EA023613B1

EA023613B1 - Multistage process for recovering petroleum using microorganisms

Info

Publication number: EA023613B1
Application number: EA201391044A
Authority: EA
Inventors: Владимир Штеле; Раян Холльманн; Роберт Туммер
Original assignee: Винтерсхол Хольдинг Гмбх
Priority date: 2011-02-08
Filing date: 2012-02-06
Publication date: 2016-06-30
Also published as: EP2673333A1; CA2823750A1; WO2012107373A1; EA201391044A1

Abstract

The present invention concerns a multistage process for recovering petroleum from petroleum reservoirs by injection of aqueous flooding media into a petroleum formation through injection wells and extraction of petroleum through production wells, where petroleum production increases using microorganisms and along with blocking highly permeable regions of the petroleum formation.

Description

Настоящее изобретение касается многоступенчатого способа добычи нефти из нефтяных месторождений посредством закачки в формацию нефти через нагнетательные скважины водной вытесняющей среды и извлечения нефти через эксплуатационные скважины, причем способ включает несколько циклов стадий технологического процесса, при котором в месторождение по очереди закачивают мобилизующие нефть микроорганизмы, а также нагнетаемую воду. Далее изобретение касается способа, при котором дополнительно блокируют высокопроницаемые зоны формации нефти.The present invention relates to a multi-stage method for extracting oil from oil fields by injecting an aqueous displacing medium into the formation through injection wells and extracting oil through production wells, the method comprising several process steps, in which microorganisms mobilizing oil are pumped into the field in turn, and injected water. The invention further relates to a method in which highly permeable zones of oil formation are additionally blocked.

В природных месторождениях нефти нефть находится в пустотах пористых пород-коллекторов, которые изолированы от земной поверхности непроницаемыми поверхностными слоями. Наряду с нефтью, включая компоненты природного газа, месторождение содержит также более или менее солесодержащую воду. В случае пустот речь может идти об очень мелких пустотах, капиллярах, порах и т.д., например, с диаметром около 1 мкм; наряду с этим формация также может обнаруживать зоны с порами большего диаметра и/или природные трещины.In natural oil deposits, oil is located in the voids of porous reservoir rocks that are isolated from the earth's surface by impermeable surface layers. Along with oil, including natural gas components, the field also contains more or less saline water. In the case of voids, we can talk about very small voids, capillaries, pores, etc., for example, with a diameter of about 1 μm; along with this, the formation can also detect zones with pores of larger diameter and / or natural cracks.

После пробуривания скважины в нефтеносных пластах нефть благодаря пластовому давлению сначала течет к эксплуатационным скважинам и фонтаном разливается по земной поверхности. Эту фазу добычи нефти специалисты называют первичной добычей. При плохих пластовых условиях, как, например, при высокой вязкости нефти, быстро снижающемся пластовом давлении или большом сопротивлении течению в нефтеносных пластах, фонтанный способ добычи быстро прекращается. Во время первичного способа в среднем можно добывать лишь 2-10% имеющейся в месторождении нефти. Для нефти с высокой вязкостью фонтанная эксплуатация, как правило, вообще не возможна.After drilling a well in oil reservoirs, oil, due to reservoir pressure, first flows to production wells and spills over the earth's surface. Specialists call this phase of oil production primary production. Under poor reservoir conditions, such as, for example, with high oil viscosity, rapidly decreasing reservoir pressure or high flow resistance in oil-bearing formations, the fountain production method quickly ceases. During the primary method, on average, only 2-10% of the oil available in the field can be produced. For oil with a high viscosity, gushing is generally not possible at all.

Поэтому для увеличения выхода применяют так называемый вторичный способ добычи.Therefore, to increase the yield, the so-called secondary production method is used.

Самым используемым способом вторичной добычи нефти является закачка воды в нефтяной пласт. При этом через так называемые нагнетательные скважины в нефтеносные пласты нагнетают воду. Таким способом искусственно повышают пластовое давление и проталкивают нефть от нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. С помощью закачки воды в нефтяной пласт в определенных условиях может значительно увеличиваться степень эксплуатации.The most used secondary oil recovery method is to pump water into the oil reservoir. At the same time, water is pumped into the oil-bearing strata through so-called injection wells. In this way, reservoir pressure is artificially increased and oil is pushed from injection wells to production wells. By injecting water into the oil reservoir under certain conditions, the degree of exploitation can significantly increase.

Известно, что добычу нефти можно увеличивать при использовании подходящих препаратов в качестве вспомогательных компонентов для добычи нефти. Использование таких мероприятий должно повышать подвижность нефти в формации, таким образом, при закачке воды в нефтяной пласт нефть легче вытесняется из формации. Эту фазу добычи нефти часто называют третичный метод нефтедобычи или метод увеличения нефтеотдачи пластов (ЕиЬаисеД Θίΐ Кесоуету) (ЕОК). Кроме того, с помощью добавления подходящих поверхностно-активных веществ, можно снижать, например, поверхностное натяжение на границе раздела фаз между нефтью и водной фазой и повышать тем самым мобильность нефтяной фазы. Этот способ известен также как заводнение поверхностно-активными веществами. Обзор способа третичной добычи нефти представлен, например, в журнале 1оитиа1 οί Ре1то1еит 8с1еисе апД Еидшеетшд, 19 (1998), 265-280.It is known that oil production can be increased by using suitable formulations as auxiliary components for oil production. The use of such measures should increase the mobility of oil in the formation, thus, when water is pumped into the oil reservoir, oil is more easily displaced from the formation. This phase of oil production is often referred to as the tertiary oil production method or the enhanced oil recovery method (EbaydeS Θίΐ Kesouuu) (EOC). Furthermore, by adding suitable surfactants, it is possible to reduce, for example, the surface tension at the interface between the oil and the aqueous phase, and thereby increase the mobility of the oil phase. This method is also known as surfactant flooding. An overview of the tertiary oil production method is presented, for example, in the journal 1itia1 ίί Re1to1eit 8s1eise apD Yidsheetshd, 19 (1998), 265-280.

Еще одним из способов третичного метода нефтедобычи для повышения добычи нефти является использование микроорганизмов, в частности, бактерий. Этот способ известен как микробный метод повышения нефтеотдачи пластов (МютоЫа1 ЕиЬаисеД ОД Кесоуету (МЕОК)). При этом в формацию нефти либо нагнетают подходящие микроорганизмы, питательные вещества для микроорганизмов, а также, при необходимости, кислород, либо способствуют росту микроорганизмов, уже содержащихся в формации нефти, с помощью нагнетания питательных веществ, а также, при необходимости, кислорода.Another of the methods of the tertiary method of oil production to increase oil production is the use of microorganisms, in particular bacteria. This method is known as the microbial method of enhancing oil recovery (MutoLa1 EuBaDe OD Kesouuu (MEOK)). In this case, suitable microorganisms, nutrients for microorganisms, and also, if necessary, oxygen are injected into the oil formation, or they promote the growth of microorganisms already contained in the oil formation by pumping nutrients, and also, if necessary, oxygen.

Известны различные механизмы, благодаря которым бактерии могут повышать подвижность нефти, как, например, образование ПАВов, снижение вязкости нефти при расщеплении высокомолекулярных углеводородов, образование СО₂, образование органических кислот, которые могут воздействовать на формацию горных пород и тем самым создавать новые пути затопления или отделения нефти от поверхности горной породы. Метод МЕОК, а также подходящие для этого микроорганизмы описаны, например, в И8 4475590, И8 4905761 или И8 6758270 В1.Various mechanisms are known due to which bacteria can increase the mobility of oil, such as the formation of surfactants, a decrease in the viscosity of oil during the breakdown of high molecular weight hydrocarbons, the formation of CO ₂ , the formation of organic acids, which can affect the formation of rocks and thereby create new ways of flooding or oil separation from the rock surface. The MEOK method, as well as microorganisms suitable for this, are described, for example, in I8 4475590, I8 4905761 or I8 6758270 B1.

Ки 2060371 С1 раскрывает способ добычи нефти с использованием микроорганизмов из месторождения с неоднородной проницаемостью, которое обнаруживает по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину. В описанном способе пластовое давление периодически повышается и понижается. В фазах повышения давления для активации микроорганизмов, содержащихся в формации нефти, в формацию нефти нагнетают питательных раствор. Затем нагнетательную скважину закрывают. При заборе нефти или смесей воды из эксплуатационной скважины давление снова снижается.Ki 2060371 C1 discloses a method of oil production using microorganisms from a field with heterogeneous permeability, which detects at least one injection well and at least one production well. In the described method, reservoir pressure periodically increases and decreases. In phases of increasing pressure to activate microorganisms contained in the oil formation, a nutrient solution is injected into the oil formation. Then the injection well is closed. When oil or water mixtures are taken from a production well, the pressure decreases again.

КИ 2194849 С1 раскрывает способ добычи нефти с использованием микроорганизмов из месторождения с неоднородной проницаемостью, которое обнаруживает по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину. В описанном способе пластовое давление периодически повышается и понижается. В фазах повышения давления соответственно через нагнетательную и эксплуатационную скважины в формацию нагнетают микроорганизмы, а также питательный раствор, в фазах снижения давления нагнетательную скважину закрывают и через эксплуатационную скважину формации извлекают жидкость. Предпочтительно в нагнетательную скважину нагнетают мезофильные бактерии, а в эксплуатационную скважину - термофильные бактерии. Недостатком этогоKI 2194849 C1 discloses a method of oil production using microorganisms from a field with heterogeneous permeability, which detects at least one injection well and at least one production well. In the described method, reservoir pressure periodically increases and decreases. In the phases of pressure increase, respectively, through the injection and production wells, microorganisms are injected into the formation, as well as the nutrient solution, in the phases of pressure decrease, the injection well is closed and liquid is extracted through the production well of the formation. Preferably, mesophilic bacteria are injected into the injection well, and thermophilic bacteria are injected into the production well. Disadvantage of this

- 1 023613 способа является невысокая эффективность, так как эксплуатационная скважина не может вырабатывать нефть непрерывно, а регулярно прерывается.- 1,023613 of the method is low efficiency, since the production well cannot produce oil continuously, but is interrupted regularly.

КИ 2204014 С1 раскрывает способ добычи нефти, в котором в формацию нефти закачивают питательный раствор, а также углеродокисляющие бактерии, а затем получаемый биотехнологическим способом полиакриламид вместе с веществом, образующим поперечные связи.KI 2204014 C1 discloses a method of oil production, in which a nutrient solution is injected into the oil formation, as well as carbon-oxidizing bacteria, and then polyacrylamide obtained with a biotechnological method together with a cross-linking substance.

