EA018191B1

EA018191B1 - Способ повышения нефтеотдачи

Info

Publication number: EA018191B1
Application number: EA201000027A
Authority: EA
Inventors: Ханс Кристиан Котлар
Original assignee: Статойл Аса
Priority date: 2007-06-26
Filing date: 2008-06-26
Publication date: 2013-06-28
Also published as: WO2009001098A2; WO2009001098A3; BRPI0814804B1; US8863855B2; CN101842459B; EA201000027A1; CA2693008C; CN101842459A; US20100163230A1; GB2450502B; GB2450502A; ZA200909178B; BRPI0814804A8; GB0712395D0; CA2693008A1; BRPI0814804A2

Abstract

В изобретении предложен способ повышения нефтеотдачи подземного углеводородного пласта, включающий введение в указанный пласт через нагнетательную секцию скважины микроорганизмов, способных разлагать нефть, и извлечение нефти через добычную секцию продуктивной скважины, где указанная нагнетательная секция находится в указанной продуктивной скважине или в нагнетательной скважине и расположена выше или примыкает к указанной добычной секции и где введению микроорганизмов предшествует другая процедура повышения нефтеотдачи.

Description

В изобретении предложены способ повышения нефтеотдачи подземного углеводородного месторождения и композиции для использования в таких способах.

Углеводороды, т.е. газ и различные виды нефти, являются ограниченным ресурсом, следовательно, важно максимизировать количество нефти, извлекаемой из подземных месторождений.

Для месторождений определённого типа, в частности месторождений тяжёлой нефти, в которых нефть содержит большие количества углеводородов с длинной цепью, парафинов, воска, ароматических соединений (в том числе полиароматических углеводородов - ПАУ), терпеноидов, асфальтенов и т.д., нефтеносных песков или сланцевых и битумных пластов, используемые в настоящее время методики дают степень извлечения менее 10 мас.% от общего количества нефти в месторождении. В большой степени это обусловлено тем, что нефть имеет настолько высокую вязкость или же по какой-то другой причине настолько плохо течёт, что лишь малая её часть достигает продуктивных скважин.

В одном из подходов к решению этой проблемы предлагали вводить перегретый пар в нагнетательные скважины над продуктивными скважинами, например, по существу, в горизонтальные секции буровых скважин, где нагнетательная буровая скважина находится над продуктивной буровой скважиной. Повышение температуры, происходящее из-за введения перегретого пара, приводит к понижению вязкости тяжёлой нефти, которая затем под действием силы тяжести легче течёт в продуктивную скважину. Эту процедуру называют гравитационным дренажем под действием пара (8ΆΟ-Ό) или УЛРЕХ.

Ещё один подход к повышению степени извлечения углеводородов представляет собой экстракцию горячим растворителем; в этом подходе нагретый органический растворитель вводят в породу для уменьшения вязкости углеводорода и для улучшения его текучести в породе. Согласно этой методике нагретый растворитель можно вводить в нагнетательную буровую скважину (так же как и при введении пара) или же в продуктивную скважину. Обычно используемый растворитель выбирают из лигроина, дизельного топлива, толуола или других углеводородных фракций. Температура введения обычно находится в интервале от 20 до 400°С, главным образом от 80 до 100°С.

Ещё одна процедура повышения нефтеотдачи представляет собой холодную добычу тяжёлой нефти с песком (СНОР8), в ходе которой происходит затекание песка в продуктивную скважину. Другой способ - это гидравлическое разрушение (гидроразрыв) породы в продуктивной скважине. Дополнительные примеры способов повышения нефтеотдачи в случае тяжёлой нефти, нефтеносных песков, пластов с битуминозной нефтью включают интенсификацию нефтедобычи циклической закачкой пара в пласт (С88) и повышение текучести под действием пульсирующего давления. Г енерация газов в нижней части скважины для повышения давления внизу скважины, а следовательно, затекания нефти в продуктивную скважину может также включать образование пара при прямом контакте и термическое окисление (для получения СО₂ при сгорании углеводородов внизу скважины).

Однако эти методики трудоёмки и вредны для окружающей среды, так что необходимо совершенствовать их и иметь альтернативы.

