Полная версия

Главная arrow География arrow Биотехнология нефтедобычи: принципы и применение

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>

О механизмах биотехнологий нефтедобычи

Биотехнологические методы вытеснения нефти одновременно сочетают в себе ряд физико-химических способов воздействия на пласт:

  • • полимерное и мицеллярное заводнение;
  • • улучшение моющих свойств воды с помощью ПАВ;
  • • закачку углекислого газа и других газов, карбонизированной воды и др.

При использовании биотехнологий повышение нефтеотдачи определяется совокупностью целого ряда взаимосвязанных микробиологических и обусловленных ими физико-химических процессов. В связи с этим представление о механизмах вытеснения нефти при использовании биотехнологий можно получить при рассмотрении всей совокупности этих процессов.

При биотехнологическом воздействии на нефтяной пласт, как правило, обнаруживается образование следующих основных агентов нефте-вытеснения:

  • • кислот, спиртов, эфиров и др. соединений;
  • • растворителей;
  • • газов: СО2, СН4, азота, водорода и др.;
  • • биоПАВ и биополимеров (биозагустителей).

При питательном заводнении пласта все указанные соединения, образующиеся непосредственно в различных зонах пласта, оказывают существенное воздействие на физико-химические свойства пластовых флюидов в системе нефть - вода - пористая среда.

Одним из наиболее важных механизмов, участвующих при вытеснении нефти, принято считать образование кислот, спиртов, растворителей и газов.

Кислоты и спирты растворяют карбонатные породы, препятствуют солеотложению, что способствует увеличению пористости и проницаемости пород. Особенностью карбонатных пород является то, что кислые продукты микробного происхождения нейтрализуются карбонатной породой с одновременным улучшением проницаемости и приемистости

2СН3СН2СООН + СаС03 Са(СН3СН2СОО)2 + С02 + Н20

Этот процесс также способствует поддержанию pH пластовой воды в оптимальном режиме для деятельности микроорганизмов биоценоза бактериального фильтра как продуцента нефтевытесняющих агентов и обеспечивает высокие и стабильные скорости сбраживания вносимых в пласт при питательном заводнении углеводных субстратов.

Растворители непосредственно участвуют в экстракции капельной и пленочной нефти из пород, улучшают смачиваемость пород.

При разложении органических соединений образуются газы, которые оказывают многофакторное воздействие на пластовые флюиды: на давление, pH и вязкость воды, коэффициент сжимаемости нефти и давление насыщения, плотность, вязкость и объемное расширение нефти, поверхностное натяжение нефтей на границе с водой, на фазовые проницаемости пластовых флюидов, набухание глин, проницаемость пород и т.д.

Так, при питательном заводнении пласта углеводными веществами, например, молочной сывороткой, в аэробной зоне биофильтра в процес-

се окисления может образоваться до 39 300 л углекислого газа (1754 моль) из органических веществ, содержащихся в 1 м3 сыворотки. Согласно уравнению состояния идеального газа (РУ-пКГ) избыточное давление, которое будет создаваться в зоне пласта, занимаемой этим объемом газа, будет равно (при температуре пласта 25°С)

nRT

V

  • 754 моль - 0,08206 (л • атм • / моль • град) • 298°
  • 39300 л
  • -1,09 атм >

где Я - газовая постоянная, равная 0,08206 (л атм)/(моль град.); V - объем газа; п - количество молей; Т- температура пласта (25°+273°).

