Химические методы по повышению продуктивности скважин

Введение

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) - работа по интенсификации добычи нефти и газа путем воздействия на продуктивные пласты и применения технико-технологических способов улучшения (облегчения) условий транспортирования нефти с забоя на устье скважины.
Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающего к стволу.
От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин.
В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Часто в процессе работ по заканчиванию скважины проницаемость пород ухудшается по сравнению с первоначальной, естественной.
В таких случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону для повышения её проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.
Существует три метода воздействия на ПЗС, но в данной работе мы рассмотрим только один из них – химический.
Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (известняк - соляная кислота).
Глава 1. Системный подход к обработкам призабойной зоны скважин. Обработка призабойной скважины. Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений.
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.
Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.
Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах (рисунок 1.1.1).
Системная технология управления продуктивностью скважин изложена в РД 392.1 ХХХ140 2005, поэтому ниже рассмотрены лишь основные принципы ее промышленного использования.
Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабодренируемых запасов углеводородов из неоднородных коллекторов, а также определяет принципы получения максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин. Отметим, что под термином «слабодренируемые запасы» понимаются запасы углеводородов на участках залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, на которых возможны какие-либо осложнения в эксплуатации скважин (засорение ПЗС различными твердыми компонентами, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями и т.д.). Слабо-дренируемые запасы формируются также в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаемых разностях, приводя к невысокому охвату пласта заводнением.
Рисунок 1.1.1. Соотношение извлекаемых и остаточных
запасов нефти.
Решение конкретных задач по вовлечению в разработку слабо-дренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях интенсификации выработки запасов.
На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков.
При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабойные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин.
Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при его обводнении, - мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков.
Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью, в первую очередь, искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что позволяет своевременно изменять эти направления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повьщ1ая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий.
Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закачки и отбора, т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны сопровождаться мероприятиями по увеличению приемистости нагнетательных скважин. Основные принципы системной технологии сводятся к следующему:
Принцип одновременности обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка.
Принцип массовости обработок ПЗС участка.
Принцип периодичности обработок ПЗС.
Принцип поэтапной обработки призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы.
Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе.
Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку.
Таким образом, вопрос выбора скважин для обработки призабойных зон является одним из главнейших.
Классификация методов искусственного воздействия на пласт и призабойную зону скважины Существует классификация методов искусственного воздействия на пласт в целом и на призабойную зону каждой конкретной скважины. По принципу действия все методы искусственного воздействия делятся на следующие группы:
1. Гидрогазодинамические.
2. Физические.
3. Химические.
4. Термические.
5. Комбинированные.
Среди методов искусственного воздействия на пласт наибольшее распространение получили гидрогазодинамические методы, связанные с управлением величиной пластового давления путем закачки в залежь различных флюидов. Сегодня более 90% добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды, называемыми методами поддержания пластового давления (ППД) заводнением. На ряде месторождений ППД осуществляется закачкой газа.
Анализ разработки месторождений показывает, что если пластовое давление невысоко, контур питания достаточно удален от скважин или режим дренирования не является активным, темпы извлечения нефти могут оказаться достаточно низкими; низким оказывается и коэффициент нефтеотдачи. Во всех этих случаях использование той или иной системы ППД является необходимым.
Таким образом, основные проблемы управления процессом выработки запасов путем искусственного воздействия на пласт связаны с изучением заводнения.
Существенно более широким спектром возможностей обладают методы искусственного воздействия на призабойные зоны скважины.
Воздействие на ПЗС осуществляется уже на стадии первичного вскрытия продуктивного горизонта в процессе строительства скважины, которое, как правило, приводит к ухудшению свойств призабойной зоны. Наибольшее распространение получили методы воздействия на призабойную зону в процессе эксплуатации скважин, которые, в свою очередь, делятся на методы интенсификации притока или приемистости и на методы ограничения или изоляции притока воды (ремонтно-изоляционные работы - РИР).
