книги из ГПНТБ / Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях

Чтобы проследить за деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий и образованием сероводорода при движении закачи­ ваемой воды от устья нагнетательных скважин в глубь пласта, были проведены специальные исследования на Ромашкинском месторожде­ нии. Внутриконтурные нагнетательные скважины, находящиеся под закачкой воды более одного года, открывали на самоизлив в течение

при закачке воды в нефтеносные пласты горизонта Дт. Полученные данные рассматривались в зависимости от объема

извлеченной из скважин воды. В результате была установлена общая для всех скважин закономерность в изменении биохимического состава воды по мере ее излива из пласта.

В качестве примера на рис. 38 приведены графики изменения биохимического состава воды, извлеченной из нагнетатальной сква­ жины 424 по колонне насосно-компрессорных труб диаметром 62 мм и длиной 1600 м (в скважине вскрыт пласт мощностью 12 м

80

1

6 Заказ 5і

мерно одинаковое количество бактерий, в том числе сульфатвос­ станавливающих. По солевому составу (рис. 38, б) эти пробы также не различаются. Сероводорода в них нет.

Резкое увеличение количества бактерий наблюдается в после­

в этих пробах обнаружено множество других микроорганизмов: углеводородоокисляющих и сапрофитов. Содержание кислорода (рис. 38, в)

По мере дальнейшего извлечения воды из призабойной части пласта концентрация сероводорода в ней возрастает и достигает максимума, а содержание сульфатов убывает и достигает минимума после извлечения 50 м3 воды. При радиальной фильтрации такой объем воды может заполнить пласт (мощностью 12 м и пористостью 20%) в радиусе 3,4 м от скважины, если коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды принять равным 0,7.

Приведенные данные показывают, что процесс восстановления сульфатов начинается непосредственно у стенки нагнетатальной скважины и заканчивается в призабойной части пласта радиусом более 3,4 м.

По другим исследованным нагнетательным скважинам радиус очага развития и активной деятельности сульфатвосстанавлива­

жин восстанавливается 90—95% сульфатов, содержащихся в закачи­ ваемой воде. Оставшиеся в воде сульфаты за пределами призабойной зоны не восстанавливаются до сероводорода, несмотря на то, что в глубь заводняемых пластов проникают, хотя и в незначительных количествах, сульфатвосстанавливающие и другие аэробные бактерии.

образование сероводорода на минеральной среде с нефтью при раз­ витии комплекса бактерий, выделенного из заводненной части пластов Ромашкинского месторождения, происходит при темпера­

82

ливающие бактерии и другие микроорганизмы, становится своеоб­ разным генератором сероводорода. Закачиваемая вода, проходя призабойную зону внутриконтурных нагнетательных скважин, теряет значительную часть сульфатов и обогащается сероводородом.

Аналогичные результаты получили X. К. Конгер и др. [77], проводя биохимические исследования воды при ее изливе из нагне­ тательных скважин на месторож­ дении Ренджели (США). В излива­ ющейся из скважин воде было об­ наружено до 60 мг/л сероводорода.

дородная вода. При этом установ­ лено, что перед фронтом ее продвигается вода, не содержащая серо­

водорода, закачанная в первый год работы нагнетательных скважин (рис. 39). Сероводородная вода появляется в эксплуатационных скважинах, когда обводненность их продукции достигает 70% и более. С появлением сероводородной воды в эксплуатационных скважинах заметно повышается скорость коррозии нефтепромысло­ вого оборудования.

2.ИЗМЕНЕНИЕ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ

ИПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПОД ВЛИЯНИЕМ СУЛЬФАТВОССТАНАВЛИВАЮЩИХ БАКТЕРИЙ

Известно, что тяжелые сернистые нефти содержатся в горизонтах с активным водообменом, а легкие парафинистые нефти — в гидро­ геологически закрытых структурах.

По мнению многих исследователей [3, 69, 114, 154], главной причиной утяжеления нефти в анаэробных условиях является окис­ ление легких углеводородов в результате биогенного восстановления сульфатов до сероводорода в водах, омывающих залежи. В пользу именно такого понимания явления окисления нефти имеется много данных лабораторных исследований и промышленных наблюдений.

Так, экспериментальные исследования В. А. Успенского, А. И. Горской и И. П. Карповой [153 ] показали уменьшение коли­ чества парафинов на 31% и увеличение плотности нефти с 0,838 до 0,855 г/см3 при образовании сероводорода сульфатвосстанавливающими бактериями в течение 6 мес. Характер процесса окисления

нефти в условиях образования сероводорода бактериями отличался от простого выветривания: при выветривании образуются кислые ком­ поненты, тогда как при анаэробном бактериальном окислении сохраня­ ются основные признаки первичного типа нефти, несмотря на возраста­ ние количества асфальтосмолистых соединений. Авторы полагают, что

бактерии развиваются за счет неуглеводородных соединений нефти. Это мнение основано на том, что сульфатвосстанавливающие бакте­ рии, обладая в отношении питания избирательной способностью, используют наиболее легко поддающиеся расщеплению вещества — жирные кислоты, азотистые основания, а затем лишь углеводороды.