Согласно расчетам в анаэробной зоне биофильтра при сбраживании такого же объема сыворотки потенциально может образоваться около 51,2 м3 биогаза, на 30% (15,4 м3) состоящего из углекислого газа и на 70% - из метана (З5,8м3). Общее избыточное давление, которое будет создаваться газовой смесью в пласте в зоне формирования, будет равно сумме парциальных давлений каждого из компонентов: Робщ. = Рсн4 + Рсо2- Используя уравнение состояния идеального газа, определяем парциальное давление каждого из газов:

35 800 л 0,08206 298 22,4 л ' 35 800

= 1,09 атм

15 400 л 0,08206-298 22,4 л ' 15 400

= 1,09 атм

Таким образом, Р0бЩ. равно 2,18 атм. Учитывая, что в процессах брожения в анаэробной зоне в газовую фазу кроме углекислого газа и метана выделяются также водород, азот и др. газы, избыточное давление газов в пласте будет равно парциальным давлениям всех газов и превышать давление, создаваемое СО2 и СН4, создавая дополнительно градиент давления в зоне вытеснения. Повышение градиента давления в зоне контакта нефти с углекислым газом будет способствовать повышению, в том числе растворимости этого газа в нефти.

В реальных условиях нефтяного пласта со средней пористостью и высокой фильтрационной способностью (высокие коэффициенты общей и открытой пористости) молекулы всех газов находятся в непрерывном тепловом движении. Благодаря интенсивному теплообмену и массообмену происходит непрерывное перемещение молекул, их диффузия вдоль градиента концентрации, растворение в пластовых флюидах, потребление микроорганизмами.

Углекислый газ влияет на элементы кинетики процесса вытеснения посредством снижения pH воды, вязкости нефти, увеличения вязкости воды, изменения объемного расширения нефти и натяжения смачивания (<т cos в) на границе нефть - вода, снижения интенсивности коалесцен-ции капель нефти и прилипания их к твердой поверхности, увеличения проницаемости пористой среды ввиду растворения карбонатов кальция и магния, меньшей набухаемости глин в карбонизированной воде.

Углекислый газ, растворяясь в воде, снижает ее pH (рис. 25). Наиболее сильное снижение pH происходит уже при содержании СО2 в воде в концентрации 0,05%. Такой уровень снижения pH воды достигается для пластовых вод с минерализацией менее 25-28%.

Давление, требуемое для достижения смешиваемости СО2 с нефтью, - 10-15 мПа. Растворение СО2 в нефти сопровождается процессом массопереноса, так как газ экстрагирует легкие компоненты нефти, переходящие в газообразную форму. Одновременно этот процесс сопровождается увеличением объема нефти, заметным понижением ее вязкости. Увеличение объема нефти и снижение ее вязкости способствует при прочих равных условиях повышению ее подвижности и улучшению условий нефтевытеснения. По мере движения по пласту биогаз - смесь углекислого газа и метана - непрерывно обогащается легкими углеводородами, концентрация которых увеличивается. Образовавшаяся смесь СО2 и легких углеводородов эффективно вытесняет нефть.

углекислый газ, %

Рис. 25. Зависимость pH воды от концентрации в ней СО2

Таким образом, в пласте формируются режимы:

  • • растворенного газа;
  • • несмешивающего вытеснения;
  • • смешивающего вытеснения.

Объемное расширение или «набухание» нефти в пласте вызывает относительное (вторичное) увеличение нефтенасыщающего объема пОро-вого пространства коллектора, в результате чего в добывающих скважинах вытесняется дополнительное количество нефтяной фазы. Объемное расширение может вызвать увеличение коэффициента вытеснения, следовательно и нефтеотдачу пластов при вытеснении нефти углекислотой и карбонизированной водой, образующейся непосредственно в пласте при растворении СО2 в пластовой воде.

Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося углекислого газа наряду с изменением вязкости жидкости (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) можно считать одним из основных механизмов, способствующих вытеснению нефти при питательном заводнении пластов углеводными соединениями.

Известно, что при вытеснении нефти водой в пласте остается 30-50% нефти, удерживаемой капиллярными и адгезионными силами. По этой причине капиллярные силы играют важную роль в процессе вытеснения нефти. На капиллярное вытеснение из пористой среды одной жидкости другой одновременно оказывают влияние геометрия норового пространства, гидрофильность породы, величина натяжения смачивания о собО, эффективная вязкость системы и др. факторы.