Объектом изучения является сложная система, состоящая из залежи (нефтенасыщенная зона и область питания) со своими коллекторскими свойствами и насыщающими флюидами и определенного количество скважин, системно размещенных на залежи. Эта система является единой в гидродинамическом отношении, откуда следует, что любое изменение в каком-либо ее элементе автоматически приводит к соответствующему изменению в работе всей системы, т.е. данная система авторегулируема.
Глава 2. Химические методы интенсификации притока в газовых скважинах. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. При закачке в пласт ПАВ адсорбируются на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть – вода и понижают межфазные поверхностные натяжения (МФН).
С позиции физико-химической термодинамики процесс протекает следующим образом. При снижении МФН до очень низкого уровня (тысячных долей миллиньютонов на метр) глобулы остаточной нефти, удерживающиеся в пористой среде капиллярными и адгезионными силами, становятся подвижными. Это приводит к вытеснению нефти и падению прочности адсорбционных пленок, образующихся на границе нефть – порода – раствор, улучшению соотношения подвижности раствора ПАВ и нефти в зоне нефтенасыщенности.
ПАВ обладают свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем в количестве в десятки тысяч раз большем, чем в объеме раствора. Благодаря этому процессами в поверхностных слоях можно управлять уже при малых концентрациях ПАВ в растворе.
Закачка растворов ПАВ в нагнетательные скважины способствует увеличению смачиваемости пород водой, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Проникая в мелкие поры и каналы, ПАВ увеличивают охват заводнением. Остаточная нефть в виде пленки и капель хорошо отмывается за счет образования адсорбционных пленок на границе нефть – раствор, образуя агрегативную устойчивую эмульсию «нефть в воде» и вытесняется из пористой среды потоком воды. Приемистость нагнетательной скважины увеличивается за счет повышения фазовой проницаемости породы для воды.
Определенная группа ПАВ, помимо снижения поверхностного натяжения, способствует гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшает их способность смачиваться водой.
Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационными потоками нефти из призабойной зоны в скважину. Гидрофобизация стенок поровых каналов способствует увеличению проницаемости породы для нефти и уменьшению для воды, что способствует повышению нефтеотдачи.
ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирта, фенола, жирных кислот и их щелочных солей (мыла и синтетических жирозаменителей). По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на два класса: ионогенные и неионогенные. Для первых характерно, что их молекулы диссоциируют в водной среде на ионы (мыла, сульфокислоты, азолят, эфиры серной кислоты), в состав вторых входят электрические нейтральные молекулы, не распадающиеся на ионы (спирты, карбоновые кислоты, дибудил, неонол АФ 9-12, неонол АФ 9-10 и др.) и служащие носителями поверхностной активности.
Для увеличения нефтеотдачи добывающих и приемистости нагнетательных скважин наиболее эффективными являются экологически безопасные неионогенные ПАВ типа АФ 9-12 и АФ 9-10, биоразлагаемость которых при низкой концентрации (20-30 мг/л) составляет не менее 90 %. Даже при длительном контакте с растворами ПАВ кожно-раздражающего действия не наблюдается. Предельно допустимая концентрация (ПДК) для водоемов рыбного хозяйства 0,25 мг/л, для воды хозяйственно-бытового пользования 0,17 мг/л. Эти ПАВ хорошо десорбируются с поверхности породы при последующей закачке воды в пласт. Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Вследствие большой адсорбции объем закачиваемых растворов ПАВ должен быть не менее двух-трех объемов пор. Технология закачки весьма проста и не требует внесения изменений в систему размещения скважин.
