Оптимальный состав биосурфактантов для применения на месторождении Бай-Хассан

Ключевые слова: биосурфактант, повышение нефтеотдачи, рамнолипиды, поверхностное натяжение, краевой угол смачивания, стабильность эмульсии, адсорбция.

Современный мир сталкивается с растущим спросом на энергию, при этом нефть остается одним из важнейших энергоносителей, обеспечивающих значительную часть мирового энергетического баланса. Поддержание и увеличение объемов добычи нефти является стратегически важной задачей, особенно в условиях истощения легкоизвлекаемых запасов и необходимости разработки трудноизвлекаемых месторождений. Однако коэффициент нефтеизвлечения (КИН) на многих разрабатываемых месторождениях зачастую не превышает 30–40 %, что обусловлено сложным строением пластов, высокой вязкостью нефти, неблагоприятными условиями смачиваемости и другими факторами [4, 6].

Повышение нефтеотдачи пластов (ПНП) является ключевым направлением в нефтедобывающей отрасли, позволяющим увеличить извлечение запасов нефти из уже разрабатываемых месторождений. Традиционные методы ПНП, такие как закачка воды или газа, не всегда оказываются эффективными в силу гетерогенности пластов и особенностей пластовых флюидов [5]. В связи с этим активно разрабатываются и внедряются новые, более совершенные методы, основанные на применении химических реагентов, тепловых воздействий и микробиологических технологий [2].

В последние годы все больший интерес вызывает применение биосурфактантов (БС) в качестве перспективных реагентов для ПНП. Биосурфактанты представляют собой амфифильные молекулы, производимые микроорганизмами и обладающие уникальными свойствами, такими как снижение поверхностного и межфазного натяжения, изменение смачиваемости породы, стабилизация эмульсий и пенообразование [1]. В отличие от синтетических ПАВ, биосурфактанты обладают рядом преимуществ, включая высокую биоразлагаемость, низкую токсичность, устойчивость к высоким температурам и солености, а также возможность их производства из возобновляемого сырья [9].

Месторождение Бай-Хассан, расположенное в Ираке, является одним из крупных нефтяных месторождений страны, характеризуется сложным геологическим строением и высокой вязкостью нефти. Схема, иллюстрирующая сложную геологию месторождения Бай-Хассан, его разломы, слоистость, представлена на рисунке 1. Использование биосурфактантов может стать эффективным решением для повышения нефтеотдачи на месторождении Бай-Хассан, однако для этого необходимо разработать оптимальный состав биосурфактантного раствора, учитывающий специфические пластовые условия [7].

Исследования показали, что биосурфактанты могут эффективно снижать поверхностное и межфазное натяжение между нефтью и водой, улучшать смачиваемость породы и стабилизировать эмульсии, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды [10].

В частности, проведены исследования, демонстрирующие эффективность рамнолипидов и софоролипидов в повышении нефтеотдачи модельных пористых сред [9]. Также известны исследования о том, что липопептиды, такие как сурфактин, обладают высокой поверхностной активностью и могут эффективно удалять нефть с поверхности породы [3].

Несмотря на значительный прогресс в области применения биосурфактантов для ПНП, до сих пор остается ряд нерешенных вопросов. В частности, необходимо разрабатывать биосурфактантные композиции, адаптированные к конкретным пластовым условиям, таким как высокая температура, соленость и минеральный состав пластовых вод. Кроме того, необходимо учитывать взаимодействие биосурфактантов с пластовой нефтью и породой, а также оптимизировать их концентрацию и состав для достижения максимальной эффективности при минимальных затратах.

Анализ литературных данных показывает, что исследований, посвященных разработке оптимальных составов биосурфактантов для повышения нефтеотдачи на месторождении Бай-Хассан, практически не проводилось. Это подчеркивает необходимость проведения данного исследования, направленного на подбор компонентов биосурфактантной композиции, учитывающей особенности пластовых условий месторождения Бай-Хассан.

Цель и задачи исследования

Целью настоящего исследования является разработка оптимального состава биосурфактанта для повышения нефтеотдачи на месторождении Бай-Хассан (Ирак).

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

• исследовать различные типы биосурфактантов (рамнолипиды, софоролипиды, липопептиды и др.) и оценить их поверхностную активность и другие физико-химические свойства;

• проанализировать пластовые условия месторождения Бай-Хассан, включая температуру, соленость и минеральный состав пластовых вод;

• подобрать компоненты биосурфактантной композиции, учитывающие пластовые условия месторождения Бай-Хассан, включая биосурфактанты, сорастворители, стабилизаторы и другие добавки;

• оценить физико-химические свойства разработанных биосурфактантных составов, включая поверхностное натяжение, смачиваемость и стабильность эмульсий;

• оценить совместимость разработанных биосурфактантных составов с пластовой нефтью и породой, включая адсорбционные свойства и влияние на проницаемость.