При закачке воды также могут возникать другие трудности. В идеальных условиях при закачке воды в нефтяной пласт вода, исходящая от нагнетательной скважины, должна равномерно вытеснять нефть через всю формацию нефти к эксплуатационной скважине. На практике нефтяная формация обнаруживает участки с различным сопротивлением течению. Кроме насыщенных нефтью пород-коллекторов с мелкими порами и высоким сопротивлением течению для воды также существуют участки с низким сопротивлением течению для воды, как, например, природные или искусственные разломы или высокопроницаемые участки в породах-коллекторах. Проницаемые участки такого рода также могут означать участки, уже не содержащие нефть. При закачке воды в нефтяной пласт нагнетаемая вода протекает, главным образом, по пути с низким сопротивлением течению от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине. Результатом является то, что насыщенные нефтью участки месторождений с мелкими порами с высоким сопротивлением течению больше не заполняются водой, и что через эксплуатационную скважину проходит все больше воды и меньше нефти. В этом контексте специалист говорит о разбавлении продукции водой. Названные эффекты особенно выражены в тяжелых или вязких нефтях. Чем выше вязкость нефти, тем вероятнее быстрое разбавление продукции водой.When injecting water, other difficulties may also arise. Under ideal conditions, when water is pumped into the oil reservoir, the water emanating from the injection well should uniformly displace the oil through the entire oil formation to the production well. In practice, the oil formation detects areas with different flow resistance. In addition to oil-saturated reservoir rocks with small pores and high flow resistance for water, there are also areas with low flow resistance for water, such as natural or artificial faults or highly permeable sections in reservoir rocks. Permeable patches of this kind may also mean patches no longer containing oil. When water is pumped into the oil reservoir, injected water flows mainly along a path with a low resistance to flow from the injection well to the production well. The result is that oil-saturated sections of small pore fields with high flow resistance are no longer filled with water, and that more water and less oil passes through the production well. In this context, the specialist speaks of diluting the product with water. These effects are especially pronounced in heavy or viscous oils. The higher the viscosity of the oil, the more likely it is to quickly dilute the product with water.

Поэтому в уровне техники известны способы закрытия высокопроницаемых зон такого рода между нагнетательными скважинами и эксплуатационными скважинами с помощью подходящих мероприятий. Таким образом, высокопроницаемые зоны с низким сопротивлением течению блокируют, нагнетаемая вода подступает и снова проходит через насыщенные нефтью низкопроницаемые слои. Такие мероприятия также известны как так называемые методы структурного контроля. Обзор методов структурного контроля приведен в Вот1ш§ и др. РикЫид ои! 1Пс οίΐ νίΐΐι Соп&тшапсе Соп1го1. изд-во ОППеИ РсНс\у (1994), с. 44 и последующие.Therefore, prior art methods are known for closing such highly permeable zones between injection wells and production wells using suitable measures. Thus, high-permeability zones with low resistance to flow block, injected water approaches and again passes through oil-saturated low-permeability layers. Such events are also known as the so-called structural control methods. A review of structural control methods is given in Vot1sh§ et al. RikYid oi! 1Pc οίΐ νίΐΐι Sop & tshaps Sop1go1. Publishing House of OPeI RSNs \ u (1994), p. 44 and subsequent.

Для структурного контроля можно применять сравнительно низковязкие препаративные формы определенных химических веществ, которые можно легко нагнетать в нефтяную формацию, и вязкость которых значительно увеличивается сразу после нагнетания в условиях формации. Такие препаративные формы содержат неорганические или органические или полимерные компоненты, подходящие для повышения вязкости. Повышение вязкости нагнетаемой препаративной формы с одной стороны может возникать через определенный промежуток времени. Также известны препаративные формы, в которых повышение вязкости начинается при повышении температуры, когда препаративные формы, нагнетаемые в нефтяное месторождение, постепенно нагреваются до температуры месторождения. Препаративные формы, вязкость которых сначала повышается в условиях формации, известны, например, как термогели или система замедленного образования геля.For structural control, relatively low viscosity formulations of certain chemicals can be used that can be easily injected into the oil formation and whose viscosity increases significantly immediately after injection in the formation. Such formulations contain inorganic or organic or polymeric components suitable for increasing viscosity. An increase in the viscosity of the injected formulation on the one hand can occur after a certain period of time. Formulations are also known in which an increase in viscosity begins with an increase in temperature, when formulations injected into an oil field are gradually heated to the temperature of the field. Formulations whose viscosity first increases under formation conditions are known, for example, as thermogels or a delayed gel formation system.

8и 1654554 А1 раскрывает смеси из трихлорида или нитрата алюминия, мочевины и воды, которые закачивают в нефтяную формацию. При повышенных температурах в формации мочевина гидролизуется с образованием диоксида углерода и аммиака. При выделении основания аммиака значительно повышается рН-значение воды, и выделяется гель гидроокиси алюминия высокой вязкости, который закупоривает высокопроницаемые зоны.8 and 1654554 A1 discloses mixtures of trichloride or aluminum nitrate, urea and water, which are pumped into the oil formation. At elevated temperatures in the formation, urea hydrolyzes to form carbon dioxide and ammonia. When ammonia is isolated, the pH of the water rises significantly, and a gel of high viscosity aluminum hydroxide is released, which clogs highly permeable zones.

И8 4889563 раскрывает применение водных растворов хлоридов гидроокиси алюминия в комбинации с мочевиной или гексаметилентетрамином (уротропином) для блокирования подземных нефтяных формаций. Гидролиз мочевины или гексаметилентетрамина в формации также приводит к повышению уровня рН и выделению гидроокиси алюминия.I8 4889563 discloses the use of aqueous solutions of aluminum hydroxide chlorides in combination with urea or hexamethylenetetramine (urotropin) for blocking underground oil formations. Hydrolysis of urea or hexamethylenetetramine in the formation also leads to an increase in pH and the release of aluminum hydroxide.

И8 4844168 раскрывает способ блокирования участков нефтяной формации с высокой температурой, в котором в нефтяную формацию с температурой резервуара по меньшей мере 60°С нагнетают полиакриламид и многовалентный ион металла, например, Ре(Ш), Α1(ΙΙΙ), Сг(111) или Ζτ (IV). В таких условиях в формации амидогруппы -ί'ΌΝΗ2 частично гидролизуются с образованием -СООН-групп, причем ионы металла структурируют образованные -СООН-группы, таким образом, с определенной временной задержкой образуется гель.I8 4844168 discloses a method for blocking sections of a high temperature oil formation in which polyacrylamide and a multivalent metal ion are injected into an oil formation with a tank temperature of at least 60 ° C., for example, Pe (W), Α1 (ΙΙΙ), Cr (111) or Ζτ (IV). Under such conditions, in the formation of the amido group, -ί'ΌΝΗ2 are partially hydrolyzed to form -COOH groups, and metal ions structure the formed -COOH groups, thus, a gel is formed with a certain time delay.

Другие подходящие смеси для структурного контроля упомянуты, например, в КИ 2066743 С1, АО 2007/135617, И8 7273101 В2, И8 6838417 В2 или И8 2008/0035344 А1.Other suitable mixtures for structural control are mentioned, for example, in KI 2066743 C1, AO 2007/135617, I8 7273101 B2, I8 6838417 B2 or I8 2008/0035344 A1.

В формациях нефти часто наблюдают неоднородное распределение температур, а более или менее сильные температурные градиенты. Такие температурные градиенты могут иметь природное происхождение, в частности, они могут являться результатом вторичной и/или третичной добычи нефти. Часто при закачке воды в нефтяной пласт в течение многих месяцев, или даже лет в формацию нагнетают холодную воду. Из-за этого температура формации в области нагнетательной скважины, как правило, более или менее снижается. В качестве типичного примера в табл. 1 представлено снижение температуры формации для нескольких месторождений в Северной Сибири после длительной закачки воды в нефтяной пласт.In oil formations, an inhomogeneous temperature distribution is often observed, and more or less strong temperature gradients. Such temperature gradients can be of natural origin, in particular, they can be the result of secondary and / or tertiary oil production. Often when water is pumped into the oil reservoir for many months, or even years, cold water is pumped into the formation. Because of this, the temperature of the formation in the area of the injection well, as a rule, more or less decreases. As a typical example in table. Figure 1 shows the decrease in formation temperature for several fields in Northern Siberia after prolonged injection of water into the oil reservoir.

- 2 023613- 2 023613

Таблица 1. Температуры различных сибирских месторождений §1-86 после длительной закачки воды в нефтяной пластTable 1. Temperatures of various Siberian deposits §1-86 after prolonged injection of water into the oil reservoir

Месторождение Field Температура формации [°С] Temperature formations [° C] Температура формации в зоне нагнетания [°С] Temperature formations in the zone discharge [° C] Разница [°С] Difference [° C] 51 51 90 90 45 45 45 45 52 52 72 72 39 39 33 33 53 53 78 78 37 37 41 41 54 54 78 78 32 32 46 46 55 55 101 101 56 56 45 45 56 56 85 85 42 42 43 43

Задачей изобретения было получение микробного метода повышения нефтеотдачи пластов (МЕОК), который также особенно подходит для добычи нефти из месторождений с неоднородным распределением температур.The objective of the invention was to obtain a microbial method of enhancing oil recovery (MEOK), which is also particularly suitable for oil production from fields with an inhomogeneous temperature distribution.

