WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Композиция ИХН-КА разработана для пластов с температурой свыше 80 0С и месторождений вязкой нефти. Состав композиции, % мас.: неионогенное ПАВ - 0.13-6.4; ионогенное ПАВ – 0.07-1.6; аммиачная селитра – 1.0-8.0; карбамид – 1.0-8.0; минерализованная вода – остальное. Карбамид в результате термического гидролиза в пласте разлагается на углекислый газ и аммиак, обеспечивающий щелочную среду для эффективного действия ПАВ. Углекислый газ растворяется в пластовой нефти и снижает ее вязкость.

В главе приведено описание физико-химических и микробиологических методов исследования, использованных в работе.

Для учета и идентификации разных физиологических групп микрофлоры использовали методы посева на жидкие и плотные селективные питательные среды. Опыты по биодеградации нефти проводили в условиях периодического культивирования на жидких минеральных средах, моделирующих состав пластовой воды.

Содержание карбамида, аммиачной селитры и альдегидов в культуральной и закачиваемой жидкостях определяли фотоколориметрическим методом (КФК-2) при 400 нм, 590 нм и 570 нм соответственно.

Изменения состава нефтей при биодеградации и моделировании нефтевытеснения изучали методами ИК-спектроскопии («Specord»), газожидкостной хроматографии (хроматограф «Кристалл-2000» с кварцевой капиллярной колонкой 25 м · 0.22 мм и стационарной фазой SE-52), хроматомасс-спектрометрии (НЕРМАГ R10-10C с кварцевой капиллярной колонкой 30 м · 0.32 мм и неподвижной хроматографической фазой DB-5).

Глава 3. Микрофлора месторождений с различными пластовыми условиями

В третьей главе приведены результаты выделения УОБ из пластовых флюидов нефтяных месторождений. Из исследованных объектов выделено 52 культуры микроорганизмов, принадлежащих к родам Bacillus, Pseudomonas, Micrococcus, Arthrobacter, Mycobacterium, Corynebacterium, Rhodococcus, Nocardia. Все культуры протестированы на способность к окислению индивидуальных УВ (гексадекана, нонана, пентана). Способность к окислению УВ обнаружена у 74 % культур, которые использовались в дальнейшей работе.

Глава 4. Влияние нефтевытесняющих композиций на рост пластовой микрофлоры

В главе 4 приведены результаты исследования влияния концентрации композиции ИХН-КА на рост УОБ. Показано, что композиция ИХН-КА в концентрации 0.05-1 % увеличивает численность УОБ на 3-5 порядков (рис. 1), а в концентрации 5-25 % не стимулирует, но и не угнетает рост УОБ.

Рисунок 1 – Влияние концентрации композиции ИХН-КА на рост пластовой микрофлоры из пластовых флюидов разных продуктивных горизонтов месторождения Белый Тигр

Стимулирующее влияние нефтевытесняющей композиции ИХН-100 на рост микрофлоры в пластовых условиях прослежено на примере Лас-Еганского месторождения Западной Сибири (пласт Ю1). Закачка ИХН-100 была проведена в 2001 году в рамках промышленного испытания новых технологий увеличения нефтеотдачи. Пластовые условия Лас-Еганского месторождения благоприятны для развития микрофлоры: численность гетеротрофов до закачки композиции составляла 0.40 млн клет/см3, ДНБ – до 0.03 млн клет/см3, УОБ – 0.13 млн клет/см3. После закачки ИХН-100 в воде опытных участков отмечено увеличение численности перечисленных групп на 1-3 порядка, а также появление нитрат-иона (рис. 2, 2002 г.). Рост микрофлоры сопровождался увеличением добычи нефти. На октябрь 2002 г. дополнительная добыча составила 4.4 тыс. т. К концу 2003 г. в пластовой воде значительно снизилась концентрация нитрат-иона, параллельно с этим уменьшилась численность микрофлоры: гетеротрофов – до 0.1-1.75 млн/см3, УОБ – до 0.016-0.30 млн/см3, ДНБ – до 0.0003 – 0.011 млн/см3 (рис. 2, 2003).