На основе полученных результатов разработать оптимальный состав биосурфактанта для повышения нефтеотдачи на месторождении Бай-Хассан.

Материалы

В рамках настоящего исследования были использованы следующие материалы:

• образцы пластовой воды месторождения Бай-Хассан были отобраны из действующих добывающих скважин;

• образцы пластовой нефти месторождения Бай-Хассан;

• образцы керна продуктивного пласта месторождения Бай-Хассан были получены в ходе бурения скважин;

• были отобраны образцы различной пористости и проницаемости, характеризующие гетерогенность пласта. Перед проведением исследований образцы керна были очищены от остатков нефти и воды методом экстракции;

• биосурфактанты: в качестве основы для разработки составов использовались следующие коммерческие биосурфактанты:

рамнолипиды – JBR-425 (Jeneil Biotech, Inc., США), липофильный биосурфактант с минимальной концентрацией 25 % рамнолипидов;

софоролипиды – Sophorolipid (MG Intobio Co., Ltd, Южная Корея) с чистотой >95 %;

липопептиды – (Сурфактин) Surfactin (Sigma-Aldrich, США), бактериальный липопептид с чистотой >98 %.

Методы исследования

В настоящем исследовании был применен комплекс методов для определения характеристик используемых материалов, подбора оптимального состава биосурфактанта и оценки его эффективности.

Анализ пластовых условий

Солевой состав пластовой воды определялся методом ионной хроматографии с использованием ионного хроматографа Dionex ICS-5000 (Thermo Fisher Scientific, США). Определялись концентрации основных анионов (Cl-, SO42-, HCO3-) и катионов (Na+, Ca2+, Mg2+). Для калибровки использовались стандартные растворы.

Определение pH пластовой воды: pH пластовой воды измерялся с использованием pH-метра Mettler Toledo SevenEasy pH (Mettler Toledo, Швейцария) с комбинированным электродом InLab Expert Pro.

Определение физико-химических свойств пластовой нефти

Вязкость пластовой нефти измерялась с использованием ротационного вискозиметра Anton Paar MCR 302 (Anton Paar, Австрия) при различных температурах (от 25 до 80 °C) и скоростях сдвига.

Плотность пластовой нефти определялась с использованием пикнометра Anton Paar DMA 4500 M (Anton Paar, Австрия) при различных температурах (от 25 до 80 °C).

Газохроматографический анализ пластовой нефти: состав пластовой нефти определялся методом газовой хроматографии с масс-спектрометрическим детектированием (ГХ-МС) с использованием газового хроматографа Agilent 7890B, соединенного с масс-спектрометром Agilent 5977A (Agilent Technologies, США). Анализ проводился для определения группового состава (алканы, циклоалканы, ароматические углеводороды) и количественного содержания смолисто-асфальтеновых веществ.

Определение минералогического состава керна

Минералогический состав керновых образцов определялся методом рентгенофазового анализа (РФА) с использованием дифрактометра Bruker D8 Advance (Bruker AXS GmbH, Германия) с CuKα излучением. Анализ проводился для определения качественного и количественного содержания основных минералов, составляющих породу (кварц, полевые шпаты, глинистые минералы, карбонаты).

Оценка физико-химических свойств биосурфактантных составов

Поверхностное натяжение водных растворов биосурфактантов и межфазное натяжение между растворами и пластовой нефтью измерялось методом отрыва кольца Дю Нуи с использованием тензиометра Krüss K9 (Krüss GmbH, Германия) при температуре 25 °C. Для каждого образца проводилось не менее пяти измерений, результаты усреднялись.

Краевые углы смачивания между водными растворами биосурфактантов и отполированными пластинками из кернового материала определялись методом сидячей капли с использованием goniometer OCA 15EC (DataPhysics Instruments GmbH, Германия). Для каждого образца проводилось не менее пяти измерений с разных участков поверхности пластинки. Угол смачивания измерялся через 30 секунд после формирования капли.

Стабильность эмульсий, образованных смешиванием растворов биосурфактантов и пластовой нефти (в соотношении 1:1), оценивалась визуальным методом путем наблюдения за расслоением эмульсии в течение 24 часов. Для более точной оценки стабильности эмульсий измерялся средний размер капель эмульсии с использованием микроскопа Leica DM750 (Leica Microsystems, Германия) с цифровой камерой и программным обеспечением для анализа изображений.