В соответствии с этим был обнаружен способ добычи нефти из подземных месторождений с помощью микроорганизмов, причем, в месторождение пробуривают, по меньшей мере, одну нагнетательную и, по меньшей мере, одну эксплуатационную скважину, температуры месторождения (Т_ь) составляют 45120°С, и из месторождения добывают нефть, при котором закачивают водную вытесняющую среду, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину и добывают нефть по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины, и способ согласно изобретению включает, по меньшей мере, т циклов 2₁-2_т способа, причем каждый из циклов 2₁-2_т способа включает стадии технологического процесса:Accordingly, a method was discovered for oil production from underground deposits using microorganisms, wherein at least one injection and at least one production well was drilled into the field, the temperature of the field (T _b ) was 45120 ° C, and oil is extracted from the field in which an aqueous displacing medium is pumped into at least one injection well and oil is extracted from at least one production well, and the method according to the invention includes at least shot 2 _{1 to} 2 _m process, each shot 2 _{1 to} 2 _r process comprises process steps:

(I) мобилизацию нефти в формации при нагнетании, по меньшей мере, водной композиции мобилизующих нефть микроорганизмов, питательных веществ, а также, при необходимости, источника кислорода, причем микроорганизмы обнаруживают оптимальную температуру Т_у, при которой происходит рост бактерий, и (II) закачку нагнетаемой воды с температурой <45°С, количество циклов т = >2, во время циклов 2₁-2_т соответственно выполняют многократно чередующиеся друг с другом стадии (Ι)-(ΙΙ) технологического процесса, и соответственно Ту нагнетаемых микроорганизмов во время проведения одного из циклов 2₁-2_т не меняется, и причем применяемые в каждом цикле 2₁-2_т способа микроорганизмы имеют оптимальную температуру Т_у, при которой происходит рост бактерий, при выполнении первого цикла Ζ₁ способа нагнетают микроорганизмы с самой высокой Т_у, и при каждом новом выполнении цикла Ζ способа нагнетают микроорганизмы, которые имеют более низкую оптимальную температуру Т_у, чем микроорганизмы, нагнетаемые во время предыдущего цикла Ζ способа.(I) mobilizing oil in the formation by injecting at least an aqueous composition of oil-mobilizing microorganisms, nutrients, and also, if necessary, an oxygen source, the microorganisms detecting the optimum temperature T _y at which bacteria grow, and (II) injection of injected water with a temperature of <45 ° C, the number of cycles t => 2, during cycles 2 ₁ –2 _t, respectively, stages (Ι) - (ΙΙ) of the technological process and, correspondingly, Tu of injected microorganisms are repeatedly interchanged with each other during one of the cycles 2 ₁ -2 _t does not change, and moreover, the microorganisms used in each cycle of 2 ₁ -2 _{t of the} method have the optimum temperature T _y at which bacteria growth occurs, during the first cycle Ζ _{1 of the} method, microorganisms are pumped from high T _y , and with each new execution of the cycle Ζ of the method, microorganisms are injected that have a lower optimum temperature T _y than microorganisms injected during the previous cycle Ζ of the method.

Перечень чертежейList of drawings

Фиг. 1 - схематичное изображение закачки воды в нефтяной пласт в ходе способа (II) технологического процесса.FIG. 1 is a schematic illustration of water injection into an oil reservoir during method (II) of a process.

Фиг. 2 - схематичное изображение закрытия первой зоны затопления геля.FIG. 2 is a schematic illustration of the closure of a first gel flooding zone.

Фиг. 3 - схематичное изображение формирования новой зоны затопления после закрытия первой зоны.FIG. 3 is a schematic illustration of the formation of a new flood zone after the closure of the first zone.

В изобретении, в частности, осуществляют следующее.In the invention, in particular, the following is carried out.

Способ согласно изобретению применяют после прекращения первичного способа добычи нефти благодаря собственному давлению месторождения и поддержанию давления в нефтяном месторождении с помощью закачки водной вытесняемой среды. Особенно подходит для таких месторождений, в которых закачка воды в нефтяной пласт не приводит к удовлетворительному результату, так как добыча нефти является недостаточной. Например, в низкопроницаемых месторождениях и/или при недостаточной мобилизации нефти, если она с помощью нагнетаемой воды не выталкивается, или выталкивается недостаточно. Способ не ограничивается применением в таких месторождениях.The method according to the invention is applied after the cessation of the primary method of oil production due to the own pressure of the field and maintaining the pressure in the oil field by injecting an aqueous displaced medium. It is especially suitable for such fields in which water injection into the oil reservoir does not lead to a satisfactory result, since oil production is insufficient. For example, in low-permeability fields and / or in case of insufficient mobilization of oil, if it is not pushed out with the help of pumped water, or it is not pushed out enough. The method is not limited to use in such fields.

МесторожденияPlace of Birth

Нефтяные месторождения могут означать месторождения всех видов нефти, например легкой или тяжелой нефти, при условии, что температуры месторождения (Т_ь) составляют 45-120°С, предпочтительно 50-100°С, весьма предпочтительно 50-80°С. Под условиями месторождения понимают естественную температуру в месторождении. Она может изменяться на стадиях технологического процесса, описанных ниже.Oil fields can mean deposits of all types of oil, for example light or heavy oil, provided that the temperature of the field (T _b ) is 45-120 ° C, preferably 50-100 ° C, very preferably 50-80 ° C. Under the conditions of the field understand the natural temperature in the field. It may vary at the stages of the process described below.

- 3 023613- 3 023613

Способ.The way.

Для выполнения способа в нефтяное месторождение пробуривают, по меньшей мере, одну эксплуатационную скважину и, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину. Как правило, месторождение снабжено несколькими нагнетательными скважинами и, при необходимости, несколькими эксплуатационными скважинами. Через нагнетательную скважину в нефтяное месторождение можно закачивать водную вытесняющую среду, и через эксплуатационную скважину (называемую также действующей скважиной) из месторождения извлекают нефть. Применяемые соответственно на отдельных стадиях технологического процесса водные вытесняющие среды описаны ниже. Согласно изобретению для закачки водных вытесняющих сред на описанных ниже стадиях технологического процесса всегда применяют одинаковые нагнетательные скважины; следовательно, бурение новых нагнетательных скважин не требуется. При этом не важно, используют ли далее понятия нагнетательная скважина или эксплуатационная скважина в единственном или во множественном числе, а соответственно подразумевают по меньшей мере одну нагнетательную скважину или по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.To perform the method, at least one production well and at least one injection well are drilled into an oil field. As a rule, the field is equipped with several injection wells and, if necessary, several production wells. Through the injection well, an aqueous displacing medium can be pumped into the oil field, and oil is extracted from the field through a production well (also called an operating well). The aqueous displacing media used respectively at the individual stages of the process are described below. According to the invention, the same injection wells are always used to inject aqueous displacing media in the process steps described below; therefore, drilling of new injection wells is not required. It doesn’t matter if the concepts used here are an injection well or a production well in the singular or in the plural, and accordingly, at least one injection well or at least one production well is meant.

Разумеется, под понятием нефть подразумевают не нефть без сдвига фаз, а обычные эмульсии, содержащие нефть и пластовую воду, которые откачивают из нефтяного месторождения. Нефтяную и водную фазу разделяют после откачивания принципиально известным способом.Of course, the term oil does not mean oil without phase shift, but ordinary emulsions containing oil and produced water that are pumped out of the oil field. The oil and water phases are separated after pumping out in a fundamentally known manner.

Циклы Ζ способаΖ cycle cycles

Способ согласно изобретению содержит т циклов /1-7_т способа, причем т = > 2. Говоря другими словами, способ включает по меньшей мере два цикла Ζ способа.The method according to the invention contains t cycles / 1-7 _{t of the} method, and t => 2. In other words, the method includes at least two cycles Ζ of the method.

Каждый из циклов Ζ₁-Ζ_т способа включает по меньшей мере две стадии (I) и (II) технологического процесса, которые соответственно выполняют несколько раз друг за другом по очереди. На стадии (I) технологического процесса в формацию нагнетают подходящие микроорганизмы, которые могут мобилизовать нефть в формации. На стадии (II) технологического процесса при закачке воды в нефтяной пласт добывают нефть.Each of the cycles Ζ ₁ -Ζ _{t of the} method includes at least two stages (I) and (II) of the technological process, which respectively are performed several times one after another in turn. In step (I) of the process, suitable microorganisms are injected into the formation that can mobilize oil in the formation. At stage (II) of the process, when water is pumped into the oil reservoir, oil is produced.

Согласно изобретению стадии (I) и (II) выполняют несколько раз друг за другом по очереди, т.е. по меньшей мере дважды. Итак, каждый из циклов Ζ₁-Ζ_т включает по меньшей мере стадии (Ц-ЦЦЦЦ^Н).According to the invention, steps (I) and (II) are performed several times in succession, i.e. at least twice. So, each of the cycles Ζ ₁ -Ζ _t includes at least stages (C-CZTSTS ^ N).

Стадия (I) технологического процессаStage (I) of the process

На стадии (I) технологического процесса нефтяную формацию обрабатывают микроорганизмами, подходящими для мобилизации нефти, нагнетая подходящие микроорганизмы в месторождение. Микроорганизмы, в частности, означают бактерии.In step (I) of the process, the oil formation is treated with microorganisms suitable for mobilizing oil by pumping suitable microorganisms into the field. Microorganisms, in particular, mean bacteria.

Для подготовки стадии (I) технологического процесса необходимо сначала провести геофизические и биохимические исследования нефтяной формации соответствующим способом. Для этого определяют температуру месторождения, а также, при необходимости, распределение температур формации нефти, а именно, в зоне между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной. Способы определения распределения температур нефтяного месторождения принципиально известны специалисту. Как правило, их проводят на основании измерений температуры в определенных местах формации в комбинации с моделирующими расчетами, причем при моделирующих и других расчетах учитывают количество тепла, введенного в формацию, а также количество тепла, выведенного из формации. С помощью биохимического анализа можно определить наличие и количество аэробных и анаэробных микроорганизмов в области возле забоя нагнетательной и действующей скважины. Кроме того, берут пробы формации.To prepare stage (I) of the technological process, it is first necessary to conduct geophysical and biochemical studies of the oil formation in an appropriate way. To do this, determine the temperature of the field, as well as, if necessary, the temperature distribution of the oil formation, namely, in the area between the injection well and the production well. Methods for determining the temperature distribution of an oil field are fundamentally known to one skilled in the art. As a rule, they are carried out on the basis of temperature measurements at certain places in the formation in combination with modeling calculations, and for modeling and other calculations, the amount of heat introduced into the formation and the amount of heat removed from the formation are taken into account. Using biochemical analysis, it is possible to determine the presence and quantity of aerobic and anaerobic microorganisms in the area near the bottom of the injection and operating wells. In addition, formation samples are taken.