Заявители обнаружили, что нефтеотдачу можно повысить, если вводить разлагающие тяжёлую нефть микроорганизмы через нагнетательную скважину в горизонт над или примыкающей к отдельной продуктивной скважине или в горизонт продуктивной скважины совместно с другими методиками повышения нефтеотдачи, такими как введение пара, экстракция горячим растворителем, СНОР8, гидроразрыв, С88 и т.д., как описано выше.

Таким образом, с точки зрения одного из аспектов в изобретении описан способ повышения нефтеотдачи подземного углеводородного месторождения, особенно месторождения с тяжёлой нефтью, включающий введение в указанное месторождение через нагнетательную секцию скважины в породе, микроорганизмов, способных разлагать нефть, и извлечение нефти через добычную секцию продуктивной скважины, где указанная нагнетательная секция находится в указанной продуктивной скважине (например, в указанной добычной секции) или в нагнетательной скважине и расположена выше или примыкает к указанной добычной секции, и где введению микроорганизмов предшествует другая процедура повышения нефтеотдачи (такая как закачка пара или горячего растворителя, СНОР8, гидравлическое разрушение и т.д.), особенно предпочтительно через ту же самую секцию для введения, например за 1-150 дней заранее.

Введение микроорганизмов особенно предпочтительно проводить через множество нагнетательных скважин для (каждой) продуктивной скважины, например от 5 до 20 таких нагнетательных скважин, например используя серию нагнетательных скважин малого диаметра, каждая из которых заканчивается (выходит в породу) рядом с выходом в породу продуктивной скважины, т.е. через многоканальные нагнетательные скважины. Это особенно желательно для неглубоких месторождений, т.е. на глубине от 200 до 600 м от поверхности земли. Это схематически отражено на прилагаемых чертежах.

Под укорачиванием цепи молекулы или разложением нефти подразумевают, что микроорганизмы (или смесь микроорганизмов) способны химически модифицировать нефть, что уменьшает вязкость воска или содержание асфальтенов или ароматических соединений в ней, что вызывает более свободное затекание нефти в породу (т.е. скальный грунт, который формирует месторождение). Такая модификация в общем случае включает разложение одного или более компонентов нефти (например, разложение алканов до низших алканов), раскрытие кольца в ароматических соединениях или же раскрытие или разрыв

- 1 018191 связей в других органических соединениях с большими молекулами, например в асфальтенах. Желательно, чтобы микроорганизмы расщепляли или разлагали компоненты нефти так, чтобы довести вязкость нефти до достаточно низкого значения, для повышения нефтеотдачи. Таким образом, предпочтительно, чтобы используемые микроорганизмы не просто генерировали поверхностно-активные вещества или газ (например, метан), но особенно предпочтительно использовать смесь микроорганизмов, способных вызывать раскрытие кольца, особенно в сочетании с микроорганизмами, которые вызывают укорочение углеводородной цепи. При прочих равных условиях получаемый поток приблизительно обратно пропорционален вязкости (тяжёлой) нефти в скважине, и, таким образом, разложение при помощи предлагаемого здесь способа может увеличить поток жидких углеводородов в несколько раз: от десятков до сотен процентов по объёму.

Как известно, многие микроорганизмы (обычно эубактерии или архебактерии) разлагают нефть; такие микроорганизмы можно использовать в предлагаемом здесь способе, если они могут выжить при температурах и давлениях в скважине. Типичные примеры включают ВасШик кр., Тбегтик кр., Ркеиботоиак кр., СеоЬасШик кр., АйЬгоЬайег кр., 8рЫидотоиак кр., МусоЬайегшт кр., ВигЬо1бейа кр., АстеЬайег кр., ТЬегтоубда кр., АгсЬаеод1оЬик кр., ТЬегтоырЬо кр., 8утЬюЬас1ейит кр., МеШапокаей кр., Еркбоирго1еоЬас1ег1ит кр., 8уи1горЬик кр., ЫосагШоШек кр., ЭеГегг|Ьас1ег кр., СЬ1огаГ1ех1 кр., и др.