Оценка совместимости биосурфактантов с породой и нефтью

Адсорбция биосурфактантов на породу исследовалась в статических условиях. Измельченный керновый материал (фракция 0,5–1,0 мм) приводился в контакт с растворами биосурфактантов различной концентрации в течение 24 часов при температуре 25 °C. Затем раствор отделялся от керна, и концентрация биосурфактанта в растворе измерялась методом спектрофотометрии с использованием спектрофотометра UV-Vis Shimadzu UV-1800 (Shimadzu Corporation, Япония) по предварительно построенной калибровочной кривой. Количество адсорбированного биосурфактанта рассчитывалось по разности концентраций в исходном растворе и растворе после контакта с породой.

Влияние растворов биосурфактантов на проницаемость керна исследовалось методом фильтрации растворов через керновый образец. После измерения исходной проницаемости образца с использованием фильтрации пластовой воды, через керн пропускался раствор биосурфактанта. Затем снова измерялась проницаемость образца с помощью фильтрации пластовой воды. Изменение проницаемости оценивалось по соотношению проницаемости после обработки к исходной проницаемости.

Статистическая обработка данных

Все измерения выполнялись с трехкратным повторением.

Статистическая обработка полученных данных проводилась с использованием программного пакета Statistica 13.0 (TIBCO Software Inc., США). Рассчитывались средние значения, стандартные отклонения. Для оценки статистической значимости различий между группами использовался t-критерий Стьюдента. Различия считались статистически значимыми при уровне значимости p < 0,05.

Результаты анализа пластовых условий месторождения Бай-Хассан

Результаты анализа пластовых условий месторождения Бай-Хассан представлены в таблицах 1, 2 и 3.

ТАБЛИЦА 1. Солевой состав пластовой воды месторождения Бай-Хассан

Результаты показывают, что пластовая вода характеризуется высокой минерализацией и хлоридно-натриевым составом. Высокая концентрация ионов хлора (Cl) может оказывать негативное влияние на эффективность действия некоторых биосурфактантов, способствуя их деградации или снижению поверхностной активности [11]. Полученное значение pH 6,8 указывает на слабокислую среду, что необходимо учитывать при подборе биосурфактантного состава для обеспечения его стабильности.

ТАБЛИЦА 2. Физико-химические свойства пластовой нефти месторождения Бай-Хассан

Полученные результаты указывают на то, что пластовая нефть месторождения Бай-Хассан характеризуется высокой вязкостью при комнатной температуре, что затрудняет ее подвижность в пласте и, следовательно, ухудшает коэффициент нефтеизвлечения. Повышенное содержание смол и асфальтенов может способствовать адсорбции биосурфактантов на поверхности породы, снижая их эффективность.

ТАБЛИЦА 3. Минералогический состав керна продуктивного пласта месторождения Бай-Хассан

Анализ минералогического состава керна показал, что основными породообразующими минералами являются кварц и полевые шпаты. Наличие глинистых минералов, таких как каолинит и иллит (суммарно 15 %), может способствовать удержанию воды в пористой среде и препятствовать вытеснению нефти. Кроме того, глинистые минералы могут адсорбировать биосурфактанты, снижая их эффективность.

Подбор компонентов биосурфактантной композиции

На основе анализа пластовых условий месторождения Бай-Хассан были выбраны следующие типы биосурфактантов для исследования: рамнолипиды, софоролипиды и липопептиды (сурфактин).

Выбор данных биосурфактантов обусловлен следующими факторами: рамнолипиды известны своей высокой поверхностной активностью и способностью снижать межфазное натяжение даже в условиях высокой солености. Структура молекулы данного биосурфактанта представлена на рисунке 2.

РИСУНОК 2. Структура молекулы биосурфактанта рамнолипида

Софоролипиды обладают хорошей биоразлагаемостью и демонстрируют эффективность в вытеснении нефти из карбонатных пород [10].

Липопептиды (сурфактин) характеризуются высокой поверхностной активностью и способны изменять смачиваемость породы, что важно для вытеснения нефти с поверхности минералов [8].

Для оптимизации свойств биосурфактантных составов были добавлены сорастворители (изопропиловый спирт и бутилкарбитол) для повышения растворимости биосурфактантов в воде и снижения вязкости растворов, а также стабилизаторы (полиакриламид и ксантановая камедь) для повышения вязкости водных растворов и стабилизации образующихся эмульсий.

В таблице 4 представлены различные варианты биосурфактантных композиций.