В гидрофильных коллекторах водоудерживающая способность в ПЗП сопровождается устойчивой повышенной водонасыщенностью, что резко снижает фазовую проницаемость для нефти и приводит к уменьшению ее дебитов. В этом случае добывающие скважины необходимо гидрофобизировать. Гидрофобизирующими средствами служат композиции на основе неполярных углерод - и полярных водорастворимых катионовых ПАВ. В качестве неполярных жидкостей применяют нефть, ШФЛУ, а полярных – водный раствор соляной кислоты. Технология обработки состоит в закачке указанных ПАВ из расчета 0,5-2 м3 на 1 м толщины пласта и последующей продавке нефтью. Гидрофобизация ПЗП снижает до нуля фильтрационное сопротивление притоку нефти в скважины за счет удаления воды и снижения набухания глинистых включений.
В АО РИТЭК разработан гидрофобный материал «Полисил» на основе кремния с частицами микронного и субмикронного размера (0,1-30 мкм) с площадью поверхности 100-300 м2 на 1 г вещества. Частицы порошка легко проникают в пористую поверхность и придают ей гидрофобные свойства. Для обработки скважин в зависимости от толщины пласта требуется от 5 до 15 кг материала. Технология нуждается в специальном оборудовании и может проводиться в рамках планового ремонта скважин.
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений для селективной изоляции водопроводимых пропластков успешно используют пены – высококонцентрированные дисперсные системы газа в жидкости, в которой дисперсной фазой является газ, а дисперсионной средой – жидкость. Для ограничения водопритоков применяют двух- и трехфазные пены. Первые представляют собой аэрированный водный раствор ПАВ, во вторые для дополнительной стабилизации вводят твердую фазу (глинистые частицы).
В нефтепромысловой практике, как правило, в качестве дисперсионной фазы используют азот и природный газ, а дисперсионной среды – пластовую воду. В зависимости от объемного содержания фаз гетерогенная смесь может находится в различных фазовых соотношениях (газовая эмульсия, пена, аэрозоль).
При закачке пены в пласт давление в ПЗП повышается и система переходит в состояние газовой эмульсии, в которой размеры газовых пузырей меньше эквивалентного диаметра поровых каналов пласта. В результате продавливания газовой эмульсии в поры и микротрещины в результате адсорбции ПАВ происходит разрушение гидратных слоев на поверхности породы и ее частичная гидрофобизация. Пузырьки газа, удерживаясь на гидрофобизированной поверхности, придают системе градиент давления сдвига, вследствие чего создается барьер для движения воды в наиболее проницаемых дренах.
Вытеснение нефти водными растворами ПАВОдна из основных причин низкой эффективности вытеснения нефти из коллекторов – неоднородность их физических свойств, в результате которой охват пласта заводнением оказывается невысоким. Увеличение вязкости нефти сопровождается снижением охвата пласта вытесняющим агентом. Идея исполь­зования полимеров для повышения эффективности процесса заводнения основана на способности их водных растворов даже при низкой концентрации полимера значительно снижать соотношение вязкости нефти и воды (μ0=μн/μв) и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта. В качестве добавок к воде (загустителей) используются полиакриламид (ПАА) и другие полимеры с массовой долей, равной 0,05 — 0,7 %. Эти вещества представляют собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул в виде длинных цепочек, клубков и спиралей. Полиакриламид представляет собой сополимер акриламида, акриловой кислоты и ее солей.
В щелочной воде амидные группы полиакриламида подвергаются гидролизу, интенсивность которого в значительной степени оказывает влияние на свойства растворов ПАА.
Рисунок 2.21. Зависимость условной вязкости раствора ПАА от концентрации полимера.
Линия 1 – в дистиллированной воде при t=30 °C.
Линия 2 – в пластовой воде при t=30 °C (концентрация ионов Na, Сa, Mg 1,40 г на 100 г воды).
Образующиеся при этом отрицательные заряды вдоль молекул способствуют получению длинных растянутых макромолекул вещества (под влиянием кулоновых сил отталкивания между заряженными группами в цепи). Эти растянутые цепочкообразные молекулы способствуют значительному повышению вязкости воды при малой концентрации ПАА.
Вязкостные свойства растворов полимеров зависят от концентрации вещества, свойств и состава растворителя, степени гидролиза ПАА линия 1.