Однако предпочтительно, чтобы инокулят (вводимая в соответствии с настоящим изобретением смесь микроорганизмов) содержал по меньшей мере 2, предпочтительно по меньшей мере 3 различных вида микроорганизмов, в частности по меньшей мере 1, способный укорачивать цепи алканов, и по меньшей мере 1, способный раскрывать ароматические кольца. Примеры микроорганизмов, способных укорачивать цепи алканов, включают ВасШик кр., СеоЬасШик кр., ЛстеЬайег кр., МеШапокаей кр., в частности ЛстеЬайег уеиебаиик, ВасШик 1Ьегто1еоуогаик, ВасШик аеоЬк и СеоЬасШик ШегтобешбгГкаик, а примеры микроорганизмов, способных разлагать ароматические соединения, включают ЫосагШоШек кр., СеоЬасШик кр. и 8уи1горЬик кр., например СеоЬасШик киЫеггаиеоик. Использование ТЬегтик кр., например штаммов ТЬегтик 8Р3, С2 и ТН-2 (см. Нао е! а1., 1. Саи. Рейо1. Тесио1. 43:36-39 (2003), Саи. 1. М1сгоЬю1. 50:175-182 (2004) и 1. Ре1го1. 8сг Еид. 43:247-258 (2004)), ведёт к уменьшению содержания ароматических соединений, смол и асфальтенов, а также к понижению вязкости. Использование Ркеиботоиак кр., например Ркеиботоиак аегидтока, ведёт к разложению н-алканов и ПАУ, а также к понижению вязкости. Кроме того, ТЬегтик Ьгоски способен разлагать гексадекан и пирены (см. СебкеиЬаиег е! а1., \¥а1ег 8с1 ТесЬио1. 47:123-130 (2003)).

Наряду с получением композиции-инокулята микроорганизмов путём смешения (на поверхности или непосредственно в месте залегания) отдельных видов микроорганизмов, возможно и даже более предпочтительно использовать смеси микроорганизмов из (или полученных из) встречающихся в природе сообществ микроорганизмов, например сообщества микроорганизмов из подземных нефтяных месторождений, нефтеносных сланцев, месторождений битуминозной нефти или же, в особенности, из грязевых вулканов. Также подходящие микроорганизмы можно, конечно же, получить путём мутагенеза и генной инженерии.

Особенно предпочтительно, чтобы инокулят содержал микроорганизмы, выбранные из видов ВасШик 1Ьегто1еоуогаик, ТЬегтик Ьгоски, 8уи1горЬик ашббгорЫсик, ЛсшеЬайег уеиебаиик, ИеГетЬайег бекиИипсаик. ТЬегтоырЬо део1е1, ТЬегтоырЬо айгсаиик, 8утЫоЬас1ейит ШегторЬШит, ТЬегтоубда Неии, 8рЫидотоиак к1уд1а, 8рЫидотоиак аготабсгуогаик, 8рЬтдотоиак киЫеггашаи, 8рЬтдотоиак уаио1киуае, Ркеиботоиак рибба, ВигЬо1бейа кр. и АгсЬаеод1оЬик Ги1Шдик.

Конкретные посевы штаммов, которые можно использовать, включают ВасШик Шегто1еоуогаик АВ 034902 (СеиЬаик), ВасШик Леобк ΑΥ 603079 (СеиЬаик), Ркеиботоиак аегидтока АМ 087130 (СеиЬаик), СеоЬасШик Шегтобешбгйсаик ЭО 243788(СеиЬаик), СеоЬасШик киЫеггаиеоик ЭО 355385 (СеиЬаик), 8рЫидотоиак к1уд1а И8М2 12445, 8рЬтдотоиак кр. И8М2 7526, 8рЫидотоиак кр. И8М2 11094, 8рЫидотоиак аготабсгуогаик И8М2 12444, 8рЬтдотоиак киЫеггатаи И8М2 12447, 8рЬ1идотоиак уаио1киуае И8М2 6900, Ркеиботоиак рибба ИС1МВ 9815, Ркеиботоиак рибба ИС1МВ 9816, Ркеиботоиак рибба ИС1МВ 10015, Мебктокаей кр. ЛЕ 133791, Еркйоирго1еоЬас1епа ΑΥ 570641, 8уи1горЬик ашббгорЫсик СР 000252, Иосагбю1бек кр. И 87974, ИеГетЬайег беки1Гшгсаик АВ 086060, С111огПех1 кр. АВ 074961, ТЬегтоупда Неиб ЭО 071273, АгсЬаеод1оЬик Ги1б1дик ЭО 131905, ТЬегток1рЬо део1е1 А1 272022, АстеЬайег уеиейаиик АТСС 31012 и 8утЫоЬас1ейит кр. АВ 052392.