Исследования 3. А. Колесник [76 ] показали, что характер изме­ нения парафинистой и смолистой нефтей под влиянием жизнедея­ тельности бактерий различен. Однако во всех экспериментах как с парафинистыми, так и со смолистыми нефтями отмечено изменение качественного состава асфальтенов, которое сводилось к увеличению содержания в них серы с 0,94 до 1,37% и снижению общего коли­ чества углерода на 0,6%. Содержание парафина в нефти при вне­ сении в пробы сульфатвосстанавливающих бактерий и микроорга­ низмов из рода Pseudomonas уменьшилось на 5%.

Т. Л. Симакова и 3. А. Колесник [141 ] наблюдали активное участие - в изменении свойств нефти сульфатвосстанавливаюгцих бактерий совместно с другими микроорганизмами (вид последних не указан). Авторы объясняют это тем, что нефть становится доступ­ ной для сульфатвосстанавливающих бактерий после того, как в ней произойдут какие-то изменения. При этом допускается возможность выделения некоторыми группами бактерий веществ, активизиру­ ющих жизнедеятельность бактерий, восстанавливающих сульфаты.

Прямым доказательством окисления пластовой нефти в процессе восстановления сульфатов является нахождение тяжелой смолистой нефти совместно с сероводородной водой.

Дж. Роджерс [136], изучая изменение свойств пластовых вод нефтяных месторождений Калифорнии, установил определенную закономерность в распределении нефти по разрезу. Тяжелые смо­ листые нефти сопровождались бессульфатными водами с сероводо­ родом, в то время как более легкие парафинистые нефти были свя­ заны с бессероводородными водами. Хотя Дж. Роджерсу в то время не было известно о присутствии в нефтяных пластах сульфатвос­ станавливающих бактерий, однако на основании достаточно много-

84

численных наблюдений он считал, что отсутствие сульфатов в пласто­ вых водах вблизи тяжелых нефтей далеко не случайное явление. Так, тяжелые вязкие нефти плотностью 0,993 г/см3 в верхних пла­ стах Сансет-Мидвей он рассматривает как результат окисления неф­ тей в процессе восстановления сульфатов.

Н. Гефер [174] отмечает, что в сопровождающих тяжелые нефти водах не только присутствуют сероводород и бикарбонаты, но и от­ сутствуют сульфаты. Известно также, что для пород пермотриасовых и каменноугольных отложений нефтяных месторождений Ска­ листых гор (США) повсеместно характерны тяжелые сернистые нефти в сочетании с бессульфатными водами, содержащими серо­ водород, в то время как с более легкими парафинистыми нефтями других горизонтов связаны обычно воды без сероводорода.

По мнению А. И. Леворсена [97], нахождение тяжелых нефтей и сероводородной воды в каменноугольных отложениях некоторых

Сочетание тяжелых смолистых нефтей с сероводородными водами установлено и для нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Сред­ ней Азии, Сахалина, Эмбы и других районов, где нефтеносностьприурочена к карбонатным коллекторам.

Характеризуя нефти Урало-Поволжья, В. А. Кротова [92] неоднократно отмечает, что тяжелые вязкие высокосернистые смо­ листые нефти, содержащие небольшое количество бензиновых фрак­ ций и парафина, залегают в пластах пермских и каменноугольных отложений, в пластовых водах которых обнаруживается сероводород и сульфатвосстанавливающие бактерии. Автор указывает, что в приконтурной зоне более резко выражено изменение свойств нефти, чем в остальной залежи. В качестве примера В. А. Кротова приводит свойства нефти турнейских известняков в Шакше. Скважина, распо­ ложенная в своде турнейских известняков, фонтанировала нефтью плотностью 0,859 г/см3 с содержанием серы 2,27%, а скважина, расположенная вблизи водо-нефтяного контакта — нефтью плот­ ностью 0,904 г/см3 с содержанием серы до 2,78%.

Изменение свойств нефти под влиянием процесса восстановления сульфатов прослежено в региональном направлении по пласту Б 2 карбона месторождения Самарской Луки К. Б. Ашировым [15]. Им обнаружены наиболее тяжелые нефти с низким выходом бензи­ новых фракций в западной части Самарской Луки, где наблюдается активное восстановление сульфатов до сероводорода бактериями вследствие опреснения пластовой воды.