По реологическим характеристикам растворы полимеров относятся к неньютоновским жидкостям, т. е. зависимость между скоростью их течения и градиентом давления нелинейная. По характеру течения растворы полимеров проявляют себя как псевдопластики и как псевдодилатантные жидкости.
В значительной степени вязкость растворов полимеров за­висит от состава и концентрации солей — добавка солей NaCl, СаСl2, MgCl2, FeCl3 значительно снижает их вязкость, причем с увеличением валентности катиона интенсивность понижения вязкости возрастает. При концентрациях полимера 0,5 — 1,0 % вязкость раствора мало зависит от его минерализации. В качестве примера на рисунке 2.2.1 приведен график зависимости вязкости раствора ПАА от концентрации полимера (измерения проведены с помощью стандартных капиллярных вискозиметров и поэтому значения вязкости условные).
Фильтрация растворов полимера в пористой среде характеризуется в отличие от чистых жидкостей специфическими особенностями. Расход жидкости при стационарном перепаде устанавливается через длительное время – для этого необходимо прокачать через пористую среду несколько поровых объемов раствора полимера. При этом оказывается, что проводимость пористой среды для раствора полимера уменьшается более значительно, чем это можно было ожидать от увеличения его вязкости по сравнению с вязкостью воды. Степень проявления этого свойства принято характеризовать фактором сопротивления (ФС) – отношением подвижности воды (растворителя) и подвижности раствора полимера:
где μв и μп , kв, kп – соответственно вязкость и проницаемость для растворителя (воды) и полимера.
Фактор сопротивления R при концентрации ПАА до 1 % может достигать 100 и более, a Rk - 4. Считается, что фактор сопротивления — следствие ад­сорбции полимеров пористой средой и механического улавливания ею крупных молекул полимеров. Опыт показывает, что адсорбция полимеров необратима, т. е. сниженная проводимость пород сохраняется и после многократной замены раствора полимера чистой водой. Иначе говоря, фильтрация и в этом случае характеризуется наличием фактора остаточного сопротивления. Из-за сорбции полимера пористой средой фильтрация сопровождается отставанием фронта раствора, содержащего полимер, от водонефтяного контакта (ВНК), т. е. практически нефть непосредственно на фронте ВНК вытесняется из пористой среды водой, не содержащей полимер. При концентрациях полимера 0,5 % количество сорбированного полимера достигает 0,8—1 мг на 1 см3 породы.
Фактор сопротивления меньше проявляется при вытеснении нефти минерализованной водой. Увеличение рН раствора и наличие остаточной нефти также способствует снижению ФС. Установлено также, что после прекращения фильтрации новый процесс движения раствора полимера начинается как бы при пониженной вязкости раствора.
Исследователями предложена сорбционно-диффузионная схема проявления ПАА в процессе фильтрации растворов полиакриламида в пористой среде. Сущность ее заключается в том, что одна часть полимерного вещества ад­сорбируется и удерживается породой необратимо, а другая — сорбируется обратимо, скапливается при фильтрации вблизи сужений капиллярных каналов, вызывая дополнительное сопротивление. В покое (при прекращении фильтрации) под влиянием диффузионных процессов происходит рассеивание этих скоплений вещества, что сопровождается снижением сопротивления системы в первый период после нового начала фильтрации. Из сказанного следует, что механизм проявления полимеров связан с рядом эффектов, которые необходимо учитывать при описании гидродинамики процесса фильтрации растворов полимеров — с изменением фазовой проницаемости системы в зависимости от насыщенности различными фазами и от степени сорбции полимеров пористой средой, с изменением соотношения вязкости вытесняемого и вытесняющего агентов.
Опыт показывает, что с увеличением концентрации полимера в растворе фазовая проницаемость пористой среды для смачивающей фазы уменьшается, а проницаемость для углеводородной жидкости при одной и той же насыщенности воз­растает (при концентрациях полимера до 0,05 %).