Особенно предпочтительно, чтобы посев включал, по меньшей мере, микроорганизмы видов 8рЬтдотоиак кр., Ркеиботоиак кр., Виг1ю1бепа кр., ТЬегтоубда Нешг АгсЬаеод1оЬик Ги1д1бик, АстеЬайег уеиейаиик, ТЬегтоырЬо део1и и 8утЫоЬас1ейит кр. Такие смеси являются новыми и образуют дополнительный аспект настоящего изобретения. С точки зрения этого аспекта в изобретении предложена смесь микроорганизмов для обработки месторождений нефти, указанная смесь включает микроорганизмы по меньшей мере двух, а предпочтительно по меньшей мере трёх видов из следующих: 8рЫидотоиак кр., Ркеиботоиак кр., ВигЬо1бепа кр., ТЬегтоубда Нешк АгсЬаеод1оЬик Ги1д1бик, АстеЬайег уеиейаиик, Тбегток1рбо део1и и 8утЫоЬас1ейит кр., в частности указанная смесь дополнительно включает витамины и минералы и предпочтительно представляет собой смесь в жидкой или сухой порошкообразной форме, предпочтительно свободна от алканов, т.е. изолирована от любой породы или углеводорода, в

- 2 018191 которых встречается в природе.

В частности, можно использовать комбинацию 8рЫпдотопа8 8р., Р8еиботопа8 ер. и Виг1ю1бепа ер., например 8рЫпдотопа8 δίνβία. 8рЫпдотопа8 аготаИауогапз, 8рЫпдотопа8 8иЫеггашаи, 8рЫпдотопа8 уапо1киуае, Р8еиботопа8 рийба и Виг1ю1бепа 8р., а особенно 8рЫпдотопа8 81уща Ό8ΜΖ 12445, 8рЫпдотопа8 8р. Ό8ΜΖ 7526, 8рЫпдотопа8 8р. Ό8ΜΖ 11094, 8рЫпдотопа8 аготайскогащ Ό8ΜΖ 12444, 8рЫпдотопа8 8иЫеггашап Ό8ΜΖ 12447, 8рЫпдотопа8 уапо1киуае Ό8ΜΖ 6900, Р8еиботопа8 рийба Νί'ΊΜΒ 9815, Р8еиботопа8 риДба Νί'ΊΜΒ 9816, Р8еиботопа8 рийба Νί'ΊΜΒ 10015 и Виг1ю1бепа 8р.

В случае неглубоких месторождений нефти уместно использовать инокулят микроорганизмов, растущих при атмосферном давлении, однако для более глубоких месторождений важно, чтобы микроорганизмы обладали как термофильными свойствами, так и устойчивостью при высоких давлениях.

Таким образом, выбор подходящих комбинаций микроорганизмов для использования в неглубоких месторождениях нефти относительно прост. Выбранный вид микроорганизмов или выбранную смесь микроорганизмов можно выдержать в образце тяжёлой нефти, предпочтительно полученной там, где собираются применять предлагаемый способ, и если наблюдается уменьшение вязкости, то эти выбранные микроорганизмы можно использовать. Для более глубоких месторождений выдержку предпочтительно осуществлять при температурах и/или давлениях, характерных для того месторождения, где предполагается использовать предлагаемый способ. В обоих случаях предпочтительно, чтобы микроорганизмы обладали способностью выдерживать температуры от 60 до 120°С, особенно от 70 до 100°С, потому что такие микроорганизмы можно сразу же вводить в скважины, куда уже вводили, вводят или будут вводить пар или горячий растворитель; в ином случае может потребоваться значительный интервал времени между введением пара или горячего растворителя и введением микроорганизмов.

Там, где в соответствии с предлагаемым в изобретении способом нужно использовать пар или горячий растворитель, время введения микроорганизмов должно быть таким, чтобы микроорганизмы не вводили в среду с гибельной для них температурой. Время задержки введения микроорганизмов можно легко рассчитать, исходя из характеристик рассеяния тепла породы.

Предпочтительно осуществлять повторный отбор смеси микроорганизмов, при этом к аликвоте культуры в конце одного периода разложения добавляют новый образец тяжёлой нефти для разложения. Это важно, потому что разложение может потребовать добавления одного из видов микроорганизмов после добавления другого вида, и это может быть необходимо в скважине, чтобы все необходимые виды продолжали расти. Если после нескольких периодов разложения популяция микроорганизмов стабильна, то подходящие микроорганизмы можно использовать и далее.