ТАБЛИЦА 4. Составы исследованных биосурфактантных композиций

Оценка физико-химических свойств биосурфактантных составов

Результаты измерения поверхностного натяжения, краевых углов смачивания и стабильности эмульсий для различных биосурфактантных составов представлены в таблицах 5, 6 и 7.

ТАБЛИЦА 5. Результаты измерения поверхностного натяжения для различных биосурфактантных составов

Результаты показывают, что добавление полиакриламида в состав 3 (рамнолипиды 1,0 % + изопропиловый спирт 5 % + ПАА 0,1 %) позволяет достичь минимального значения поверхностного натяжения 30,2 мН/м, что свидетельствует о высокой поверхностной активности данного состава.

ТАБЛИЦА 6. Результаты измерения краевых углов смачивания для различных биосурфактантных составов

Результаты измерения краевых углов смачивания показывают, что добавление рамнолипидов (состав 3) приводит к снижению краевого угла смачивания до 55 градусов, что свидетельствует о повышении гидрофильности поверхности породы.

ТАБЛИЦА 7. Результаты оценки стабильности эмульсий для различных биосурфактантных составов

Оценка стабильности эмульсий показала, что добавление полиакриламида к рамнолипидам (состав 3) позволяет получить наиболее стабильную эмульсию с временем расслоения 24 часа и средним размером капель 5 мкм.

Сравнение полученных результатов для различных составов позволило выбрать оптимальный состав биосурфактанта, который характеризуется сниженным поверхностным натяжением (30,2 мН/м), относительно низким краевым углом смачивания (55 градусов) и высокой стабильностью эмульсии (24 часа).

Оценка совместимости биосурфактанта с пластовой нефтью и породой

Результаты адсорбционных исследований и определения изменения проницаемости керна после обработки биосурфактантом представлены в таблицах 8 и 9.

ТАБЛИЦА 8. Результаты адсорбционных исследований

Результаты адсорбционных исследований показали, что адсорбция выбранного биосурфактантного состава на породе составляет 2,8 мг/г породы, что свидетельствует о умеренной адсорбции, которая может быть приемлемой для эффективного вытеснения нефти.

ТАБЛИЦА 9. Результаты определения изменения проницаемости керна после обработки биосурфактантом

Результаты определения изменения проницаемости керна после обработки оптимальным составом биосурфактанта показали, что проницаемость изменилась на -5 %, что указывает на незначительное снижение проницаемости.

Также было установлено, что разработанный биосурфактантный состав (рамнолипиды 1,0 % + изопропиловый спирт 5 % + ПАА 0,1 %) повышает растворимость нефти в воде (на 15 %), что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.

На основе полученных данных можно сделать вывод о хорошей совместимости разработанного биосурфактантного состава с пластовыми условиями месторождения Бай-Хассан.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что разработанный оптимальный состав биосурфактанта для месторождения Бай-Хассан, включающий 1,0 % рамнолипидов, 5 % изопропилового спирта и 0,1 % полиакриламида, обладает высокой поверхностной активностью (30,2 мН/м), хорошей смачивающей способностью (краевой угол 55 градусов), стабильностью эмульсии (24 часа) и приемлемой совместимостью с пластовыми условиями.

Выбор данного состава обусловлен тем, что он обеспечивает минимальное поверхностное натяжение, что способствует увеличению капиллярного числа и вытеснению нефти из мелких пор, а также изменяет смачиваемость породы на более благоприятную для вытеснения нефти.

Выводы

Проведен анализ пластовых условий месторождения Бай-Хассан, включающий определение солевого состава пластовой воды, физико-химических свойств пластовой нефти и минералогического состава керна. Установлено, что пластовая вода характеризуется высокой минерализацией, пластовая нефть – высокой вязкостью, а керн содержит значительное количество глинистых минералов.

Экспериментально обоснован оптимальный состав биосурфактантной композиции, включающий 1,0 % рамнолипидов, 5 % изопропилового спирта и 0,1 % полиакриламида. Этот состав показал наилучшие результаты по снижению поверхностного натяжения (30,2 мН/м), улучшению смачиваемости (краевой угол 55 градусов) и обеспечению стабильности эмульсий (24 часа). Оценена совместимость разработанного состава с пластовыми флюидами и породой. Установлено, что данный состав обладает умеренной адсорбцией на породе (2,8 мг/г) и незначительно влияет на проницаемость керна (изменение -5 %).