По данным лабораторных опытов, нефтеотдача может возрастать при вытеснении нефти полимерными растворами на 15 – 20 % (данные получены на линейных моделях с однородными пористыми средами).
На практике для экономии полимера целесообразно закачивать в пласт оторочку загущенной полимеров воды и далее продвигать ее по пласту обычной водой. Чтобы оторочка не полностью размылась до подхода к эксплуатационным сква­жинам, объем ее должен быть подобран с учетом неоднород­ности пласта, соотношения х0 вязкостей нефти и раствора полимера.
Вытеснение нефти щелочными и кислотными растворамиМеханизм щелочного заводнения основан на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей, обладающих свойствами ПАВ. Образующиеся ПАВ адсорбируются на контакте нефть – вода и поверхности пород, снижают межфазное натяжение и изменяют смачиваемость терригенных пород (заметим, что в известняках смачиваемость практически не изменяется). Механизм щелочного воздействия носит интегральный характер: на полноту извлечения нефти основное влияние оказывает процесс осадкообразования, затем снижение МФН на границе нефть – вода и частичная гидрофобизация породы. Щелочное заводнение наиболее перспективно для вытеснения вязких нефтей, содержащих кислотные компоненты, на месторождениях с высокой обводненностью скважинной продукции и неоднородным строением терригенных коллекторов.
В состав щелочных растворов входят едкий натр (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), растворенные в воде. При малых объемах 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 щелочи и воды оторочка зависит от степени неоднородности, состава и свойств пластовой воды и нефти 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, способными при взаимодействии со щелочами образовывать осадки, нерастворимые в воде. Обычно это растворы силиката натрия, хлористого магния или кальция. Осадкообразование снижает подвижность пластовой жидкости в тех зонах, куда поступила большая часть нагнетаемой воды, предупреждая ее прорыв.
Одной из модификаций метода является силикатно-щелоч­ное заводнение и закачка аммиачной воды, основанные на образовании нерастворимых осадков при взаимодействии химических реагентов с компонентами пластовой воды, вследствие чего повышается охват пласта вытеснением. Щелочное заводнение позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти на 15 % по сравнению с традиционным.
Для повышения нефтеотдачи пластов применяют серно-кислотное заводнение. Механизм вытеснения нефти серной кислотой заключается в образовании кислого гудрона в наиболее промытой водой зоне и поверхностно активных водорастворимых сульфакислот. Снижение межфазного натяжения до 3-4 мН/м усиливает отмывающий эффект нефти с частичным ее растворением в сульфакислотах и водопроницаемость промытых зон за счет кольматации вязкой смолянистой массы. Применяют техническую серную кислоту концентрацией до 96 % или алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85 %. Технология состоит в закачке в пласт оторочки серной кислоты в количестве до 15 % порового объема пласта с последующим подключением общей системы заводнения.
Вытеснение нефти мицеллярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10 %)
В разных литературных источниках указываются различные предельные значения температуры от пустотного пространства залежи, узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю - рабочим агентом—водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсню, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.
Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых) относительно однородные, не содержащие карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2.
Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но вследствие 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. В связи с неблагоприятным влиянием 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.
Микробиологическое воздействие на пластМетоды увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов широко исследуются. Их привлекательность связана, в первую очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и безопасностью для окружающей среды.
В области увеличения нефтеотдачи биотехнологические процессы можно использовать в двух главных направлениях. Во-первых, это производство на поверхности реагентов для закачки в пласты по известным технологиям. К этому классу веществ относятся биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И, во-вторых, использование для улучшения условий нефтевытеснения продуктов микробиологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефтеносной толще. Рассмотрим подробнее второе направление.
Известно, что встречающиеся в пластовых условиях и способные к поддержанию там активной жизнедеятельности микроорганизмы делятся на аэробные, для существования которых необходимо присутствие растворенного кислорода, и анаэробные, для которых кислород не обязателен. И те, и другие, используя остаточную нефть в качестве органического субстрата, продуцируют ряд веществ, полезных с точки зрения увеличения отдачи пласта (углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты и другие растворители, биополимеры).