Перед введением в скважину предпочтительно смешивание инокулята с нефтью для подготовки ферментных систем микроорганизмов.

Перед, во время или после введения микроорганизмов в скважину можно вводить в скважину питательные вещества для роста микроорганизмов, например минералы и аминокислоты, или же ферменты для разложения нефти. Особенно предпочтительно введение дополнительных источников углерода, например, таких как ацетат, который растворяется в воде.

При необходимости можно перед введением микроорганизмов в скважину провести гидроразрыв породы в месте введения, например, для того, чтобы обеспечить среду для роста микроорганизмов.

Введение микроорганизмов в нагнетательную скважину предпочтительно осуществляют в комбинации с введением пара, или перегретой воды, или органического растворителя в ту же самую нагнетательную скважину, например, при температуре введения 100-400°С. Это введение можно проводить до введения микроорганизмов (в случае, если температура вводимого пара или растворителя гибельна для микроорганизмов) или же одновременно; однако предпочтительно, чтобы повышение нефтеотдачи путём введения пара или горячего растворителя осуществляли до введения микроорганизмов, например, за 1 год заранее, например за 1-150 дней, предпочтительно за 5-20 дней. Очень желательно, чтобы повышение нефтеотдачи (например, введение пара или горячего растворителя) и введение микроорганизмов проводили многократно, в частности, в соответствии со специально разработанными алгоритмами.

Введение микроорганизмов в продуктивную скважину предпочтительно осуществляют в комбинации с другим способом повышения нефтеотдачи, например СНОР8, введением горячего органического растворителя, гидроразрывом и т.д.; этот способ можно применять до введения микроорганизмов, или одновременно с ним, или же после него. В случае введения горячего растворителя предпочтительно осуществлять его заранее, с интервалом времени, достаточным, чтобы температура породы была совместима с жизнью вводимых микроорганизмов, например, с задержкой до 1 года, например от 1 до 150 дней, особенно от 5 до 20 дней. Такую обработку продуктивной скважины предпочтительно повторять неоднократно.

Особенно предпочтительно вводить микроорганизмы как в нагнетательную, так и в продуктивную скважины, и в обоих случаях предпочтительно в комбинации с дополнительной обработкой для повышения степени извлечения углеводородов (например, 8ΆΟ-Ό, СНОР8 и т.д.).

При необходимости инокулят может включать вид микроорганизмов, который генерирует газ и/или кислоту и, следовательно, разрушает породу.

- 3 018191

Использование предлагаемого способа может снизить частоту применения или агрессивность других методик повышения нефтеотдачи, таких как 8АО-Э, и, таким образом, снизить их негативное влияние на окружающую среду.

Настоящее изобретение можно особенно успешно использовать на месторождениях углеводородов, которые дают тяжёлые виды нефти, например от нефти средней плотности (31-22 АНИ (Американский нефтяной институт)) до тяжёлой нефти (22-10 АНИ) и до сверхтяжёлой нефти (<10 АНИ), и проводить обработку микроорганизмами, в частности, термофильными и способными переносить высокие давления микроорганизмами, предпочтительно в сочетании (например, одновременно или последовательно) по меньшей мере с одной из следующих методик: 8АО-Э, СНОР8, УАРЕХ, экстракция горячим растворителем и экстракция горячей водой.

Далее изобретение проиллюстрировано при помощи нижеследующих примеров, не ограничивающих его, и прилагаемых чертежей, на которых показано:

фиг. 1 - схематический вертикальный разрез неглубокого месторождения тяжёлой нефти;

фиг. 2 - диаграмма, где показаны нефтеотдача и вязкость нефти без какой-либо обработки и с обработкой в соответствии с изобретением.

На фиг. 1 показана буровая морская платформа 1, имеющая продуктивную скважину 2, расположенную в малоглубинном нефтяном месторождении 3. От платформы 1 идёт ряд нагнетательных скважин 4 малого диаметра, они питаются от нагнетательной установки 5, которая служит для последовательного введения пара и культуры микроорганизмов.

Пример 1.

