1. ПОКАЗАТЕЛИ И НОРМЫ КАЧЕСТВА ВОДЫ
1.1. Водородный показатель (рН)
Значение рН должно находиться в пределах: от 4,5 до 8,5.
При снижении коэффициента приемистости нагнетательных скважин с начала закачки воды на 20 % следует проводить работы по восстановлению фильтрационной характеристики призабойной зоны и, при необходимости, улучшать качество закачиваемой воды.
1.3. Совместимость с пластовой водой и породой
При контакте в пластовых условиях закачиваемой воды с пластовой водой и породой коллектора может быть допущено снижение фильтрационной характеристики в соответствии с п. 1.2.
1.4. Размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти.
При закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью свыше 0,1 мкм 2 должно быть 90 % частиц не крупнее 5 мкм.
При закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью до 0,1 мкм 2 — не крупнее 1 мкм.
1.5. Содержание нефти и механических примесей
В зависимости от проницаемости и относительной трещиноватости коллектора допустимое содержание нефти и механических примесей устанавливается по таблице 1 приложения 1.
1.6. Содержание растворенного кислорода
Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/л.
1.7. Набухаемость пластовых глин
Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна превышать значения их набухаемости в воде конкретного месторождения.
1.8. Коррозионная активность
При коррозионной активности воды свыше 0,1 мл/год необходимо предусматривать мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования.
1.9. Содержание сероводорода.
В воде, нагнетаемой в продуктивные коллектора, пластовые воды которых не содержат сероводород или содержат ионы железа, сероводород должен отсутствовать.
1.10. Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ)
Не допускается присутствие СВБ в воде, предназначенной для закачки в пласты, нефть, газ и вода которых не содержат сероводород.
1.11. Содержание ионов трехвалентного железа
При заводнении продуктивных пластов, содержащих сероводород, устанавливать возможность образования сернистого железа, необходимость и мероприятия для удаления ионов трехвалентного железа из воды.
2. КОНТРОЛЬ ЗА КАЧЕСТВОМ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ и периодичность отбора проб
2.1. Технологические приемы очистки и подготовки воды выбирают в соответствии с приложением 2.
2.2. Контроль за качеством подготовленной для заводнения воды осуществлять: на выходе из водоочистной установки и на устье наиболее удаленной нагнетательной скважины.
2.3. Периодичность контроля качества воды устанавливается по согласованию технологической и геологической службами производственных объединений в зависимости от свойств закачиваемой воды и характеристики продуктивных коллекторов.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Допустимое содержание механических примесей и нефти в закачиваемой
в продуктивный коллектор воде с целью поддержания пластового давления
Коэффициент относительной трещиноватости коллектора
Источник
Что такое свб вода
Бактерициды нашли также широкое применение для стабилизации и увеличения срока службы буровых растворов и при проведении комплекса мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов.
ВРЕД, НАНОСИМЫЙ БАКТЕРИЯМИ
На сегодняшний день общеизвестным и доказанным является отрицательное воздействие микроорганизмов на процессы нефтедобычи, начиная от бурения скважин и заканчивая транспортировкой товарной нефти.
При бурении жизнедеятельность целлюлозоразлагающих и других видов бактерий приводит к быстрому ухудшению технологических свойств бурового раствора, которое выражается, в частности, в повышении показателя фильтрации. При добыче нефти методом заводнения пласта вместе с закачиваемой водой бактерии поступают в систему поддержания пластового давления, в пласт и в систему сбора и подготовки нефти при использовании поверхностных вод. Повышенная зараженность нефтепромысловой воды разнообразными группами бактерий приводит к снижению проницаемости пород, закупориванию призабойных зон и, как следствие, к снижению нефтеотдачи. Жизнедеятельность микроорганизмов в системе нефтесбора и ППД1 приводит к резкому увеличению скорости наиболее опасной локальной коррозии оборудования. Доказано, что основную опасность представляют так называемые сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ).
Известно, например, что в стерильной среде, содержащей до 500 мг/л сероводорода, скорость коррозии низка из-за пассивации поверхности (образуется пленка сульфида железа), а при заражении СВБ защитная пленка разрыхляется и скорость коррозии резко возрастает (1). Это обусловлено образованием на поверхности металла колоний микроорганизмов, которые выделяют концентрированный сероводород, усиливают электрохимическую коррозию за счет повышения проводимости между катодными образованиями сульфида железа и анодной поверхностью металла (т.е. за счет деполяризации на локальных участках поверхности), а также изолируют поверхность металла от воздействия обычных ингибиторов коррозии.