Нагнетаемые на стадии (I) технологического процесса микроорганизмы могут означать как аэробные, так и анаэробные, предпочтительно анаэробные микроорганизмы. Затем в формацию нефти нагнетают питательные вещества, а также при необходимости, источник кислорода, предпочтительно кислородсодержащий газ. Для этого компоненты смешивают подходящим способом в водной среде. Три компонента, микроорганизмы, питательный раствор, а также, при необходимости, кислородсодержащий газ можно нагнетать как вместе, или также по очереди отдельными дозами, таким образом микроорганизмы, питательный раствор, а также, при необходимости, источник кислорода смешиваются друг с другом лишь в формации. Кислородсодержащий газ можно нагнетать в чистом виде или предпочтительно в виде кислородсодержащей водной вытесняющей среды, особенно предпочтительно в виде воды, содержащей кислород или воды соляного источника. Концентрация кислорода, растворенного в водной вытесняющей среде, особенно предпочтительно в воде, предпочтительно может составлять 0,05-0,5 м³ кислорода/м³вытесняющей среды. Нагнетание источника кислоты, предпочтительно кислородсодержащего газа, производят при использовании аэробных организмов и не производят при использовании анаэробных микроорганизмов.Microorganisms injected in stage (I) of the technological process can mean both aerobic and anaerobic, preferably anaerobic microorganisms. Nutrients are then injected into the oil formation and, if necessary, an oxygen source, preferably an oxygen-containing gas. For this, the components are mixed in a suitable manner in an aqueous medium. Three components, microorganisms, a nutrient solution, and, if necessary, an oxygen-containing gas can be injected either together, or also in turns in separate doses, thus microorganisms, a nutrient solution, and, if necessary, an oxygen source are mixed with each other only in the formation . The oxygen-containing gas can be injected in pure form or preferably in the form of an oxygen-containing aqueous displacing medium, particularly preferably in the form of water containing oxygen or water from a salt source. The concentration of oxygen dissolved in the aqueous displacing medium, particularly preferably in water, can preferably be 0.05-0.5 m ³ oxygen / m ³ displacing medium. The injection of a source of acid, preferably an oxygen-containing gas, is carried out using aerobic organisms and is not produced using anaerobic microorganisms.

Подходящие микроорганизмы для мобилизации нефти в нефтяной формации принципиально известны специалисту, например, из ранее названной литературы. Мобилизация нефти может осуществляться одним или несколькими ниже названными механизмами: образованием ПАВов, уменьшением вязкости нефти при расщеплении высокомолекулярных углеводородов, образованием СО² и/или метана, образованием органических кислот, которые могут воздействовать на формацию горной породы и тем самым образовывать новые пути протекания, или при отделении нефти от поверхности горной породы.Suitable microorganisms for mobilizing oil in the oil formation are fundamentally known to the skilled person, for example, from the previously cited literature. The mobilization of oil can be carried out by one or more of the following mechanisms: the formation of surfactants, a decrease in the viscosity of oil during the decomposition of high molecular weight hydrocarbons, the formation of CO ² and / or methane, the formation of organic acids that can affect the formation of rocks and thereby form new paths, or when separating oil from a rock surface.

Примеры названных микроорганизмов указаны, например, в Филогенетическое разнообразиеExamples of these microorganisms are indicated, for example, in phylogenetic diversity.

- 4 023613 аэробных органотрофных бактерий из высокотемпературного нефтяного месторождения Даган Т.Н. Назина, Д.Ш. Соколова, Н.М. Шестакова, А.А. Григорян, Е.М. Михайлова, Т.Л. Бабич, А.М. Лысенко, Т.П. Тоурова, А.Б. Полтараус, Цинъсян Фен, Фангтиан Ни и С.С. Беляев Микробиология, том 74, № 3, 2005, стр. 343-351. Переведено из Микробиологии, том 74, № 3, 2005, стр. 401-409 или Использование микроорганизмов в биотехнологии повышения нефтеизвлечения. С.С. Беляев, И.А. Борзенков, Т.Н. Назина, Е.П. Розанова, И.Ф. Глумов, Р.Р. Ибатуллин и М.В. Иванов, Микробиология, том 73, № 5, 2004, стр. 590-598.- 4,023,613 aerobic organotrophic bacteria from the high-temperature oil field T. Dagan Nazina, D.Sh. Sokolova, N.M. Shestakova, A.A. Grigoryan, E.M. Mikhailova, T.L. Babich, A.M. Lysenko, T.P. Tourova, A.B. Poltaraus, Qingxiang Feng, Fangtian Ni and S.S. Belyaev Microbiology, Volume 74, No. 3, 2005, pp. 343-351. Translated from Microbiology, Volume 74, No. 3, 2005, pp. 401-409 or The Use of Microorganisms in Biotechnology for Enhancing Oil Recovery. S.S. Belyaev, I.A. Borzenkov, T.N. Nazina, E.P. Rozanova, I.F. Glumov, R.R. Ibatullin and M.V. Ivanov, Microbiology, Volume 73, No. 5, 2004, pp. 590-598.

Примеры подходящих микроорганизмов содержат анаэробных представителей различных видов, как, например, С1о81пбшт 5р., ВасШик 5р., ИекиЦоуФгю 5р., Аг!ЬгоЬас1ег 5р.. МусоЬас1епит 5р.. М1сгосоеси5 5р., Вгеу1ЬасШи5 5р., Асйиотусек 5р. ойег Ркеийотоиак 5р..Examples of suitable microorganisms contain anaerobic representatives of various species, such as, for example, Clo81pbsp 5p., Vaschik 5p., IeckoCoFyu 5p., Ar! oyeg Rkeiyotoiak 5r ..

В качестве главных компонентов они могут содержать, например, №ΝΟ₃, ΚΝΟ₃, ΝΗ₄ΝΟ₃, Иа₂ИРО₄, ИИ₄С1, микроэлементы, как, например, В, Ζη, Си, Со, Мд, Мп, Ре, Мо, Νί, 8е, витамины, как фолиевая, аскорбиновая кислота, рибофлавин, акцепторы электронов, как δΟ₄ ^2-, ΝΟ₃ ^-2, Ре+³, гуминовые кислоты, оксиды минералов, хиноновые соединения или их комбинации.As the main components, they can contain, for example, No. ₃ , ΚΝΟ ₃ , ΝΗ ₄ ΝΟ ₃ , Ia ₂ IRO ₄ , II ₄ C1, trace elements, such as B, Ζη, Cu, Co, MD, Mn, Re , Mo, Νί, 8e, vitamins like folic, ascorbic acid, riboflavin, electron acceptors like δΟ ₄ ^2- , ΝΟ ₃ ^-2 , Fe + ³ , humic acids, mineral oxides, quinone compounds, or combinations thereof.

Максимальный темп роста микроорганизмов зависит от температуры. Температуру, при которой рост микроорганизмов является наибольшим, называют далее Τ_ν. При этом специалист различает различные классы микроорганизмов, а именно, психрофильные, мезофильные, термофильные, а также гипертермофильные бактерии, причем определение интервала температур максимального темпа роста в различной литературе немного отличается. Следующая табл. 3 показывает обычную классификацию, которая должна лежать в основе данного изобретения.The maximum growth rate of microorganisms depends on temperature. The temperature at which the growth of microorganisms is greatest is referred to below as далее _ν . In this case, the specialist distinguishes between different classes of microorganisms, namely, psychrophilic, mesophilic, thermophilic, and also hyperthermophilic bacteria, and the temperature range for the maximum growth rate in the various literature is slightly different. The following table 3 shows the conventional classification that should underlie the present invention.

Таблица 2. Минимальная, максимальная и оптимальная температура, при которой происходит рост бактерий, для различных классов микроорганизмовTable 2. Minimum, maximum and optimal temperature at which bacterial growth occurs for various classes of microorganisms

Минимальная Minimum Оптимальное Optimal Максимальная Maximum температура temperature значение value температура temperature Психрофилы Psychophiles -5 “С -5 “C 12-15 “С 12-15 “C 25 °С 25 ° C Мезофилы Mesophiles 15 °С 15 ° C 30 - 40 °С 30 - 40 ° C 47 °С 47 ° C Термофилы Thermophiles 40 °С 40 ° C 55 - 75 °С 55 - 75 ° C 90 °С 90 ° C Г ипертермофилы Iperthermophiles 70 °С 70 ° C 80 - 90 °С 80 - 90 ° С 110°С 110 ° C

В следующей табл. 3 указаны некоторые микроорганизмы, соответственно с оптимальной температурой, при которой происходит рост бактерий.In the following table. Figure 3 shows some microorganisms, respectively, with the optimum temperature at which bacterial growth occurs.

Таблица 3. Оптимальная температура, при которой происходит рост различных микроорганизмовTable 3. Optimum temperature at which the growth of various microorganisms occurs.

Психрофилы Psychophiles Мезофилы Mesophiles Термофилы Thermophiles Г ипертермофилы Iperthermophiles Р1атоЬас(епит аШагсПсит 15 °С P1atobac (epit aShagsPsit 15 ° C ЕасЬепсЫа сой 37 °С Soybeans Soi 37 ° C 8(гер(ососсиа (ЬегторЬИиз 45 °С 8 (ger (ossossia (Leader 45 ° C ЛфПех ругорНИиа 85 °С LfPech RugorNIIa 85 ° C РЬотЬасТегшт ргойлккия 10’С RiotasTegst rgoilkkia 10’s 3(гер1отусеа соеИсо1ог 28 ’С 3 (gerotothea sooeisoog 28 ’C ОеоЬасШиа й1еаго(ЬегторЫ1и8 55 °С Oeobaschia i1eago (Lego1i8 55 ° C Ругойкйшп Ьгоскн 85 - 105 °С Rugoykshp 85 - 105 ° C

ЗНстапсПа ЬепЙпса 4 °С Znstapspa Paeps 4 ° C ВасШиз аиЫШа зо°с VasShiz aiysha ° C ТЬегтиа ациайсиз 70 °С Tiegthia 70 ° C РугоЬаси1ит 1а1ап(1кит 95 - 100 °С Rugoaci1it 1a1ap (1 kit 95 - 100 ° C СЫатубогпопаБ ηίνΗΐίδ SATYBOGOPOPAB ηίνΗΐίδ СогупеЪас(епит £1и(аткит 30 °С Sogupebas (epit £ 1and (atkit 30 ° C Зиерютусез (Нетто ^паеиа 55 - 60 °С Zierutusesis (Net ^ share 55 - 60 ° C Ме|||;ни>руп|н кагиИеп 98 °С Me |||; nor> rup | n kagiep 98 ° C Р1атоЪас1еишп Ггк'Ыапит 15 °С R1atoSac1eishp Ggk'yapit 15 ° C Рзеийотопаз риййа 26 °С Rzeyotopaz riyya 26 ° C С1о5(гкПит з(егсогапит 60 °С C1o5 (gkPit s (exogapite 60 ° C 1§тзрНаега а§£ге§апз 92 °С 1§tzrNaega a§ £ geagapz 92 ° C ЬерюЛпх пюЫН& 25 °С Yeryulph Pyun & 25 ° C 5а1топе11а етепса 30 - 37 “С 5a1top11a etepsa 30 - 37 “C ТЬегтоуогах зиЫеттапеиа 70 °С Thieves hiettapeia 70 ° C АгсНаео£1оЪи$ уепейсиз 75 °С AgsNaeo £ 1o & $ privacy 75 ° C ВасШиа тагтих 20 °С VasShia Tagtih 20 ° C Мкгососсиа 1и(еиа 30 °с McGosossia 1i (eia 30 ° C Оео(НегтоЬас(ет еЬгИсЬп 50 - 55 °С Oeo biblical 50 - 55 ° C Сео§1оЬиа асейтотапз 80 °С Ceo§1oia aseitotapz 80 ° C

- 5 023613- 5,023,613

Стадия (II) технологического процессаStage (II) of the technological process

После мобилизации нефти в формации с помощью стадии (I) технологического процесса продвигают нефть посредством закачки нагнетаемой воды в нагнетательную скважину и добычу нефти из эксплуатационной скважины. Мобилизованную микроорганизмами нефть продвигают с помощью последующей закачки воды в нефтяной пласт.After mobilizing oil in the formation using stage (I) of the process, the oil is advanced by pumping injected water into the injection well and producing oil from the production well. Mobilized by microorganisms oil is promoted by subsequent injection of water into the oil reservoir.