Обработка сырой нефти ΖιιαΙα микроорганизмами, эндогенными для аргентинских битуминозных нефтей.

Материалы.

Битуминозная нефть (из Аргентины).

Среда № 1 для обработки (СДО1), содержащая в 1 л: 5 г Бе8О₄-7Н₂О, 0,29 г Си8О₄-5Н₂О, 0,44 г Ζη8Ο₄·7Η₂Ο, 0,15 г Ми8О₄-Н₂О, 0,01 г Ыа₂МоО₄-2Н₂О, 0,02 г СоС1₂-6Н₂О, 50 г концентрированной НС1.

Среда № 3 для обработки (СДО3), содержащая в 1 л: 2021,2 мг Ыа₂81Оу9Н₂О, 445,5 мг ΝοΡ. 5651,7 мг К₂В₄О₇4Н₂О, 47,9 мг NаIΟз, 180,7 мг КА1(8О₄)₂Н2Н₂О, 8иС1₂^2Н₂О.

Среда № 4 для обработки (СДО4), содержащая в 1 л: 346,8 мг №С1₂ФН₂О, 101,4 мг №₂8еО₃^5Н₂О, 18 мг У₂О₅, 14 мг К₂Сг₂О₇, 3,6 мг №-ь\УО.г2Н₇О.

Базовый раствор витаминов (БРВ), содержащий в 1 л: 2,00 г биотина; 2,00 г фолиевой кислоты; 10,00 г пиридоксина гидрохлорида; 5,00 г тиамина гидрохлорида· 2Н₂О; 5,00 г рибофлавина; 5,00 г никотиновой кислоты; 5,00 г Ό-Са-пантотената; 0,10 г витамина В12; 5,00 г р-аминобензойной кислоты, 5,00 г липоевой кислоты.

Минеральная среда (МС), содержащая в 1 л: 0,9 г NΗ₄NΟз, 0,05 г СаС1^2Н₂О, 0,2 г Мд8О<7Н₂О, 3,06 г №-ьНРО.г2 Н₂О, 1,52 г КН₂РО₄, 1 мл СДО1, 1 мл СДО3, 1 мл СДО4, 1 мл БРВ. рН доводили до величины 7,0.

Рабочая среда 1 (РС1): сырая нефть ΖιιοΙο (из Венесуэлы) 0,4% (мас./об.) в МС.

Рабочая среда 2 (РС2): сырая нефть Ζ^ίΗ (из Венесуэлы) 1,6% (мас./об.) в лёгком газойле (ЛГО), 1% (об./об.) в МС.

Инокуляция.

Образцы битуминозной нефти (0,5 г) помещали во встряхиваемые колбы (Ве11со, 250 мл), содержащие 50 мл РС1 или РС2.

Культивирование.

Встряхиваемые колбы выдерживали при 50°С во вращающемся шейкере при скорости вращения 200 об/мин и влажности 90% (термостат для бактериальных культур ΙηίοΐΈ Миййтоп) в течение 34 дней.

Пример 2.

Обработка тяжёлой нефти ΖιιοΙο микроорганизмами, эндогенными для грязевых вулканов.

Материалы.

Грязь из грязевого вулкана.

Базальная солевая среда В Видделя (^1ббе1 Ва§а1 8а11 МеФа В) (БССВ), содержащая в 1 л: 30,0 г №С1, 0,15 г СаС1₂^2Н₂О, 3,0 г М§С1₂-6Н₂О, 0,9 г NΗ₄NΟз, 0,5 г КС1, 0,18 г №₂8О₄, 3,06 г №₂НРО₄-2Н₂О, 1,52 г КН₂РО₄, 1 мл СДО1, 1 мл СДО3, 1 мл СДО4, 1 мл БРВ. рН доводили до величины 8,2.

Рабочая среда 3 (РМ3): сырая нефть ΖηοΙο, растворённая в концентрации 10% (мас./об.) в гептаметилнонане (ГМН - нейтральный растворитель) и добавленная в количестве 5% (об./об.) к БССВ.

Инокуляция.

Образцы грязи (0,5 мл) помещали во встряхиваемые колбы (Ве11со, 250 мл), содержащие 50 мл РС3.

- 4 018191

Культивирование.

Встряхиваемые колбы выдерживали при 50°С во вращающемся шейкере при скорости вращения 200 об/мин и влажности 90% (термостат для бактериальных культур 1п£отз МиШйоп) в течение 28 дней.