Исследования, проведенные на месторождениях, входящих в ООО «Лукойл-Коми», показали, что при концентрации сероводорода в объеме среды около 100 мг/дм³ под отложениями продуктов коррозии и адгезионных форм бактерий концентрация биогенного сероводорода достигает 1400 мг/дм³. Это приводит к увеличению скорости коррозии локальных участков: в системе ППД – до 3,5 мм/год, а в скважине – до 25-30 мм/год. Разрушения на водоводах носят язвенный характер, располагаются по нижней образующей труб под слоем продуктов коррозии, характеризуются наличием слизи, липкостью и хорошей сцепляемостью с поверхностью (2).
Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35-40°С, присутствие углеводородокисляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. С увеличением обводненности, содержания углекислого газа и СВБ создаются условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД1 (3).
Процессы активной жизнедеятельности СВБ катализируются ионами железа, поэтому наиболее благоприятные условия для образования адгезионных форм бактерий формируются в системе подготовки нефти и утилизации сточных вод промыслов. Кроме резкого увеличения скорости локальной коррозии, под биоценозом неизбежно происходит активный процесс сульфидного наводороживания металла, что приводит к его хрупкости и еще быстрее выводит из строя стенку трубы или днище емкости (6).
ПОДАВЛЕНИЕ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ СВБ ПРИ ПОМОЩИ БАКТЕРИЦИДОВ
Наиболее распространенным методом подавления жизнедеятельности микроорганизмов в условиях нефтедобычи является применение химических реагентов органической природы – бактерицидов.(4).
Для подавления жизнедеятельности СВБ ОАО НПО «Технолог» выпускает 6 марок бактерицидных препаратов серии ЛПЭ; последовательное применение различных бактерицидов этой серии исключает адаптацию бактерий. Начало производству и применению бактерицидов ЛПЭ было положено в 1986 году освоением промышленного производства первого препарата этой серии – «Бактерицида ЛПЭ–11». Более 20 лет научных исследований позволили многократно повысить эффективность бактерицидов ЛПЭ и отработать методику их применения. На бактерициды ЛПЭ имеются все необходимые сертификаты и разрешения на применение в процессах добычи и подготовки нефти. Полное подавление СВБ достигается, в зависимости от марки препарата, при дозировке от 50 до 300 мг/л.
ПРИМЕНЕНИЕ БАКТЕРИЦИДОВ ДЛЯ СТАБИЛИЗАЦИИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
Все шире применяются бактерициды серии ЛПЭ для стабилизации биоразлагаемых компонентов буровых растворов. Здесь введение бактерицида обеспечивает не только подавление сульфатвосстанавливающих и целлюлозоразлагающих бактерий, но и снижает концентрацию сероводорода, улучшает смазочные и противоизносные свойства промывочной жидкости, что, в конечном счете, увеличивает пробег долота, снижает загрязнение окружающей среды сероводородом. Важнейшим фактором, определяющим возможность использования бактерицида в составе бурового раствора, является его влияние на реологические свойства. Исследования, проведенные в БашНИПИнефть, показали, что введение бактерицида ЛПЭ-32 в буровой раствор приводит к повышению структурно-механических и реологических показателей глинистого раствора; кроме того, этот препарат был рекомендован как нейтрализатор сероводорода (10).
Сравнительные испытания, проведенные в ОАО «АЗГП» (Альметьевский завод глинопорошка) показали, что введение в глинистый раствор бактерицида ЛПЭ-32 в количестве 0,05% позволяет стабилизировать параметры бурового раствора во времени. Так показатель фильтрации исходного свежего раствора составил 5,6 см3, без введения бактерицида через 5 дней он увеличился до 18,8 см³,а при введении 0,05% ЛПЭ-32 сохраняется на уровне 5-6 см³ в течение 15 суток (через 15 суток опыт прекратили). Аналогично были испытаны несколько других бактерицидов: «Катамин», «СНПХ-1004», «СНПХ-1003», однако ни один из них не оказывал столь эффективного стабилизирующего действия на параметры раствора (табл. 1) Далее в ходе испытаний было показано, что бактерицид ЛПЭ-32 хорошо совместим не только с глинистыми, но и с биополимерными буровыми растворами. С 2007 г. он успешно применяется и для стабилизации биополимерных растворов. Благодаря применению бактерицида ЛПЭ-32, удалось увеличить время работы буровых растворов с 14 до 30 суток (9).