Вода, применяемая для затопления, может означать все виды воды, например пресную, соленую воду или воду соляного источника, причем, при необходимости, вода также может содержать другие примеси. Применяемая для нагнетания вода обнаруживает температуру менее 45°С, как правило, менее 25°С и, например, менее 20°С. Например, может означать морскую воду. Продолжительность закачки воды в нефтяной пласт зависит от отношений в формации, она может длиться месяцами или даже годами.Water used for flooding can mean all types of water, for example fresh, salt water or salt source water, and, if necessary, the water may also contain other impurities. The water used for injection detects a temperature of less than 45 ° C, typically less than 25 ° C and, for example, less than 20 ° C. For example, may mean sea water. The duration of water injection into the oil reservoir depends on the relationships in the formation; it can last for months or even years.

Комбинирование стадий (I) и (II)The combination of stages (I) and (II)

Согласно изобретению стадии (I) и (II) проводят по очереди η-раз на цикл, причем η = > 2 , и число η для каждого цикла может иметь различные значения. Как правило, η означает число 2-5, предпочтительно 2 или 3, предпочтительная последовательность стадий технологического процесса может быть (I)^^-(^-(Н) или (^-^^-(^-^^-(^-(Н). Итак, каждый цикл содержит по меньшей мере две стадии микробного метода повышения нефтеотдачи пластов (МЕОК), соответственно следующих после закачки воды в нефтяной пласт. Оптимальная температура Τ_ν, при которой происходит рост бактерий, применяемых во время одного цикла в выполняемых стадиях (I) технологического процесса, изменяется в течение одного цикла, т.е. во время одного цикла применяют соответственно одинаковые микроорганизмы.According to the invention, steps (I) and (II) are carried out in turn η times per cycle, with η => 2, and the number η for each cycle can have different values. As a rule, η means the number 2-5, preferably 2 or 3, the preferred sequence of stages of the technological process can be (I) ^^ - (^ - (Н) or (^ - ^^ - (^ - ^^ - (^ - (H). So, each cycle contains at least two stages of the microbial method of enhanced oil recovery (MEOK), respectively, following the injection of water into the oil reservoir.The optimal temperature is Τ _ν , at which the growth of bacteria used during one cycle in stages (I) of the technological process, changes during one cycle, i.e. during one qi Cla apply respectively the same microorganisms.

После мобилизации нефти на стадии (I) технологического процесса добычу продолжают при закачке нагнетаемой воды (стадия (II) технологического процесса).After the mobilization of oil at the stage (I) of the technological process, production is continued with the injection of injected water (stage (II) of the technological process).

Во время стадии (II) технологического процесса нагнетаемая вода выталкивает мобилизованную нефть в направлении эксплуатационной скважины, через которую ее можно извлекать. При этом образуется зона прохождения потока между эксплуатационной и нагнетательной скважиной. Это схематически представлено на фиг. 1. В нагнетательную скважину (1) нагнетают воду, оттуда она устремляется в направлении действующей скважины (2) и при этом выталкивает нефть из пор в направлении действующей скважины. Направление потока обозначено стрелками (3). Внутри зоны (обозначенной серой цветом) (4) нефть, по меньшей мере, частично продвигают линией воды. Направление линии (3) воды, а также размер и положение зоны (4) определяются условиями месторождения, например, динамикой показателя проницаемости в пространственном отношении, растрескиванием или геологическими повреждениями. Зона (4) может иметь сложную разветвленную форму, особенно если на этом участке присутствуют несколько нагнетательных скважин для воды и несколько действующих скважин.During stage (II) of the process, injected water pushes the mobilized oil towards a production well through which it can be recovered. In this case, a flow passage zone is formed between the production and injection wells. This is shown schematically in FIG. 1. Water is injected into the injection well (1), from there it rushes in the direction of the active well (2) and at the same time pushes oil out of the pores in the direction of the active well. The direction of flow is indicated by arrows (3). Inside the zone (indicated in gray) (4), the oil is at least partially promoted by a water line. The direction of the water line (3), as well as the size and position of the zone (4) are determined by the conditions of the field, for example, the dynamics of the permeability index in spatial terms, cracking or geological damage. Zone (4) can have a complex branched shape, especially if there are several injection wells for water and several active wells in this section.

В зоне (4) потока нагнетаемая вода проталкивает нефть перед собой, как правило, неравномерно. Причиной этого является то, что проницаемость в зоне потока также, как правило, является неравномерной. Если присутствуют пористые области, например, мелкие трещины, разломы или расщелины, вода предпочтительно устремляется через эти зоны небольшого сопротивления течению. Кроме того, при известных условиях нефть удаляют из пор лишь частично. Например, капелька нефти, которая не попала в поток воды для затопления из поры, может оставаться в ней. При увеличении продолжительности закачки воды в нефтяной пласт могут возникать более предпочтительные пути для попадания воды. Благодаря этому больше воды достигает эксплуатационной скважины и, соответственно, с увеличением длительности закачки воды в нефтяной пласт увеличивается доля воды в перемещаемой смеси нефть-вода. Этот эффект специалист называет заводнение продукции. Заводнение продукции является проявлением того, что водная вытесняющая среда течет от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине неравномерно, а предпочтительные пути затопления проходят через очень проницаемые зоны формации. Протекающая через предпочтительные пути затопления вода больше не мобилизует нефть или мобилизует ее недостаточно. Значительное количество нефти может оставаться в зоне (4) протекания. Кроме того, за пределами зоны (4) в нефтяной формации остается другая нефть.In the zone (4) of the flow, injected water pushes the oil in front of itself, as a rule, unevenly. The reason for this is that the permeability in the flow zone is also, as a rule, uneven. If porous regions are present, for example, small cracks, faults or crevices, water preferably rushes through these zones of little resistance to flow. In addition, under certain conditions, oil is only partially removed from the pores. For example, a drop of oil that does not enter the stream of water to flood from the pore may remain in it. With an increase in the duration of water injection into the oil reservoir, more preferred pathways for water to enter may occur. Due to this, more water reaches the production well and, accordingly, with an increase in the duration of water injection into the oil reservoir, the proportion of water in the transported oil-water mixture increases. The specialist calls this effect water flooding of the product. Water flooding is a manifestation of the fact that the water displacing medium flows from the injection well to the production well unevenly, and the preferred flooding paths pass through very permeable formation zones. Water flowing through preferred flooding paths no longer mobilizes oil or mobilizes it insufficiently. A significant amount of oil may remain in the flow zone (4). In addition, other oil remains outside the zone (4) in the oil formation.

Поэтому нефть добывают при новом выполнении стадии (I) технологического процесса и последующем новом проведении стадии (II) технологического процесса.Therefore, oil is produced with a new implementation of stage (I) of the technological process and the subsequent new carrying out of stage (II) of the technological process.

Комбинирование циклов Ζ,-Ζ_ιη способаCombining cycles Ζ, -Ζ _{ιη of the} method

Способ согласно изобретению содержит т циклов Ζ₁-Ζ_ο способа. Выполняют по меньшей мере два цикла способа, т.е. т означает >2. Как правило, т является числом 2-5, предпочтительно 2 или 3.The method according to the invention contains t cycles Ζ ₁ -Ζ _{ο of the} method. At least two cycles of the process are performed, i.e. t means> 2. Typically, t is a number of 2-5, preferably 2 or 3.

Согласно изобретению микроорганизмы, нагнетаемые на каждом цикле Ζ₁-Ζ_т способа, обнаруживают другую оптимальную температуру, при которой происходит рост бактерий Τ_ν. Т.е. на каждом цикле Ζ₁-Ζ_т применяют другие микроорганизмы, в течение одного цикла применяют одинаковые микроорганизмы.According to the invention, microorganisms injected on each cycle of Ζ _1- Ζ _{tons of the} method, find another optimal temperature at which the bacteria Τ _ν grows. Those. on each cycle Ζ ₁ -Ζ _t, other microorganisms are used, during the same cycle the same microorganisms are used.

При этом при выполнении первого цикла Ζ₁ способа нагнетают микроорганизмы с самой высокой оптимальной температурой, при которой происходит рост бактерий Τ_ν. При каждом новом выполнении цикла способа нагнетают микроорганизмы, которые обнаруживают более низкую оптимальную температуру, при которой происходит рост бактерий Τ_ν, чем микроорганизмы, которые нагнетали во время пре- 6 023613 дыдущего цикла способа.Moreover, when performing the first cycle Ζ _{1 of the} method, microorganisms are injected with the highest optimal temperature at which bacteria бактерий _ν grow. With each new execution of the cycle of the method, microorganisms are injected that show a lower optimum temperature at which bacteria рост _ν grows than microorganisms that were injected during the previous cycle of the method.

При этом оптимальную температуру, при которой происходит рост бактерий Т_у, первой нагнетаемой порции микроорганизмов выбирают таким образом, чтобы она примерно соответствовала естественной температуре месторождения Т_ъ, которая составляет 45-120°С. Если Т_у примерно равно Т_ъ, то рост микроорганизмов в формации происходит быстрее всего, и таким образом, также хорошо мобилизуется нефть в формации. При выполнении первого цикла Ζ₁ сообразно Т_ъ особенно предпочтительно можно применять термофильные и/или гипертермофильные микроорганизмы.At the same time, the optimal temperature at which bacteria T _y grows, the first injected portion of microorganisms is chosen so that it approximately corresponds to the natural temperature of the T _b deposit, which is 45-120 ° С. If T _{y is} approximately equal to T _b , then the growth of microorganisms in the formation occurs most quickly, and thus, oil in the formation is also well mobilized. When performing the first cycle Ζ _{1 in} accordance with T _{особенно} , thermophilic and / or hyperthermophilic microorganisms can be particularly preferably used.