Пример 3.

Обработка сырой нефти Ьшег1е смесью микроорганизмов.

Материалы.

Смесь микроорганизмов (СМ): смесь следующих штаммов: изоляты Рзиеботопаз РиДба Νί’ΙΜΒ 9815, Νί’ΙΜΒ 9816 и Νί’ΙΜΒ 10015 и Вигк1ю1бепа зр. из биоотходов, полученных в результате работы водоочистной установки. Эти микроорганизмы выращивали в инокуляционной среде (ИС) в течение 24 ч и выделяли центрифугированием (10 мин, 5000хд). Клеточную массу дважды промывали минеральной средой МС (20 мл) и ресуспендировали осадок в минеральной среде МС (500 мкл). Смесь микроорганизмов получали смешением промытых и ресуспендированных микроорганизмов в равных концентрациях.

Инокуляционная среда (ИС), содержащая в 1 л: 20,0 г дрожжевого экстракта, 1,0 г Мд8О₄-7Н₂О, 5 г ИаС1, рН доведено до 7,5.

Рабочая среда 4 (РС4): 5% (об./об.) сырой нефти Ьшег1е, подвергнутой теплообработке (нефть с норвежского континентального шельфа, нагретая до 60°С в течение 2 ч), добавляли к МС.

Рабочая среда 4 с дрожжевым экстрактом (РС4-ДЭ): 5% (об./об.) сырой нефти Ьшег1е, подвергнутой теплообработке (нефть с норвежского континентального шельфа, нагретая до 60°С в течение 2 ч), добавляли к МС, содержащей 0,1 г дрожжевого экстракта.

Инокуляция.

СМ вводили во встряхиваемые колбы (Ве11со, 250 мл), содержащие 50 мл РС4 или 50 мл РС4-ДЭ до получения конечного значения ОЭ₆₆₀=1,0.

Культивирование.

Встряхиваемые колбы выдерживали при 30°С во вращающемся шейкере при скорости вращения 200 об/мин (термостат для бактериальных культур 1п£отз МиШйоп) в течение 9 дней.

Пример 4.

Обработка тяжёлой нефти ΖιιαΙα в песке микроорганизмами из осадочных отложений.

Материалы.

Инокулят микроорганизмов (ИМ): смешанный инокулят микроорганизмов, изолированных из образцов осадочных отложений.

Песчаная колонка: стеклянные колонки (Оттай!) заполняли сырой нефтью ΖιιαΙα. смешанной с песком барскарп (Ьатзкатр) в массовом соотношении 9:36.

Инокуляция.

ИМ (5 мл, приблизительно 10⁹ клеток/мл) вводили в песчаную колонку после заполнения колонки водой в течение 4 дней.

Культивирование.

После инокуляции песчаные колонки были запечатаны на 24 ч до начала циркуляции МС. МС пропускали со скоростью 171 мл/ч.

Результаты такой обработки тяжёлой нефти в условиях, имитирующих условия в пласте месторождения, отражены на прилагаемой фиг. 2. На фиг. 2 изображена степень извлечения нефти из песчаных пробок в процентном отношении от стандартного общего количества, изначально присутствующего на месте (СОКИПМ, правая ось ординат и график), и вязкости в мПа-с обработанной нефти при скорости сдвига 100 с^-1 и 55°С (левая ось ординат и гистограмма). Значения слева даны для тяжёлой нефти ΖιιαΙα без обработки. Значения в центре описывают тяжёлую нефть Ζ^ί— обработанную при условиях, описанных в этом примере. Правые значения относятся к тяжёлой нефти Ζη^ιΙα, обработанной в описанных в этом примере условиях, но с добавлением ацетата в количестве 5 г/л (например, ацетата натрия) к МС.

Пример 5.

Влияние на вязкость сырых нефтей.

