. Однако уксусная кислота имеет высокую стоимость. Преимущество биотехнологического метода заключается в том, что при разложении углеводных соединений до СО2 в качестве промежуточных продуктов образуются низкомолекулярные жирные кислоты, в том числе уксусная. Эти соединения являются растворителями карбонатных пород, так как увеличивают интегральный объем полезной работы биореагента, а также хорошими стабилизаторами, предупреждающими выпадение в поровом пространстве пласта осадков соединений окисного железа. При анаэробном разложении сыворотки может образоваться до 10-20 г/л уксусной и пропионовой кислот. Взаимодействие уксусной кислоты с карбонатной породой и отложенными солями протекает по схеме

СаСОз + 2СН₃СООН Са(СН₃СОО)₂ + Н₂0 + С0₂

При разложении углеводных соединений в пласте снижается pH до 3,5-4,0 и растет титруемая кислотность, что также способствует растворению карбонатных солей. Одним из существенных преимуществ биотехнологии питательного заводнения является то, что процесс образования СО2 и кислот является постепенным и происходит непосредственно в нефтяном пласте, в связи с чем при постоянной обработке по мере продвижения реагента вдоль пласта может обеспечиваться поэтапная очистка различных его зон от выпавших солей. Одновременно с очисткой зон пласта от отложений солей некоторые биореагенты, например, сыворотка, играют роль нефтевытесняющих агентов, повышая эффективность биотехнологии.

Разложение углеводных соединений в пласте до СО2 и низкомолекулярных жирных кислот типа уксусной осуществляется собственной нативной микрофлорой сыворотки и микроорганизмов, обитающих в пласте. В случае если пластовый фильтр еще не сформировался или мощность его незначительна (численность микроорганизмов менее 10-10² кл/мл), можно вносить извне микроорганизмы, в качестве которых можно использовать избыточный активный ил очистных сооружений или из метантенков. Избыточный активный ил вносится в композиции с мелассой или сывороткой в соотношении 1—2:8—9 об.%. Объем углеводного компонента, вносимого в пласт, планируется для каждой скважины в отдельности. Строго теоретически обосновать необходимое количество биореагента для получения максимального эффекта трудно. Основными данными, необходимыми для обоснованного расчета их объема, является величина радиуса призабойной зоны (со сниженной проницаемостью в результате солеотложения), пористость, проницаемость и химико-минералогический состав пород. Наиболее существенное снижение производительности скважин происходит при уменьшении проницаемости призабойной зоны в радиусе до 1 м. Для большей уверенности в получении положительного эффекта от биовоздействия принимаем радиус закачки в 1,5 м. Требуемый объем растворов биореагентов подсчитывается по формуле

У = 0,785-ш-В²-Н,

где т - средневзвешенная пористость пород (%); Э - диаметр призабойной зоны, в которую надо закачать реагент (м); Н - мощность пласта (м).

Если принять т - 15%, Э-Зм, Н-10м, объем биореагента, необходимого для закачки в пласт, будет

У = 0,785-0,15-3² 10 =10,6 м³

или около 1 м³ на 1 м мощности пласта.

Согласно расчетам 10,6 м³ сыворотки или мелассы, введенных в нефтяной пласт, при разложении могут образовать до 395-416 м³ углекислого газа, который растворит 1765-1859 кг карбоната кальция. При отсутствии указанных данных объем биореагента устанавливается практически из расчета 1,0-1,5 м³ на 1 м мощности обрабатываемого пласта.

Для повышения эффективности биовоздействия и максимального получения СО2 можно в пласт вводить аэрированные биореагенты. Количество кислорода, необходимого для полного превращения органических веществ биореагента в углекислый газ, определяется по стехиометрическому уравнению. Например, для сыворотки расчет будет выглядеть следующим образом:

С12Н22О12 + 180₂ 12С0₂ + 12Н₂0

М.В. = 342 г 576 г

Составляем пропорцию:

342 г - 576 г О2 1000 г -х х = 1684 г О2

Следовательно на окисление 1 кг лактозы требуется 1684 г О2. Одна тонна сыворотки содержит около 50 кг лактозы, в этом случае количество кислорода, потребного для окисления тонны сыворотки в СО2 составит 74 200 г, или 519 м³. Это составит около 260 м³ воздуха. Принимая во внимание, что определенная часть кислорода при закачке в пласт может в зоне поглощения кислорода использоваться аэробными нефтеокисляющими микроорганизмами, норму подаваемого воздуха можно увеличить на 20-25%. После закачки в пласт аэрированного биореагента скважина закрывается на 3-4 дня для того, чтобы начался процесс разложения органических веществ. Затем начинают закачивать в пласт воду с тем, чтобы протолкнуть биореагент и продукты микробного разложения вдоль пласта. Кислород, содержащийся в составе воды, будет достаточен для окисления органических веществ биореагентов в углекислый газ и низкомолекулярные жирные кислоты. Такую обработку призабойной зоны нагнетательных скважин периодически осуществляют по мере необходимости. В случае если солеотложение имеет место в добывающих скважинах, их переводят в режим нагнетания с последующей обработкой биореагентом. После очистки от солей скважины вновь можно перевести в режим добычи.

Собственно говоря, задача освобождения пористой среды пласта от выпавших солей есть задача, обратная задаче закупорки высокопроницаемых пропластков для выравнивания фронта заводнения. Данная задача решается с помощью биотехнологий. На одном из месторождений США на карбонатных коллекторах (глубина пласта 1200 м, температура 53^еС, пластовое давление 8 МПа, соленость вод 320 г/л), сложенных из доломитов и характеризующихся трещиноватостью (при этом многие трещины были закупорены кальцитами или ангидритами, что привело к снижению добычи нефти), в скважины были закачаны клостридии -микроорганизмы, продуцирующие газы. В пласт вначале вносили раствор микроорганизмов, затем 2,5%-ный раствор мелассы вместе с солями фосфора и содой, которые растворяли в пластовой и пресной воде в соотношении 1:10. Нагнетательные и добывающие скважины были на расстоянии 600 м друг от друга. После биологического воздействия было обнаружено снижение обводненности с 80 до 60% и увеличение дебита скважин с 50 до 150 т/сут, т.е. в три раза.