Таким образом, на примере ИХН-КА и ИХН-100 показано, что нефтевытесняющие композиции с регулируемой щелочностью способны усиливать рост УОБ на 3-5 порядков в лабораторных условиях и на 1-3 порядка в пластовых условиях.

Контрольные скважины - № 9096 и № 9072

Рисунок 2 – Количество пластовой микрофлоры через 1 и 2 года после закачки ИХН-100

Глава 5. Изменение состава углеводородов нефти при биодеградации.

В главе 5 приведены результаты исследования влияния нефтевытесняющей композиции ИХН-КА на окисление УВ нефти микроорганизмами.

На примере биодеградации сборной нефти месторождений Западной Сибири показано стимулирующее влияние композиции ИХН-КА на окисление микроорганизмами н-алканов. Так, в присутствии композиции ИХН-КА наблюдались более активный рост микрофлоры, более глубокие изменения молекулярно-массового распределения (ММР) н-алканов и увеличение изопреноидного коэффициента Ki (отношение суммы пиков пристана и фитана к сумме пиков н-гептадекана и н-октадекана) (рис. 3).

Рисунок 3 – Влияние композиции ИХН-КА на рост и углеводородокисляющую активность пластовой микрофлоры при биодеградации сборной нефти месторождений Западной Сибири

Накопление альдегидов при окислении н-алканов показано на примере биодеградации нефти Лас-Еганского месторождения аборигенной микрофлорой нефти и ассоциацией культур УОБ. Накопление альдегидов соответствовало росту численности микрофлоры и глубине биодеструкции н-алканов нефти (рис. 4, 5). По сравнению с исходной нефтью, в биодеградированной нефти отсутствовали nС9-nС12, относительное содержание н-алканов nС13-nС33 снижалось, доля определяемых изоалканов возросла в 2-7 раз. Ki увеличился с 0.55 до 5.72 после биодеградации нефти аборигенной микрофлоры, и до 13.06 после биодеградации ассоциацией культур УОБ.

Рисунок 4 – Накопление альдегидов и рост численности микрофлоры при биодеградации нефти Лас-Еганского месторождения в присутствии композиции ИХН-КА

Рисунок 5 – Изменение молекулярно-массового распределения н-алканов нефти Лас-Еганского месторождения при биодеградации в присутствии композиции ИХН-КА

Согласно литературным данным, н-алканы наиболее доступны для биологического окисления, но в ряде случаев в первую очередь могут окисляться УВ другого строения. Так, при биодеградации нефти месторождения Белый Тигр сообществами пластовых и почвенных УОБ получено несоответствие потери массы образца и степени утилизации н-алканов. Установлено, что при биодеградации нефти пластовой микрофлорой большей потере массы (37 %) соответствовали меньшие изменения ММР н-алканов и Ki (табл. 2, рис. 6), в то время, как почвенная микрофлора при значительном окислении н-алканов обеспечивала уменьшение массы образца лишь до 16 %. Вероятно, потеря массы в случае с пластовой микрофлорой связана с преимущественным окислением УВ другого строения – ароматических и/или нафтеновых.

Таблица 2 – Процент уменьшения массы образца и изменение Ki нефти месторождения Белый Тигр после биодеградации пластовой и почвенной микрофлорой

Ассоциация микрофлоры, состав родов

Потеря массы, %

Ki

Пластовая: Bacillus, Pseudomonas, Micrococcus, Arthrobacter, Mycobacterium

37

1.65

Почвенная: Bacillus, Pseudomonas

16

6.24

Контроль

5

0.54

Рисунок 6 - Изменение ММР н-алканов нефти месторождения Белый Тигр после биодеградации пластовой и почвенной микрофлорой

Таким образом, композиция ИХН-КА в качестве питательного минерального субстрата активизирует окисление микроорганизмами н-алканов нефти и накопление альдегидов в культуральной среде.

Глава 6. Вытеснение нефти углеводородокисляющей микрофлорой и нефтевытесняющими композициями и сопутствующее изменение состава УВ нефти

В 6 главе приведены результаты моделирования вытеснения нефтей с различной вязкостью на примере высоковязкой нефти месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и маловязкой нефти Лас-Еганского месторождения (Западная Сибирь). Кроме того, приведены результаты анализа состава насыщенных, ароматических углеводородов и дибензтиофенов в исходной, остаточной и вытесненной нефти Лас-Еганского месторождения.