Пластовая вода, содержащая углекислый газ, лучше отмывает пленочную нефть. Это объясняется тем, что при контактировании нефти со свободной СО2 и карбонизированной водой, углекислый газ, растворяющийся в нефти в несколько раз лучше, чем в воде, переходит в нефть. В свою очередь уменьшение вязкости и объемное расширение нефти под воздействием СО2 способствует снижению прочности пленки и увеличивает ее подвижность. Снижение натяжения смачивания нефти на границе с водой, происходящее под влиянием СО2, вызывает неравномерное утончение пленочной нефти, снижение ее прочности и повышение подвижности, приводит к очаговым разрывам и образованию капель нефти различного размера. Повышается смачиваемость породы, увеличивается толщина водяной прослойки и ее прочность. Поэтому капли нефти свободнее перемещаются в поровых каналах из-за низкого поверхностного напряжения, не прилипают к породе. Увеличивается фазовая проницаемость пористой среды как для нефти, так и для воды. Нефтеотдача при капиллярном вытеснении нефти углекислым газом и водой, содержащей СО2, увеличивается в 2-5 раз, это характерно в особенности для карбонатных пород.

Взаимодействие пресной воды с терригенными породами, слагающими нефтяные коллекторы, во многих случаях сопровождается снижением их проницаемости вследствие набухаемости глинистых частиц, содержащихся в породе. Углекислый газ, растворенный в пластовой воде, значительно снижает набухаемость глин. Известно, что насыщение пресной воды углекислым газом при давлении 61,1 кгс/см способствует снижению набухания глин на 85-93%. Добавка к воде 1,5-1,7% СО2 снижает коэффициент набухания гидрослюды и каолинита соответственно с 0,78 до 0,65 и с 0,81 до 0,64, т.е. на 16,7 и 21,0%. Для бентонитовой глины это снижение достигает 50,0%. В связи с этим углекислый газ, который образуется в процессе брожения и окисления органических соединений при питательном заводнении пласта, будет в значительной степени снижать набухание глин. Это позволяет на 5-75% повысить проницаемость коллектора.

При питательном заводнении пласта, сочетающегося с внесением микроорганизмов (микроорганизмов активного ила или газообразующих), в составе биоценоза которых содержатся бациллы, коринебакте-рии и др. группы микроорганизмов, в нефтяном пласте этими микроорганизмами наряду с газами и другими продуктами разложения органических соединений могут образовываться и выделяться в среду экстра-целлюлярные биоПАВ. ПАВ микробного происхождения, например, -а, у-, р-эмульсаны образуются также микоформами бактерий и псевдомонадами при разложении нефтяных углеводородов. Роль неионогенных ПАВ в пласте могут играть также жирные кислоты и спирты - продукты микробного разложения углеводородов. Все указанные микробные ПАВ снижают межфазное поверхностное натяжение воды на границе с нефтью и твердой поверхностью до уровня, при котором становятся подвижными глобулы остаточной нефти, удерживавшиеся в пористой среде капиллярными силами. ПАВ типа жирных кислот и спиртов улучшают смачиваемость водой песчаника, гидрофобизированного вследствие адсорбции на нем естественных ПАВ нефтей, содержащих высокие концентрации смол и асфальтенов, влияют на интенсивность капиллярной пропитки водой низкопроницаемых нефтенасыщенных пород и вытеснение из них нефти. ПАВ микробного происхождения могут обладать высокой эмульгирующей способностью и формировать высокодисперсные эмульсии типа нефть в воде, что способствует достижению равномерности продвижения фронта вытеснения созданием повышенного сопротивления в зонах, в которых нагнетаемая вода имеет наибольшую подвижность. Снижение водопроницаемости является следствием защемления эмульгированных частиц в сужениях пор, сопоставимых по размерам с размерами эмульгированных частиц. При межфазном поверхностном натяжении порядка нескольких единиц миллиньютонов на метр, характерных для системы нефть - вода или нефть - разбавленный раствор ПАВ, эти защемленные частички не могут беспрепятственно фильтроваться в пористой среде при пластовых градиентах давления и поэтому создают повышенные сопротивления для фильтрации воды.