Вязкость обработанной и необработанной тяжёлой сырой нефти типа 1 определяли при 30°С при сдвиге до 1000 с^-1. Необработанная нефть имела вязкость 417 мПа-с, а вязкость обработанной нефти снизилась до 130 мПа-с. В дальнейших тестах с использованием сырой нефти Ζ^ί- обработанной и необработанной, в модели радиального месторождения при 60° С и скорости сдвига до 700 с^-1 наблюдали значительное снижение вязкости при всех скоростях сдвига, и это уменьшение вязкости становилось всё более заметным при скоростях сдвига выше 100 с^-1.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ повышения извлечения тяжёлой нефти из подземного углеводородного месторождения, включающий введение в указанное месторождение через нагнетательную секцию скважины в породе микроорганизмов, способных разлагать нефть, и извлечение нефти через добычную секцию продуктивной скважины, где указанная нагнетательная секция находится в указанной продуктивной скважине или в нагнетательной скважине и расположена выше или примыкает к указанной добычной секции и где перед введением микроорганизмов или одновременно с ним выполняют другую процедуру повышения извлечения нефти, выбираемую из 8ΆΟ-Ό, УАРЕХ, экстракции горячим растворителем, СИОР8, гидроразрыва, С88, введения пара, экстракции горячей водой и повышения текучести под действием пульсирующего давления.
2. Способ по п.1, в котором указанная тяжёлая нефть имеет плотность <10 АНИ.
3. Способ по п.1 или 2, в котором указанную другую процедуру повышения извлечения тяжёлой нефти выбирают из УАРЕХ, экстракции горячим растворителем, СИОР8, гидроразрыва, экстракции горячей водой и повышения текучести под действием пульсирующего давления.
4. Способ по любому из пп.1-3, в котором указанную другую процедуру повышения извлечения нефти выполняют перед указанным введением микроорганизмов.
5. Способ по любому из пп.1-4, в котором указанную другую процедуру повышения извлечения тяжёлой нефти и указанное введение микроорганизмов повторяют неоднократно.
6. Способ по любому из пп.1-5, в котором введение микроорганизмов осуществляют в нагнетательную скважину.
7. Способ по п.6, в котором через указанную нагнетательную скважину также вводят пар, перегретую воду или органический растворитель.
8. Способ по любому из пп.1-7, в котором микроорганизмы вводят в продуктивную скважину.
9. Способ по п.8, в котором органический растворитель также вводят через указанную продуктивную скважину.
10. Способ по любому из пп.1-9, в котором в качестве указанных микроорганизмов используют микроорганизмы, укорачивающие цепи алканов.
11. Способ по любому из пп.1-10, в котором в качестве указанных микроорганизмов используют микроорганизмы, раскрывающие ароматические кольца.
12. Способ по любому из пп.1-11, включающий введение указанных микроорганизмов в указанное месторождение в нескольких местах, каждое из которых находится выше или примыкает к указанной добычной секции указанной продуктивной скважины.
13. Способ по любому из пп.1-12, в котором указанные микроорганизмы обладают способностью выдерживать температуры от 60 до 120°С.
14. Способ по любому из пп.1-13, в котором указанные микроорганизмы выбирают из Васй1и8 8р., Т11сгтц8 8р., Р8еиботоиа8 8р., ОеоЬаеШи® 8р., АпНгоЬасХсг 8р., 8рЫпдотопа8 8р., МусоЬасХепит 8р., Виг1ю1бспа 8р., АстеЬасХег 8р., ТНегтоущга 8р., Агсйаеод1оЬи8 8р., Тйетто81рйо 8р., 8утЬюЬас1епит 8р., Ме111апо8ае1а 8р., Ер811опрго1еоЬас1епит 8р., 8уп1горйи8 8р., Косатбю1бе8 8р., ОеГетЬесХег 8р. и С'И1огаПех1 8р.
15. Способ по п.14, в котором указанные микроорганизмы представляют собой смесь по меньшей мере двух следующих видов: 8рЫпдотопа8 8р., Р8еиботопа8 8р., Виг1ю1бепа 8р., Тйеттоу1дга 8р., Атсйаеод1оЬи8 8р., АсшеЬасХег уепейапш, Тйегто81рйодео1й и 8утЬюЬас1етшт 8р.
16. Способ по п.15, включающий микроорганизмы видов 8рЫпдотопа8 8р., Р8еиботопа8 8р., Вцгйо1бепа 8р.
17. Способ по п.16, включающий микроорганизмы видов 8рЫидотопа8 81уд1а., 8рЫпдотопа8 аготайс1уогап8, 8рЫпдотопа8 биЫеггапеап, 8рЫпдотопа8 уапо1киуае, Р8еиботопа8 рийба и Виг1ю1бепа 8р.