г/см 3
сек.
см 3 /30 мин.
омм
мм
Табл. 1. Лабораторные исследования по определению эффективности бактерицидов различной модификации
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ
Применение бактерицидов ЛПЭ позволяет также повысить нефтеотдачу пласта. Этот эффект связан с удалением биообразований в призабойных зонах скважин и продуктивном пласте.
При промысловых испытаниях на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири применение бактерицида ЛПЭ-11 позволило увеличить приемистость нагнетательных скважин на 30-50%, обводненность продукции снизить на 1,5-5,0 %, добычу нефти повысить на 0,3-0,5% (7).
Для повышения нефтеотдачи особенно эффективно совместное применение неионогенных ПАВ и бактерицида ЛПЭ. Эти компоненты могут быть введены как по отдельности, так и в виде готовой композиции ЛПЭ-НОЛ. Здесь эффект связан с защитой неионогенного ПАВ от биодеструкции, а также с уменьшением адсорбции ПАВ на породе. Так по данным лабораторных и промысловых испытаний при совместной закачке раствора неионогенного ПАВ и бактерицида ЛПЭ-11 адсорбция ПАВ уменьшается на 30-40%, а биодеструкция – на 90-100%. Известный метод повышения нефтеотдачи путем закачки раствора полиакриламида также очень хорошо сочетается с применением бактерицидной обработки – бактерицид защищает полиакриламид от разложения.
ПРИМЕНЕНИЕ ДЛЯ УСИЛЕНИЯ ДЕЙСТВИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ
При применении бактерицида ЛПЭ- 32 совместно с неионогенными деэмульгаторами наблюдается синергетический эффект резкого увеличения скорости деэмульсации водонефтяной эмульсии. Проведенные исследования показали, что скорость отделения воды увеличивается от 2 до 6 раз. Этот эффект может быть успешно использован при обработке скважин, страдающих от вязких эмульсий и АСПО, а также там, где время деэмульсации ограничено и не достигается необходимая степень отделения воды.
ПРИМЕНЕНИЕ БАКТЕРИЦИДОВ ЛПЭ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ БИОКОРРОЗИИ
Наиболее подвержены биокоррозии системы поддержания пластового давления и системы сбора и подготовки нефти. Необходимость обработки определяется анализом нефтепромысловой воды на зараженность СВБ по стандартной методике (5).
Так, анализом на зараженность проб воды на Кушкульском месторождении было установлено, что в продукции добывающих скважин (в пластовой воде) содержится до 10² Кл/см³ СВБ. В закачиваемых же в пласт сточных водах содержатся уже активные формы СВБ в количестве 106-1010 Кл/см³. Учитывая, что наиболее активные формы СВБ появляются в резервуарах очистных сооружений и в водоводах, в данном случае следует уничтожать СВБ в первую очередь в системе утилизации сточных вод (6).
После определения зараженности подбирают наиболее эффективную для данных конкретных условий марку бактерицида, – естественно, учитывая его стоимость, и проводят обработку либо локальных объектов, либо всей системы, что, конечно, приносит больший эффект.
Возможны два варианта проведения бактерицидной обработки – это либо периодическая 1-2 раза в год обработка всего объема нефтепромысловой жидкости ударными дозами бактерицида, при этом его подают в количестве от 0,5 кг/м³ до 2 кг/м³ нефтепромысловой воды в течение 1-2 суток, либо непрерывная дозировка при концентрациях от 30 до 150 мг/дм³.
После обработки ударной дозой вновь отбирают пробы на зараженность СВБ, что позволяет судить об эффективности действия реагента. Технологический же эффект проявляется прежде всего в уменьшении скорости локальной биокоррозии и, как следствие, в сокращении числа аварийных порывов трубопроводов и увеличении срока службы оборудования.