Как один из эффективных механизмов вытеснения нефти нельзя не признать возможность образования стабилизированной коллоидной системы типа мицеллярных растворов непосредственно в пласте. При питательном заводнении и наличии углеводородной и водной фаз (для слабоминерализованных пластовых вод) одновременно образуются компоненты, составляющие основу мицеллярных растворов: микробные поверхностно-активные вещества и алифатические спирты.

Псевдомонады и другие микроорганизмы, входящие в состав бактериального фильтра нефтяного пласта, способны при росте на углеводных соединениях образовывать и выделять в среду высокомолекулярные гетерополисахариды, которые обладают вязкостными свойствами и способны при низких концентрациях загущать воду, снижая ее подвижность, тем самым уменьшая значения соотношений динамических вязкостей для нефти и воды (р0= Цн/Рв)- Наряду с этим биомасса микроорганизмов, формирующих биофильтр, а также биополимеры способствуют доизвлечению остаточной нефти в неоднородных пластах за счет селективной закупорки высокопроницаемых пропластков.

Макроразмерные процессы (на уровне моносахаридов (0,5-1 нм), микробактерий (до 10 нм), ионов (1 нм) в биотехнологии воздействия на нефтяные пласты учитывают явления, происходящие в пластовом биофильтре на наноуровне, следовательно их можно отнести к нанонауке.

Принято, что нанотехнологии имеют дело при взаимодействии и интеграции наноструктур - наномасштабных элементов (около 1-100 нм) для получения объектов с новыми физическими, физическими и биологическими свойствами. В пластовом биофильтре имеют место динамичные физико-химические и биохимические процессы, при которых определяющую роль играют явления ионообмена между внесенными и образующимися соединениями, т.е. наноразмерные явления. Поскольку характерные радиусы ионов не превышают 1 нм, технологии регулирования ионообменных явлений в нефтегазовых системах при использовании биотехнологий можно отнести к нанотехнологиям.

В этой связи перспективны разработки нанобиотехнологий, основанных на использовании микроорганизмов - носителей (разносчиков) наночастиц. Микроорганизмы - носители наночастиц (фаэтонщики) могут быть использованы:

  • • для решения проблем повышения нефтеотдачи;
  • • очистки от асфальтопарафиновых отложений (АСПО) нефтяных скважин;
  • • очистки резурвуаров и тэнков, загрязненных нефтью (технологии биоочистки);
  • • очистки вод и почв от различных загрязнений (в технологиях биоочистки).

Это связано с тем, что бактериальная клетка в зависимости от своего размера обладает поверхностью, потенциально характеризующейся высокой емкостью для поглощения наночастиц. Принимая во внимание правило для смесей, состоящих из частиц разного размера, - «большая пожирает мелкую» - наночастицы будут поглощаться и адсорбироваться на поверхности более крупного по своему размеру живой частицей -бактериальной клеткой (рис. 26).

Наночастица Стенка бактерий

с нефтью и жгутики

Рис. 26. Схема бактерии - носителя наночастиц

Из-за своей высокоразвитой поверхности наночастицы обладают свойствами высокоэффективных адсорбентов, т.е. способны поглощать на единицу своей массы во много раз больше нефти, чем макроскопические дисперсии. Нанокапсулы с нефтью, способные прилипать к бактериальным клеткам, которые будут транспортировать нефть от нагнетательной скважины к добывающим может быть решением проблемы повышения нефтеотдачи. Одна бактериальная клетка в зависимости от своего размера и емкости поглощения способна потенциально адсорбировать (адгезировать) на поверхности клеточной стенки, так и на поверхности жгутиков и фибрилл десятки и тысячи наночастиц. При этом можно рассчитать как удельную поверхность бактерий и объем (количество) гидрофобных наночастиц, которые потенциально могут быть адсорбированы, так и ожидаемый технологический эффект. Так, если длина бактериальной клетки составляет 5 мкм, то только на поверхности ее клеточной стенки могут адсорбироваться от 50 до 5000 наночастиц (размером от 100 до 1 нанометра). Не меньшее количество наночастиц может быть адсорбировано на поверхности жгутиков и фибрилл.