Разработанный оптимальный состав биосурфактанта (рамнолипиды 1,0 % + изопропиловый спирт 5 % + ПАА 0,1 %) представляет собой эффективное решение для повышения нефтеотдачи на месторождении. Состав обладает комплексом свойств:

• высокая поверхностная активность, способствующая уменьшению капиллярного давления и, как следствие, облегчению вытеснения нефти из пористой среды;

• улучшение смачиваемости породы, что повышает подвижность нефти и увеличивает коэффициент вытеснения;

• стабильность эмульсий, обеспечивающая транспортировку нефти к скважинам;

• хорошая совместимость с пластовыми флюидами и породой, что снижает риск блокировки пор и адсорбции биосурфактантов.

Предложенные результаты могут быть непосредственно применены в рамках стратегии повышения нефтеотдачи на месторождении Бай-Хассан.

В качестве рекомендаций по дальнейшим исследованиям и проведению опытно-промышленных испытаний можно выделить следующие:

• проведение экспериментов по вытеснению нефти в моделях пластов, приближенных к условиям месторождения Бай-Хассан, с использованием керновых образцов;

• проведение опытно-промышленных испытаний (ОПИ) разработанного биосурфактантного состава на месторождении Бай-Хассан, ОПИ позволят подтвердить эффективность технологии в реальных пластовых условиях, оценить экономическую целесообразность и оптимизировать технологические параметры закачки;

• изучение долгосрочного воздействия биосурфактантов на пласт, включая оценку стабильности композиции в условиях пластовой среды и влияние на породу и проницаемость;

• проведение микробиологических исследований для оценки возможности использования микроорганизмов, продуцирующих биосурфактанты, непосредственно в пласте, с целью повышения эффективности обработки.

Результаты данного исследования подтверждают перспективность применения биосурфактантов для повышения нефтеотдачи на месторождении Бай-Хассан. Дальнейшие исследования и внедрение предложенных решений будут способствовать увеличению добычи нефти, повышению экономической эффективности разработки месторождения и снижению негативного воздействия на окружающую среду.

Литература

1. Адебайо А.Р. Повышение нефтеотдачи рамнолипидами: влияние солености и состава ионов / А.Р. Адебайо // Журнал нефтяной науки и техники. – 2022. – № 210. – С. 109–119.

2. Аминов М.Х. Перспективы применения биополимерных и биосурфактантных составов для увеличения нефтеотдачи / М.Х. Аминов, В.В. Мухаметшин, Ш.Х. Султанов // Нефтегазовое дело. – 2022. – Т. 20, № 5. – С. 112–120.

3. Галеев Р.Г. Оценка потенциала применения биосурфактантов в технологиях повышения нефтеотдачи / Р.Г. Галеев, Г.Г. Ягафарова, А.М. Сафаров, Г.И. Идрисова // Башкирский химический журнал. – 2022. – № 2. – С. 67–73.

4. Галиуллин А.А. Исследование адсорбции неионогенных ПАВ на карбонатных породах в присутствии минерализованных вод / А.А. Галиуллин, Г.В. Романов, Т.Н. Юсупова // Георесурсы. – 2023. – Т. 25, № 1. – С. 145–152.

5. Ниази А. Экспериментальная оценка заводнения биосурфактантами в песчаниках и карбонатах: обзор / А. Ниази // Геоэнергетическая наука и техника. – 2023. – № 221. – С. 211–214.

6. Николаев А.Н. Подбор оптимальных композиций ПАВ-полимер для условий высокотемпературных пластов / А.Н. Николаев, О.В. Петрова, С.А. Кудрявцев // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 4. – С. 38–42.

7. Николова К. Биосурфактанты: классификация, функции и применение в нефтяной промышленности / К. Николова // Микроорганизмы. – 2021. – Т. 9, № 11. – С. 23–31.

8. Силищев Н.Н. Биосурфактанты: получение, свойства и перспективы применения в нефтедобыче / Н.Н. Силищев, Р.Г. Галеев, Г.Г. Ягафарова // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. – 2021. – Т. 38, № 1. – С. 21–29.

9. Хисаметдинов Н.З. Разработка реагентов для микробиологического воздействия на нефтяной пласт / Н.З. Хисаметдинов, Б.А. Мазепа // Нефтяная провинция. – 2021. – № 2. – С. 154–168.

10. Чжан Ю. Синергия между биосурфактантами и химическими ПАВ для повышения нефтеотдачи: исследования межфазного натяжения и эмульгирования / Ю. Чжан // Топливо. – 2024. – № 355. – С. 129–138.

11. Эль-Шештави Х.С. Рамнолипиды как эффективная и экологичная добавка для повышения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах / Х.С. Эль-Шештави, М.С. Ибрагим // Журнал молекулярных жидкостей. – 2022. – № 360. – С. 119–124.