При предпочтительной температуре месторождения Т_ъ 50-80°С, как правило, начинают с термофильных бактерий, например штамма, выбранного из группы 81гер1ососсик ШегторЬйик, СсоЬасШик к!саго1йегторЫ1ик, ТНегтик адиайсик, ЗйерФтусек Шегтодйкеик, С1окйзйшт к1егсогагшт, ТЬегтоуогах киЬ(сггапсик или СсоШегтоЬасЮг еЬгНсЬи.At the preferred temperature field T _b 50-80 ° C, typically start with thermophilic bacteria such as a strain selected from the group 81ger1osossik Shegtoryik, SsoasShik to! Sago1yegtorY1ik, TNegtik adiaysik, ZyerFtusek Shegtodykeik, S1okyzysht k1egsogagsht, Tegtouogah ki (or sggapsik SsoShegtoasYug egNsi .

Во время описанного выше чередующегося выполнения стадий (I) и (II) технологического процесса необходимо обратить внимание на то, что нагнетаемая вода, используемая при закачке, как уже описывалось выше, является сравнительно холодной и имеет температуру менее 45°С, как правило, менее 25°С и, например, менее 20°С. При закачке нагнетаемой воды, таким образом с увеличением продолжительности затопления изменяется распределение температур в нефтяной формации.During the alternate execution of stages (I) and (II) of the process described above, it is necessary to pay attention to the fact that the injection water used for injection, as described above, is relatively cold and has a temperature of less than 45 ° C, usually less 25 ° C and, for example, less than 20 ° C. When injection water is injected, thus, with an increase in the duration of flooding, the temperature distribution in the oil formation changes.

В результате постоянного закачки холодной нагнетаемой воды температура месторождения в месте нагнетательной скважины понижается по сравнению с прежними температурами месторождения Т_ъ. При протекании нагнетаемой воды в направлении эксплуатационной скважины (т.е. зоны (4)) также могут охлаждаться другие области зоны протекания. Конечно, охлаждающий эффект в нагнетательной скважине является самым сильным и уменьшается при удалении от эксплуатационной скважины. В зоне (4) протекания между нагнетательной скважиной (1) и эксплуатационной скважиной (2) также образуется температурный градиент, причем температура в соответствии с тенденцией повышается в направлении эксплуатационной скважины, причем температура внутри зоны протекания потока - в зависимости от режима движения потока - должна возрастать не обязательно равномерно. Названная средняя температура в зоне протекания (называемая Т.) меньше температуры месторождения Т_ъ. При начальной температуре месторождения 50-90°С температура зоны заводнения со временем может понижаться на 25-45°С.As a result of constant injection of cold pumped water, the temperature of the field at the site of the injection well decreases compared with the previous temperature of the field T _b . As the injection water flows towards the production well (i.e., zone (4)), other regions of the flow zone can also cool. Of course, the cooling effect in the injection well is the strongest and decreases with distance from the production well. A temperature gradient also forms in the flow zone (4) between the injection well (1) and the production well (2), the temperature increasing in accordance with the tendency towards the production well, and the temperature inside the flow zone, depending on the flow regime, should not necessarily grow evenly. The named average temperature in the flow zone (called T.) is less than the temperature of the deposit Т _ь . At the initial temperature of the deposit 50-90 ° С, the temperature of the waterflooding zone can decrease by 25-45 ° С with time.

При описанной последовательности стадий (I) и (II) технологического процесса в течение одного цикла - как описывалось выше - применяли соответственно одинаковые микроорганизмы, т.е. Т_у микроорганизмов является неизменной, причем Т_у во время первого цикла Ζ₁ должна быть по возможности хорошо согласована с температурой месторождения для достижения быстрого роста микроорганизмов и таким образом, для хорошей мобилизации нефти.In the described sequence of stages (I) and (II) of the technological process during one cycle - as described above - the same microorganisms were used, i.e. T _of microorganisms is unchanged, and T _of during the first cycle Ζ ₁ should be as good as possible consistent with the temperature of the field in order to achieve rapid growth of microorganisms and thus, for good mobilization of oil.

При понижении температуры Т. в зоне заводнения оптимальная температура, при которой происходит рост микроорганизмов Т_у, применяемых на первом цикле, сильно понижается. Также соответственно этому рост микроорганизмов замедляется все сильнее и в крайнем случае полностью понижается. В таком случает мобилизация нефти больше невозможна.With a decrease in temperature T. in the waterflood zone, the optimum temperature at which the growth of the microorganisms T _y used in the first cycle occurs is greatly reduced. Also, according to this, the growth of microorganisms slows down more and more and in extreme cases is completely reduced. In this case, the mobilization of oil is no longer possible.

Поэтому согласно изобретению для возобновления первого цикла Ζ₁, т.е. для цикла Ζ₂, используют микроорганизмы с более низкой оптимальной температурой роста микроорганизмов Т_у, чем во время первого цикла, учитывая охлаждение нефтяной формации в зоне заводнения. Поэтому Т_у необходимо выбирать таким образом, чтобы она соответствовала Т_Р. При первом повторении цикла Ζ можно нагнетать, например, мезофильные микроорганизмы.Therefore, according to the invention, for resuming the first cycle Ζ ₁ , i.e. for cycle Ζ ₂ , microorganisms with a lower optimum microorganism growth temperature T _y are used than during the first cycle, given the cooling of the oil formation in the waterflood zone. Therefore, T _y must be chosen so that it corresponds to T _P. At the first repetition of cycle Ζ, for example, mesophilic microorganisms can be injected.

Если, как описывалось ранее, начинают при температуре месторождения Т_ъ 50-80°С, то можно продолжать способ после понижения температуры на 30-40°С, например, мезофильными бактериями, выбранными из группы ЕксНепсЫа сой, 81гсрЮтусск соейсо1ог, ВасШик киЬййк, СогупеЬас1ейит дЫатюит, Ркеийотопак риййа, 8а1топе11а степса или Мюгососсик 1и1еик .If, as described earlier, begin to deposit at a temperature T _b 50-80 ° C, then the method may continue after lowering the temperature to 30-40 ° C, for example mesophilic bacteria selected from the group EksNepsYa soi, 81gsrYutussk soeyso1og, VasShik kiyyk, Sogupeas1eyit dYatuit, Rkeiyotopak riiyya, 8a1tope11a stepa or Myugosossik 1i1eik.

После другого понижения температуры Т. из-за продолжающегося нагнетания воды можно опять начать новый цикл Ζ₃ способа, в котором применяют микроорганизмы с повторно сниженной температурой Ту. Во время нового возобновления цикла Ζ можно применять, например, психрофильные микроорганизмы.After another decrease in the temperature of T. due to the continued injection of water, one can again begin a new cycle Ζ _{3 of the} method in which microorganisms with a repeatedly reduced temperature Tu are used. During a new resumption of cycle Ζ, for example, psychrophilic microorganisms can be used.

Если, как описывалось ранее, начинают при температуре месторождения Т_ъ 50-80°С, то можно продолжать способ после понижения температуры ниже 25°С, например, психрофильными бактериями, выбранными из группы Р1ауоЬас1ейит айагсйсит, Рйо1оЬас1ейит ргоЕипйит, ЗЬетапейа ЬепШюа, СЬ1атуйотоиак туайк, Р1ауоЬас1ейит йздШагшт, йерЮШпх тоЬШк или ВасШик тайпик.If, as described earlier, the process starts at a deposit temperature of T _{b of} 50-80 ° C, then the method can be continued after the temperature drops below 25 ° C, for example, with psychrophilic bacteria selected from the group P1a0b0ac1eit aiogsit, P1b0bac1eit rgoEpujit, Zetapeya bpuacuyu, R1auoBas1eyit yzShagsht, yerYushpkh toshk or VasShik taypik.

Принципиально циклы можно повторять т-раз, причем Т_у каждый раз снижается по отношению к Ту вышеупомянутого цикла. Предпочтительно циклы Ζ способа проводят дважды или трижды по очереди, особенно предпочтительно дважды.Fundamentally, cycles can be repeated m-times, with T _y decreasing each time with respect to Tu of the aforementioned cycle. Preferably, the process cycles Ζ are carried out twice or thrice in turn, particularly preferably twice.

При выполнении т-раз циклов Ζ формацию соответственно снижающейся температурой зоны затопления Т.. обрабатывают микроорганизмами, подходящими к Т_у и, таким образом, достигают наилучшей добычи нефти.When performing t-times cycles Ζ the formation, correspondingly decreasing temperature of the flood zone T .. is treated with microorganisms suitable for T _y and, thus, achieve the best oil production.

Необязательная стадия (III) технологического процессаOptional step (III) of the process

В другой форме выполнения изобретения способ, при необходимости, содержит дополнительную стадию (III) технологического процесса.In another embodiment of the invention, the method, if necessary, comprises an additional step (III) of the process.

- 7 023613- 7 023613

На стадии (III) технологического процесса могут блокироваться высокопроницаемые зоны формации. Высокопроницаемые зоны обычно означают зоны протекания по меньшей мере между одной нагнетательной и по меньшей мере одной эксплуатационной скважиной, т.е. зоны, которые образуются вначале при проведении циклов Ζ способа.At stage (III) of the process, highly permeable formation zones may be blocked. Highly permeable zones generally mean flow zones between at least one injection and at least one production well, i.e. zones that are formed initially during cycles Ζ of the method.

Методы блокирования высокопроницаемых зон нефтяной формации принципиально известны специалисту, например, из ранее названной литературы. При этом в формацию через нагнетательную скважину закачивают подходящие водные препаративные формы, которые могут способствовать закрытию высокопроницаемых зон.Methods of blocking highly permeable zones of an oil formation are fundamentally known to a person skilled in the art, for example, from the previously mentioned literature. At the same time, suitable aqueous formulations are pumped into the formation through the injection well, which can help close highly permeable zones.