При использовании нанобиотехнологий в пласте будет иметь место одновременно два процесса:

  • 1. Бактерии-носители наночастиц будут адсорбировать на своей поверхности остаточную нефть и продвигать ее в сторону добывающих скважин;
  • 2. Бактерии сами будут функционировать как производители нефтевытесняющих агентов - растворителей, газов, биозагустителей, биоПАВ и др.

Бактерии, адсорбирующие наночастицы, будут представлять собой нано-бактериальные капсулы, которые в условиях нефтяного пласта будут работать на наноуровне. Поскольку клеточная стенка бактерий гидрофильна, а наночастицы - гидрофобны, то наночастицы, адсорбированные на поверхности бактериальной клетки, будут адсорбировать гидрофобные компоненты нефти (углеводороды) и ускорять продвижение нефти вдоль по пласту в направлении добывающих скважин. Кроме скорости продвижения самой нефти за счет направленного давления (закачка воды через нагнетаемые скважины) жгутики способствуют ускорению продвижения бактерий с наночастицами с адсорбированной нефтью в среднем от 1,6 до 12 мм/минуту. Это будет способствовать более ускоренному продвижению нефти в сторону добывающих скважин.

В качестве наночастиц-адсорбентов могут быть использованы нефтяные сорбенты - материалы, способные впитывать в больших количествах нефтепродукты. Эти материалы сочетают роль сорбента для нефти и стимулятора роста и развития микроорганизмов. В качестве носителей могут быть использованы около двух сотен различных сорбентов, которые подразделяют на неорганические, природные органические и органоминеральные, а также синтетические. Качество сорбентов определяется главным образом их емкостью по отношению к нефти, степенью гидрофобно-сти (ненамокаемости в воде), плавучестью после сорбции нефти, возможностью десорбции нефти и регенерации или утилизации сорбента.

Неорганические (природные) сорбенты. К ним относятся различные виды глин, диатомитовые породы (главным образом рыхлый диатомит -кизельгур), песок, глауконит, цеолиты, туфы, пемза и т.п. Глина и диатомиты составляют большую часть товара на рынке сорбентов в силу их низкой стоимости и возможности крупнотоннажного производства. Сюда же можно отнести и песок, используемый для засыпки небольших разливов нефти и нефтепродуктов. Однако неорганические сорбенты имеют очень низкую емкость (70-150% по нефти) и совершенно не удерживают легкие фракции типа бензина, керосина, дизельного топлива.

Синтетические сорбенты. Путем переработки отработанных шин разработан сорбент «Сорбойл» - продукт переработки шин и резинотехнических изделий, при утилизации которых вырабатывается каучукоподобное сырье в виде резиновой крошки диаметром от 1 до 3 мм и выше. Из этого исходного материала при вторичной обработке производится кордовое волокно, похожее на вату. Один кубометр сорбойла поглощает 12 кубометров размытой нефти. Могут быть использованы различные губчатые волокнистые материалы. Это пористые структуры, в которых сочетаются наличие высокоразвитой поверхности пор и достаточно высокий уровень физико-механических свойств; сорбционная способность изменяется от 10 до 25г на 1г собственного веса в зависимости от фракции нефтепродукта; позволяют многократный отжим для извлечения нефтепродуктов.