Например, в 1988 г. была проведена первая обработка сточных вод системы ППД НГДУ «Аксаковнефть» ОАО «АНК «Башнефть» бактерицидом ЛПЭ-11. Было установлено, что динамика аварийности заметно изменила свой ход: ее уровень начал неуклонно снижаться. Вторая обработка в 1991 г. производилась в течение 2-х суток с ударной дозировкой до 2500 г/м³. Реагент закачивался на выход отстойников по воде КССУ² цеха ППН³. Обработанная биоцидом вода поступала в систему ППД. Биоцидная обработка производилась в августе 1991г., эффект от закачки начал проявляться в ноябре того же года. Он длился в течение 12 месяцев. В результате ситуация с аварийностью нормализовалась, сформировалась устойчивая тенденция снижения годовой аварийности (6).
Дополнительным эффектом биоцидной обработки является снижение концентрации сероводорода в нефти и сточной воде. Это происходит, во-первых, благодаря снижению доли биогенного сероводорода, а во-вторых, благодаря способности бактерицида поглощать, нейтрализовать уже имеющийся сероводород. Так в НГДУ «Южарланнефть» АНК «Башнефть» за 5 лет регулярного применения ЛПЭ-11, а затем ЛПЭ-32 удалось снизить содержание сероводорода в нефти с 50 до 15 мг/м³, а на месторождениях, где не использовалась биоцидная обработка, концентрация сероводорода повысилась с 10 до 100 мг/л за тот же период.
ПРЕИМУЩЕСТВА БАКТЕРИЦИДОВ ЛПЭ
В заключение остановимся на некоторых преимуществах бактерицидов ЛПЭ по сравнению с аналогами, присутствующими на рынке.
Во-первых, это высокая биоцидная активность, под которой понимается минимальная дозировка бактерицида, необходимая для полного подавления жизнедеятельности СВБ. ОАО «НПО «Технолог» сегодня имеет возможность и производит композиции, действующие при концентрации менее 50 мг/л.
Во-вторых, при высокой активности эти композиции малотоксичны для человека и животных – относятся к 4 классу опасности.
В-третьих, все бактерициды серии ЛПЭ полностью растворяются в воде с получением гомогенного раствора и нерастворимы в нефти. Это является большим преимуществом, так как полная растворимость в воде обеспечивает эффективную обработку всевозможных застойных зон, где интенсивно развиваются микроорганизмы, а также гарантирует отсутствие загрязнения нефти посторонними примесями.
Таким образом, бактерициды серии ЛПЭ обеспечивают:
• снижение биокоррозии и общей коррозии за счет подавления СВБ и улучшения действия обычных ингибиторов;
• повышение нефтеотдачи, причем отлично сочетаются с использованием неионогенных ПАВ и ПАА;
• усиливают действие деэмульгаторов;
• поглощают сероводород;
• обеспечивают стабилизацию характеристик буровых растворов;
• при этом они безопасны для людей и доступны по цене.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Д.Л. Рахманкулов , В.Н. Зенцов и др. Ингибиторы коррозии. Т.3, М.: Интер 2005.
2. В.В. Шкандратов, С.К. Ким. Актуальные проблемы коррозии: методы и технологии антикоррозионной защиты, внедряемые на месторождениях ООО «Лукойл-Коми». Территория Нефтегаз №3 2007.
3. Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков Осложнения в нефтедобыче, 2003.
4. И.Б. Резяпова. Сульфатвосстанавливающие бактерии при разработке нефтяных месторождений. – Уфа: Гилем, 1997.
5. РД 39-3-973-83 «Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод и оценка защитного и бактерицидного действия реагентов». Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.
6. Д.Л. Рахманкулов, Д.Е. Бугай и др. Ингибиторы коррозии Т.4, – М.:Химия, 2007.
7. Р.Х. Хазипов, И.Б. Резяпова. Химическое и нефтегазовое машиностроение – №4 2001.
8. Заключение по бактерицидам для буровых растворов ОАО «Альметьевский завод глинопорошка» («АЗГП») г. Альметьевск: 2008.
9. Информационное письмо о применении бактерицида ЛПЭ-32 для стабилизации буровых растворов. ООО «Центр внедрения технологий» г. Бугульма, 2008.
10. Заключение о лабораторных испытаниях реагента ЛПЭ-32, поставляемого НПО «Технолог» г. Стерлитамак. БашНИПИнефть. – 2002.
С анализом российского рынка ингибиторов коррозии Вы можете познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков « Рынок ингибиторов коррозии в нефтедобыче ».
Источник