Блокирование высокопроницаемых зон формации предпочтительно осуществляют при нагнетании, по меньшей мере, водной, гелеобразующей препаративной формы (Р) через нагнетательную скважину, причем препаративные формы после нагнетания в месторождение под воздействием температуры месторождения образуют высоковязкий гель. Препаративные формы (Р) после нагнетания устремляются в формацию через высокопроницаемые зоны и закрывают их после образования геля. Это схематически показано на фиг. 2. Гелевая пробка (5) закрывает высокопроницаемые зоны между нагнетательной и эксплуатационной скважиной.The blocking of highly permeable formation zones is preferably carried out by injecting at least an aqueous, gel-forming formulation (P) through an injection well, the formulations being injected into the field under the influence of the temperature of the field to form a highly viscous gel. Formulations (P) after injection rush into the formation through highly permeable zones and close them after gel formation. This is schematically shown in FIG. 2. The gel plug (5) closes the highly permeable zones between the injection and production wells.

Водные, гелеобразующие препаративные формы для блокирования проницаемых зон формации нефти принципиально известны специалисту. Водные, гелеобразующие препаративные формы (Р) кроме воды содержат один или несколько различных водорастворимых или вододиспергируемых химических компонентов, которые отвечают за образование геля. Предпочтительно речь идет о, по меньшей мере, двух различных компонентах. При этом они могут означать как неорганические, так и органические компоненты, а также, разумеется, смеси неорганических и органических компонентов.Aqueous, gelling formulations for blocking permeable zones of oil formation are fundamentally known to the skilled person. Aqueous, gelling formulations (P), in addition to water, contain one or more different water-soluble or water-dispersible chemical components that are responsible for gel formation. Preferably, there are at least two different components. Moreover, they can mean both inorganic and organic components, as well as, of course, mixtures of inorganic and organic components.

Например, речь может идти о препаративных формах на основе водорастворимых полимеров, как, например, описано в И8 4844168, И8 6838417 В2 или И8 2008/0035344 А1, или препаративных формах на основе неорганических компонентов, как, например, описано в §И 1654554 А1, И8 4889563, КИ 2066743 С1, \νϋ 2007/135617, И8 7273101 В2 или КИ 2339803 С2. Подобные препаративные формы также имеются в продаже.For example, we can talk about formulations based on water-soluble polymers, as, for example, described in I8 4844168, I8 6838417 B2 or I8 2008/0035344 A1, or formulations based on inorganic components, as, for example, described in §I 1654554 A1 , I8 4889563, KI 2066743 C1, \ νϋ 2007/135617, I8 7273101 B2 or KI 2339803 C2. Similar formulations are also commercially available.

На температуру образования геля (называемую далее Т_гель), а также время, в которое это происходит (называемое далее Т_гель), могут влиять, например, вид и концентрация компонентов. Их можно регулировать таким образом, чтобы температура образования геля составляла 20-120°С, предпочтительно 30120°С и особенно предпочтительно 40-120°С. Данные для этого указаны. Препаративные формы также могут образовывать гели в необходимом месте высокопроницаемой зоны и закрывать высокопроницаемые зоны.The temperature of gel formation (hereinafter referred to as T _gel ), as well as the time at which this occurs (hereinafter referred to as T _gel ), can be influenced, for example, by the type and concentration of the components. They can be adjusted so that the temperature of the gel formation is 20-120 ° C, preferably 30120 ° C and particularly preferably 40-120 ° C. The data for this is indicated. Formulations can also form gels in the desired location of the high permeability zone and close the high permeability zones.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения препаративная форма (Р) означает кислотную водную препаративную форму, с предпочтительным уровнем рН 5, которая, содержит, по меньшей мере, воду, растворенное в ней соединение металла, которое при смешивании с основаниями может образовывать гель, а также водорастворимый активатор, который при температуре Т>Т_гель вызывает повышение уровня рН водного раствора.In a preferred embodiment, formulation (P) means an acidic aqueous formulation, with a preferred pH of 5, which contains at least water, a metal compound dissolved in it, which, when mixed with bases, can form a gel, as well as water-soluble an activator, which at a temperature T> T _gel causes an increase in the pH of an aqueous solution.

Кроме воды препаративная форма может содержать другие, смешиваемые с водой органические растворители. Примеры подобных растворителей включают спирты. Препаративные формы (Р), как правило, должны содержать по меньшей мере 80 мас.% воды относительно суммы всех растворителей препаративной формы, предпочтительно по меньшей мере 90 мас.% и особенно предпочтительно 95 мас.%. Весьма предпочтительно должна присутствовать только вода.In addition to water, the formulation may contain other organic solvents miscible with water. Examples of such solvents include alcohols. Formulations (P) should typically contain at least 80 wt.% Water relative to the sum of all solvents of the formulation, preferably at least 90 wt.% And particularly preferably 95 wt.%. Most preferably, only water should be present.

Растворимое соединение металла предпочтительно означает алюминиевые соединения, особенно предпочтительно растворимые соли алюминия(Ш), как, например, хлорид алюминия(Ш), нитрат алюминия(111), сульфат алюминия(Ш), ацетат алюминия(Ш) или ацетилацетонат алюминия(Ш). Также речь может идти об уже частично гидролизованных солях алюминия(Ш), как, например, гидроксихлорид алюминия. Разумеется, можно также применять смеси других различных соединений алюминия. Значение рН препаративной формы, как правило, составляет <5, предпочтительно <4,5. Предпочтительно речь идет о хлориде алюминия(Ш), нитрате алюминия(Ш) или сульфате алюминия(Ш), весьма предпочтительно о хлориде алюминия(Ш).A soluble metal compound preferably means aluminum compounds, particularly preferably soluble aluminum (III) salts, such as, for example, aluminum chloride (III), aluminum nitrate (111), aluminum sulfate (III), aluminum acetate (III) or aluminum acetylacetonate (III) . We can also talk about partially hydrolyzed aluminum (III) salts, such as, for example, aluminum hydroxychloride. Of course, mixtures of various other aluminum compounds can also be used. The pH of the formulation is typically <5, preferably <4.5. Preferably, it is aluminum chloride (III), aluminum nitrate (III) or aluminum sulfate (III), very preferably aluminum chloride (III).

В качестве водорастворимых активаторов принимают во внимание все соединения, которые при нагревании до температуры Т>Т_гель в водной среде выделяют основания или соединяют кислоты, и таким образом, способствуют повышению значения рН раствора. При увеличении уровня рН образуются высоковязкие, нерастворимые в воде гели, которые содержат ионы металлов, гидроксид-ионы, а также, при необходимости, и другие компоненты. В случае применения алюминиевых соединений может образовываться гидроксид алюминия или гидрат оксида алюминия, в котором, разумеется, могут присутствовать и другие компоненты, как, например, анионы используемых алюминиевых солей. В качестве водорастворимых активаторов можно применять, например, мочевину, замещенную мочевину, как Ν,Ν'алкилмочевину, особенно предпочтительно Ν,Ν'-диметилмочевину, гексаметилентетрамин (уротропин) или цианаты, особенно предпочтительно мочевину, замещенную мочевину или гексаметилентетрамин. Мочевина гидролизуется, например, в водной среде в аммиак и СО₂. Разумеется, можно также применятьAs water-soluble activators, all compounds are taken into account which, when heated to a temperature T> T _gel in an aqueous medium, release bases or combine acids, and thus contribute to an increase in the pH value of the solution. With increasing pH, highly viscous, water-insoluble gels are formed that contain metal ions, hydroxide ions, and, if necessary, other components. In the case of the use of aluminum compounds, aluminum hydroxide or aluminum oxide hydrate can form, in which, of course, other components can be present, such as, for example, the anions of the aluminum salts used. As water-soluble activators, for example, urea, substituted urea such as Ν, Ν'alkylurea, particularly preferably Ν, Ν'-dimethylurea, hexamethylenetetramine (urotropine) or cyanates, particularly preferably urea, substituted urea or hexamethylenetetramine, can be used. Urea is hydrolyzed, for example, in an aqueous medium into ammonia and CO ₂ . Of course, you can also apply

- 8 023613 смеси других различных активаторов. Предпочтительно речь идет о мочевине и/или гексаметилентетрамине.- 8,023,613 mixtures of various other activators. Preferably, it is urea and / or hexamethylenetetramine.

Кроме того, препаративные формы могут содержать и другие компоненты, которые могут ускорять или замедлять образование геля. Примеры содержат другие соли или нафтеновые кислоты.In addition, the formulations may contain other components that can accelerate or slow down the formation of the gel. Examples contain other salts or naphthenic acids.

Концентрации применяемых соединений металла выбираются специалистом таким образом, что образуется гель с необходимой вязкостью. Он применяет активатор в такой концентрации, чтобы могло образоваться достаточное количество оснований для снижения концентрации рН настолько, чтобы гель мог фактически выпасть в осадок. Также с помощью количества или количественного соотношения можно определить время образования геля Т_гель. Чем больше концентрация активатора, тем выше - при данной концентрации соединения металла - скорость образования геля. Эту зависимость специалист может использовать для преднамеренного ускорения или замедления времени образования геля Т_гель. Скорость образования геля определяют после превышения Тгель относительно преобладающей в формации температуры. При использовании алюминия количество составляет 0,2-3 мас.% алюминия(Ш) относительно водной препаративной формы. Количество активатора необходимо определять, по меньшей мере, таким образом, чтобы на моль Α1(ΙΙΙ) выделялось 3 моль основания.The concentrations of the metal compounds used are selected by the skilled person in such a way that a gel with the desired viscosity is formed. He uses the activator in such a concentration that a sufficient amount of bases can be formed to reduce the pH concentration so that the gel can actually precipitate. Also, by the amount or quantity ratio, the gel formation time T _gel can be determined. The higher the activator concentration, the higher — at a given concentration of the metal compound — the rate of gel formation. The specialist can use this dependence to deliberately accelerate or slow down the formation of T _gel . The rate of gel formation is determined after exceeding Tgel relative to the prevailing temperature in the formation. When using aluminum, the amount is 0.2-3 wt.% Aluminum (W) relative to the aqueous formulation. The amount of activator must be determined at least in such a way that 3 mol of the base is released per mole Α1 (ΙΙΙ).

В следующей табл. 4 в качестве примера показано время до момента образования геля для смеси из 8 мас.% А1С1₃ (принимая во внимание безводный продукт, соответственно 1,6 мас.% ΑΙ(ΙΙΙ)), 25 мас.% мочевины, а также 67 мас.% воды.In the following table. 4 as an example, shows the time until gel formation for a mixture of 8 wt.% A1C1 ₃ (taking into account the anhydrous product, respectively 1.6 wt.% ΑΙ (ΙΙΙ)), 25 wt.% Urea, as well as 67 wt. % water.