Кроме того, некоторые аэробы способны окислять нефть и таким образом превращать сложные углеводороды, входящие в состав нефти, в более простые. А некоторые органические вещества, образующиеся в результате окисления, представляют собой пенообразователи, дающие снижение межфазного натяжения на границе нефть- вода. Наряду со снижением вязкости это способствует более полному нефтевытеснению. Среди анаэробов следует особо отметить метанообразующие бактерии, поскольку дополнительное количество метана в пласте, в зависимости от условий, увеличивает запасы свободного или растворенного в нефти газа (при этом снижаются ее вязкость и плотность).
Понятно, что технология микробиологического воздействия должна быть ориентирована на целенаправленную активизацию тех микроорганизмов и в тех зонах пласта, которые могут дать наибольший эффект. Известны два принципиальных варианта такого воздействия. Это либо введение специально подобранной микрофлоры и веществ для поддержания ее жизнедеятельности извне, либо активация микроорганизмов, уже существующих в недрах. В обоих вариантах воздействие должно включать закачку в скважины пресной воды Дело в том, что общая численность бактерий и интенсивность процессов, связанных с их жизнедеятельностью, в опресненных водах заметно выше, чем в минерализованных пластовых.
Наиболее интенсивно аэробные микробиологические процессы протекают вблизи нагнетательных скважин. По мере удаления от призабойных зон содержание кислорода в закачанной жидкости быстро снижается, и реакции нефтеокисления сменяются анаэробными процессами. Отмечено, что продукты аэробной деструкции нефти, а также добавки аммония и фосфатов в условиях пониженной минерализации многократно активируют деятельность метанобразующих бактерий.
В настоящее время различные аспекты проблемы воздействия на нефтеносные пласты микроорганизмами находятся в стадии всестороннего изучения, и конкретных технологических рекомендаций пока не имеется. В то же время высказываются некоторые общие соображения. Так, на основании исследований, выполненных как в лабораторных условиях, так и при проведении опытного микробиологического воздействия в промысловых условиях, предложен следующий принципиальный подход к биотехнологии увеличения нефтеотдачи. На первой стадии через нагнетательные скважины в пласт вводятся микроорганизмы, причем закачивается пресная специально аэрированная вода с добавками солей азота и фосфора. Таким образом активируется аэробное окисление части остаточной нефти в призабойной зоне. Поступающая затем в более удаленные зоны пласта жидкость оказывается обогащенной такими продуктами, как диоксид углерода и водорастворимые органические соединения, и практически не содержит растворенного кислорода. На второй стадии воздействия активируются анаэробы, в частности, метанобразующие, в «бескислородных» удаленных зонах. Таким образом, увеличение нефтевытеснения достигается под комплексным воздействием всего многообразия веществ, образовавшихся в результате жизнедеятельности микроорганизмов, как введенных с поверхности, так и присутствовавших в пласте первоначально.

Заключение

К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.
Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины.
Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10 ¸ 15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25 ¸ 28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки.
Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки.
После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12 ¸ 16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 °С и 2 ¸ 3 ч при забойных температурах 100 ¸ 150 °С.

Список использованной литературы

Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М; НЕДРА, 1989 г.
Варфоломеев Д.Ф., Хамаев В.Х. Химия нефти и газа. - Уфа, 1977.
Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский Л.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996.
Коршак А.А. Основы нефтегазового дела. УФА, ДизайнПолиграфСервис, 2002 г.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: М71 ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.
Назаретов М. Б.//, Технический прогресс в добыче нефти и его роль в развитии нефтяной промышленности // Назаретов М.Б.//Нефтяное хозяйство- 2001.
Черемисин А.Н. Методы увеличения нефтеотдачи. Центр добычи углеводородов по экспериментальным исследованиям. Москва:2018.
Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. М; НЕДРА, 1976 г.