Насыпные линейные модели пласта представляли собой колонки, заполненные дезинтегрированным керном, насыщенные исследуемой нефтью и затем отмытые водой до полной обводненности.

Доотмыв вязкой нефти месторождения Белый Тигр проводили в условиях неоднородной проницаемости (из двух параллельных колонок с разной проницаемостью) с помощью углеводородокисляющей микрофлоры в сочетании с концентрированной (50 %) и разбавленной (5 %) композицией ИХН-КА (таблица 3). После введения в модель исследуемой композиции модель закрывали и термостатировали 3-5 суток при 60-100 0С, затем отмывали водой до полной обводненности. По количеству дополнительно вытесненной нефти судили об эффективности действия композиции.

Таблица 3 - Вытеснение высоковязкой нефти месторождения Белый Тигр углеводородокисляющей микрофлорой, активизированной композицией ИХН-КА

Параметры

Опыт 1

Опыт 2

Опыт 3

1 колонка

2 колонка

1 колонка

2 колонка

1 колонка

2 колонка

Температура, 0С

100

80

60

Газопроницаемость, мкм2

0.376

1.576

0.565

1.024

0.388

1.744

Поровый объем, см3

36.04

37.13

36.63

37.33

35.54

37.92

Коэфф вытеснения нефти водой до композиции, %

50.8

62.1

55.6

68.0

43.20

53.91

Коэфф вытеснения нефти УОБ и комп. ИХН-КА, %

58.80

67.13

57.9

70.4

45.6

56.7

Прирост коэффициента вытеснения нефти, %

14

12

5.2

6.3

4.22

6.04

Кол.-во биомассы, млрд клет

0.215

3.896

1.839

5.650

0.031

0.5

После термостатирования при 100 0С коэффициент нефтевытеснения из низко- и высокопроницаемой колонки достигал соответственно 59 и 67 %, а его относительный прирост – 14 и 12 % (таблица 3). При 80 0С прирост коэффициента нефтевытеснения был существенно ниже: 5.2 и 6.3 % для низко- и высокопроницаемой колонок соответственно, что объясняется неполным гидролизом карбамида при 80 0С и вследствие этого отсутствием оптимальной для ПАВ щелочной среды. После доотмыва нефти микрофлорой и разбавленным раствором ИХН-КА при 60 0С прирост коэффициента нефтевытеснения составил 4.2 и 6.0 %.

Показано, что в условиях неоднородной проницаемости фильтрация закачиваемых жидкостей и вытеснение нефти происходят сначала из высоко-, затем из низкопроницаемых участков пласта (рис. 7-8).

Рисунок 7 – Доотмыв нефти месторождения Белый Тигр углеводородокисляющей микрофлорой и композицией ИХН-КА при низкой проницаемости (1 колонка, опыт № 2)

Но закономерность вытеснения нефти, микрофлоры и компонентов композиции была общей во всех экспериментах: сначала наблюдали вытеснение нефти, затем выход компонентов композиции, затем фильтрацию микроорганизмов, после чего дополнительное вытеснение нефти. Основной объем нефти вытеснялся концентрированной композицией, дополнительный выход нефти связан с действием микрофлоры.

Рисунок 8 – Доотмыв нефти месторождения Белый Тигр углеводородокисляющей микрофлорой и композицией ИХН-КА при высокой проницаемости (2 колонка, опыт № 2)

Доотмыв маловязкой нефти Лас-Еганского месторождения проводили с помощью взвеси углеводородокисляющих бактерий и 1 % композиции ИХН-100, контролем служил стерильный раствор ИХН-100 в равной концентрации (таблица 4). Модели термостатировали 10-30 суток при 35-40 0С, затем промывали водой до полной обводненности продукции.

Таблица 4 - Вытеснение нефти Лас-Еганского месторождения углеводородокисляющей микрофлорой, активизированной композицией ИХН-100

Параметры

Номер модели

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»