Закономерное увеличение содержания смолистых и асфальтовых компонентов и уменьшение содержания легких фракций в нефти по мере приближения к водо-нефтяному контакту на Калиновском месторождении отмечено В. А. Лобовым и Н. А. Карповой [108].

85

иобогащается кислыми газами — сероводородом и углекислый

газом, что снижает ее pH.

В. А. Сулин [147] считает, что при образовании сероводорода сульфатные ионы замещаются карбонатными. В результате этого* воды сульфатно-хлоридно-натриевого типа превращаются в гидро- карбонатно-хлоридно-натриевые.

В. Т. Малышев и М. В. Гасанов [112] наблюдали некотороеснижение поверхностного натяжения на границе нефть—вода в про­ цессе восстановления сульфатов вследствие образования бикарбо­ натов и органических кислот при окислении нефти либо различных

органических веществ. Однако такого явления не наблюдала В. А. Кузнецова [82].

Углекислый газ, выделяющийся при окислении нефти и вос­ становлении сульфатов, способствует выпадению вторичного каль­

в результате восстановления сульфатов в процессе окисления нефти было установлено экспериментальным путем И. В. Сазоновой [139]. Обнаруженный кальцит оказался по своему характеру аналогичным вторичному кальциту нефтяных залежей.

К. Б. Аширов полагает, что образование и отложение вторичных кальцитов на разделе воды и нефти способствует изоляции залежи от водонапорной системы. В качестве примера он приводит Мухановскую залежь нефти, которая после формирования оказаласьполностью изолированной с подошвы вторичным кальцитом и битумом.

Большую опасность в отношении закупорки поровых канадок пласта представляют сами сульфатвосстанавливающие бактерии, находящиеся в закачиваемой воде. Так, в опытах Дж. Бека за сутки фильтрования воды с бактериями проницаемость плотных песчани­

из-за развития сульфатвосстанавливающих бактерий в системе завод­ нения.

Э. Бирштекер [28 ] указывает, что при наличии в воде сернистогожелеза и до 4 500 ООО в 1 мл сульфатвосстанавливающих бактерий наблюдалось снижение проницаемости алевролитов на 50% и более,, а песчаников — на 20% .

Таким образом, опасность закупорки заводняемых пластов зави­ сит от их коллекторских свойств, масштаба заводнения и количествен­ ного содержания сульфатвосстанавливающих бактерий в закачи­ ваемой воде, а также от типа системы водоснабжения (закрытая или открытая схема подготовки воды). Поэтому многие специалисты по заводнению нефтяных месторождений подчеркивают необходи­ мость изучения условий развития бактерий, содержащихся в нагне­ таемой воде, чтобы уметь подавлять их вредную деятельность при законтурном и внутриконтурном заводнении пластов.

87

3.КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

ПР И ОБРАЗОВАНИИ СЕРОВОДОРОДА В ПЛАСТАХ

Как показано выше, при образовании сероводорода бактериями пластовая жидкость одновременно обогащается углекислым газом. Наличие в добываемой жидкости сероводорода и углекислого газа приводит к усилению как химической, так и электрохимической коррозии нефтепромыслового оборудования. Металл оборудования реагирует с сероводородом с образованием сернистого железа:

Fe + HaS — F e S + H s 1

Отложение сернистого железа на поверхности оборудования и трубопроводов способствует возникновению гальванических пар (анода и катода). При этом сернистое железо служит катодом, а

до сероводорода микроорганизмами свидетельствуют данные лабо­ раторных и промысловых наблюдений.

Э. А. Рейнфельд [135] показала, что стальные образцы в пласто­ вой воде, где развиваются сульфатвосстанавливающие бактерии, подвергаются разрушению в 11—13 раз быстрее чем в стерилизован­ ной пластовой воде.

Ф. Уормуэлл и Т. Фаррер [182] на основании исследования электрохимической коррозии в анаэробной среде пришли к выводу, что в результате деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий на поверхности железа значительно повышается отрицательный потенциал и более интенсивно разрушается образец, чем это наблю­ дается на контрольных образцах, помещенных в ту же среду, но •стерильную.

Опыты, проведенные нами в ТатНИПИнефти, показывают, что даже при небольшом содержании сероводорода в воде (2,0—4 мг/л) скорость коррозии металла увеличивается в 3—5 раз. В тех слу­ чаях, когда концентрация сероводорода в воде составляет 6—8 мг/л, металл разрушается в 8—11 раз быстрее, чем в бессероводородной воде.

По данным А. А. Гоника [44 ], на Ишимбаевском нефтяном место­ рождении, где сероводород образуется в пластах биогенным путем, нефтепроводы и газопроводы в пониженных участках выходят из строя через несколько месяцев эксплуатации, тогда как срок слуя<бы трубопроводов, по которым перекачивают жидкость или газ без сероводорода, составляет более 10 лет. Автор указывает, что в пони­

88