Природные органические и органоминеральные сорбенты. Для

производства наноносителей наиболее привлекательными являются естественное органическое сырье и отходы производства растительного происхождения. Они, как правило, являются органической частью существующих экосистем. Поэтому сорбенты на их основе в наибольшей степени соответствуют экологическим требованиям. В наноносители могут быть переработаны древесная щепа и опилки, модифицированный торф, высушенные зернопродукты, шерсть, хлопковый линт, сапропель, гуминовые кислоты (например, гумигель), макулатура (табл. 21). Могут быть перспективны сорбенты, получаемые, в частности, из отходов сельскохозяйственного производства, например, на основе гидролизного лигнина, шелухи гречихи и риса, овса, ржи, подсолнечника, чрезвычайно эффективны для очистки поверхности почвы от нефтепродуктов (Каменщиков Ф.А., Богомольный Е.И., 2003; Хлесткин Р.Н., Самойлов Н.А., 2000). Одним из лучших природных сорбентов, сопоставимым по своей нефтеемкости с модифицированным торфом, является шерсть. Она может поглотить до 8-10 тонн нефти на тонну своей массы.

Таблица 21

Основные характеристики сорбентов природного происхождения

Вид сырья и отходов

Нефтеемкость, % об. масс.

Торф

800-1000

Рисовая шелуха

600-1000

Шерсть

800-1000

Хлопковые отходы (линт)

600 - 3000

Пеньковолокно

1000-1300

Лузга подсолнечника

600-800

Кукурузные початки (отходы)

500-700

Отходы переработки трав

400 - 650

Древесные опилки

450-850

Опавшая листва

800-900

Очень эффективны сорбенты на основе сапропеля (Артемов А.В., 2004). Нефтяные сапропелевые сорбенты представляют собой порошкообразный материал, изготовляемый из природных органических и органоминеральных материалов с использованием технологий, исключающих применение химических реактивов. Достоинством нефтяных сапропелевых сорбентов являются: экологическая чистота, обусловленная использованием природного органического сырья, и безреагентная технология их получения; высокая гидрофобность. Аналогами углеродного сорбента являются сорбенты типа ДАК, БАУ, ЛАУ (Россия) и сорбенты зарубежных фирм N0111;, Сйетунтт, Са1доп Согр.

Для производства наночастиц-носителей можно использовать сорбенты, содержащие ПАВ, которые могут быть эффективны для адсорбции очень тонких пленок нефтепродуктов.

Наночастицы-сорбенты можно вносить в призабойные зоны скважин как непосредственно без микроорганизмов, так и путем совместного внесения биомассы микроорганизмов и носителей. В первом случае наночастицы будут адсорбировать нефтяные пленки из породы и выносить их с потоком пластовой жидкости в зону откачки сырья. Во втором случае наночастицы, адгезированные на поверхности бактериальных клеток будут адсорбировать нефтяные пленки из пород и выносить их в зону добычи при продвижении пластовой жидкости в зону откачки сырья. Использование того или иного методического подхода будет определяться технологической необходимостью и физико-химическими условиями пласта.

Рассмотренные выше процессы в своей совокупности оказывают существенное воздействие на реологию пласта и пластовых флюидов, на физико-химические свойства пласта, в конечном счете на нефтевытесне-ние. Трудно вычленить определяющий, доминирующий механизм нефте-вытеснения. Все указанные механизмы имеют место быть одновременно. Вероятно, высокая эффективность биотехнологий не есть функция какого-либо одного фактора, как это имеет место при использовании физико-химических методов воздействия, а определяется интегральным воздействием многих факторов, из коих наибольшее значение имеет газовый фактор, смачивающая и эмульгирующая способность, явления пенообразования, растворения. Однако тот или иной фактор, механизм воздействия на каждом отдельном участке может играть большую или меньшую роль в процессе вытеснения. Это в свою очередь определяется выбранной технологией воздействия, физико-химическими условиями пласта и другими факторами.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>