Таблица 4. Время до гелеобразования при различных температурахTable 4. Time to gelation at various temperatures

Температура [°С] Temperature [° C] 100 one hundred 90 90 80 80 70 70 60 60 Время гелеобразования [дни] Gel time [days] 1/4 1/4 1 one 3 3 6 6 30 thirty

В следующей табл. 5 представлено время до момента образования геля для различных смесей из А1С1₃ (принимая во внимание безводный продукт), мочевины и воды при 100 или 100°С.In the following table. 5 shows the time until gel formation for various mixtures of A1C1 ₃ (taking into account the anhydrous product), urea and water at 100 or 100 ° C.

Таблица 5. Время до гелеобразования без измерений)Table 5. Time to gelation without measurements)

Применяемое количество [мас.%] Applicable quantity [wt.%] Массовое отношение А1С1з / мочевина Mass the attitude A1C1z / urea Время до гелеобразования [ч] Time to gelation [h] 100°С 100 ° C 110°С 110 ° C А1С1₃ A1C1 ₃ 4 4 1:4 1: 4 4.0 4.0 - - Мочевина Urea 16 sixteen А1С1₃ A1C1 ₃ 4 4 1:3 1: 3 4.3 4.3 - - Мочевина Urea 12 12 А1С1₃ A1C1 ₃ 4 4 1:2 1: 2 7.3 7.3 - - Мочевина Urea 8 8

А1СЬ Мочевина A1СЬ Urea 4 4 4 4 1:1 1: 1 19.0 19.0 А1СЬ Мочевина A1СЬ Urea 8 30 8 thirty 1: 3,75 1: 3.75 5.3 5.3 2 2 А1С1₃ МочевинаA1C1 ₃ Urea 2 7,5 2 7.5 1: 3,75 1: 3.75 8 8 А1С1з Мочевина A1C1z Urea 8 24 8 24 1:3 1: 3 5.5 5.5 А1С1₃ МочевинаA1C1 ₃ Urea 8 16 8 sixteen 1:2 1: 2 8.3 8.3 А1С1₃ МочевинаA1C1 ₃ Urea 8 8 8 8 1:1 1: 1 18.0 18.0 А1С1з Мочевина A1C1z Urea 8 6 8 6 1:0,75 1: 0.75 23.0 23.0

Необходимо заметить, что при уменьшении количества активатора мочевины время образованияIt should be noted that with a decrease in the amount of urea activator, the formation time

- 9 023613 геля как для ряда 8 мас.% А1С1₃, так и для ряда с 4 мас.% А1С1₃ увеличивается. Время образования геля также можно целенаправленно изменять с помощью соотношения алюминиевая соль/мочевина.- 9,023,613 gels for both a row of 8 wt.% A1Cl ₃ and a row with 4 wt.% A1Cl ₃ increases. The gel formation time can also be purposefully changed using the ratio of aluminum salt / urea.

Гелеобразующие препаративные формы, которые особенно подходят для низких температур месторождения, могут быть получены при полном или частичном замещении активатора мочевины активатором уротропином (гексаметилентетрамином). В условиях месторождения уротропин выделяется так же, как аммиак. Такие гелеобразующие препаративные формы при температурах ниже 50°С также приводят к образованию геля. Типичные водные препаративные формы могут содержать 4-16 мас.% мочевины, предпочтительно 2-8 мас.% уротропина, а также 2-4 мас.% трихлорида или нитрата алюминия (принимая во внимание безводную соль), а также воду или соленую воду. Такие препаративные формы описаны, например, в КИ 2066743 С1. Следующая табл. 6 представляет некоторые, описанные в КИ 2066743 С1, с. 5-7, препаративные формы и их гелеобразование при различных температурах.Gel-forming formulations that are particularly suitable for low field temperatures can be obtained by completely or partially replacing the urea activator with the activator urotropin (hexamethylenetetramine). Under the conditions of the deposit, urotropin is released in the same way as ammonia. Such gelling formulations at temperatures below 50 ° C also lead to gel formation. Typical aqueous formulations may contain 4-16 wt.% Urea, preferably 2-8 wt.% Urotropine, as well as 2-4 wt.% Trichloride or aluminum nitrate (taking into account the anhydrous salt), as well as water or salt water. Such formulations are described, for example, in KI 2066743 C1. The following table 6 represents some described in KI 2066743 C1, p. 5-7, formulations and their gelation at various temperatures.

Таблица 6. Гелеобразование в зависимости от температуры и времениTable 6. Gelation depending on temperature and time

№ No. Компоненты Components мас.% wt.% Вязкость η перед установлением температурного режима [МПа.с] Viscosity η before setting temperature regime [MPa.s] Температура Temperature 20^оС20 ^o C 50°С 50 ° C 70°С 70 ° C 90°С 90 ° C Время гелеобразования Т_гель [дни] _Gel time T _gel [days] η [МПа.с] η [MPa.s] Трель [дни] Trill [days] η [МПа.с] η [MPa.s] Тгедь [дни] Tgde [days] η [МПа. с] η [MPa. from] Т_гегрь [Тдни]T _geg ry [Days] η [МПа с] η [MPa s] 1 one Мочевина А1СЬ Urea A1СЬ 16.0 4.0 16.0 4.0 2.4 2.4 100 one hundred Г ель не образуется The gel is not formed 27 27 Г ель не образуется The gel is not formed 4 4 3240 3240 2 2 Мочевина А1С1₃ УротропинUrea A1C1 ₃ Urotropin 16.0 4.0 8.0 16.0 4.0 8.0 2.4 2.4 3 3 6960 6960 4980 4980 0.5 0.5 2500.0 2500.0 0.5 0.5 2700 2700 4 4 Мочевина А1С1₃ УротропинUrea A1C1 ₃ Urotropin 16.0 4,0 6.0 16.0 4.0 6.0 1.5 1.5 2 2 1830 1830 3 3 4100 4100 2100.0 2100.0 1 one 2800.0 2800.0 8 8 Мочевина А1С1₃ УротропинUrea A1C1 ₃ Urotropin 16 2.0 8.0 sixteen 2.0 8.0 2.0 2.0 7 7 374.0 374.0 3 3 3870 3870 1 one 2100.0 2100.0 0.5 0.5 1200.0 1200.0 9 nine Мочевина А1С1₃ УротропинUrea A1C1 ₃ Urotropin 16 4.0 4.0 sixteen 4.0 4.0 1.5 1.5 7 7 1300.0 1300.0 2 2 3500 3500 5 5 Мочевина А1С13 Уротропин Urea A1C13 Urotropin 8.0 4.0 8.0 8.0 4.0 8.0 1.6 1.6 2 2 3210 3210 2 2 6100 6100 2870.0 2870.0 0.5 0.5 2900.0 2900.0 7 7 Мочевина А1С1₃ УротропинUrea A1C1 ₃ Urotropin 8.0 2.0 4.0 8.0 2.0 4.0 1.6 1.6 4 4 600.0 600.0 4 4 6050 6050 1 one 2200.0 2200.0 2300.0 2300.0 б b Мочевина А1С1₃ УротропинUrea A1C1 ₃ Urotropin 6.0 4.0 8.0 6.0 4.0 8.0 1.5 1.5 2 2 1830 1830 2 2 4100 4100 1 one 2500.0 2500.0 5800.0 5800.0 3 3 Мочевина А1С1₃ УротропинUrea A1C1 ₃ Urotropin 4.0 4.0 8.0 4.0 4.0 8.0 1.4 1.4 7 7 2960 2960 2 2 3790 3790 1 one 2310.0 2310.0 2300.0 2300.0

Преимуществом описанных предпочтительных препаративных форм на основе растворенных соединений металла, особенно алюминиевых солей и активаторов является то, что образуются неорганические гели. При температуре до 300°С гели являются стабильными. При необходимости неорганические гели также можно очень легко удалить из формации при нагнетании в формацию кислоты и растворении геля.An advantage of the described preferred formulations based on dissolved metal compounds, especially aluminum salts and activators, is that inorganic gels are formed. At temperatures up to 300 ° C, gels are stable. If necessary, inorganic gels can also be very easily removed from the formation by injecting acid into the formation and dissolving the gel.

Принцип проведения стадии (III) технологического процессаThe principle of stage (III) of the process

После, при необходимости, выборочного проведения стадии (III) технологического процесса продолжают добычу нефти, например, при помощи закачки воды в нефтяной пласт.After, if necessary, the selective carrying out of stage (III) of the technological process, oil production is continued, for example, by pumping water into an oil reservoir.

Добычу нефти предпочтительно проводят при повторном выполнении циклов Ζ способа. Это схематически показано на фиг. 3. Образуется новая зона (6) заводнения, из которой лишь добывают нефть.Oil production is preferably carried out by repeated cycles лов of the method. This is schematically shown in FIG. 3. A new waterflooding zone (6) is formed, from which only oil is extracted.

При этом необходимо обратить внимание на то, что при новом выполнении циклов Ζ способа также опять начинается чередование оптимальной температуры, при которой происходит рост микроорганизмов Τ_ν, сначала.In this case, it is necessary to pay attention to the fact that when the cycles Ζ of the method are performed again, the alternation of the optimum temperature again begins, at which the growth of microorganisms Τ _ν occurs, first.

Для повторения проводят циклы Ζ_Γ-Ζ^ способа, причем т' = > 2, предпочтительно 2-5 и весьма предпочтительно 2 или 3.For repetition, cycles Ζ _Γ- Ζ ^ of the method are carried out, with t '=> 2, preferably 2-5 and very preferably 2 or 3.

Во время первого проведения цикл Ζρ начинают после стадии (III) технологического процесса при самой высокой температуре Τ_ν, и затем уменьшают температуру Τ_ν постепенно от цикла к циклу соответственно падающей температуре в зоне заводнения. Как правило, новая зона (6) заводнения имеет вначале температуру месторождения или, по меньшей мере, температуру, приближенную к температуре месторождения, и соответственно устанавливается Τ_ν.During the first run, the Ζρ cycle begins after stage (III) of the technological process at the highest temperature Τ _ν , and then the temperature Τ _{ν is} gradually reduced from cycle to cycle, respectively, the falling temperature in the waterflooding zone. As a rule, the new flood zone (6) initially has the temperature of the field or at least a temperature close to the temperature of the field, and accordingly устанавливается _{ν is set} .

Разумеется, также возможны и другие варианты способа согласно изобретению. Например, стадию (III) технологического процесса можно проводить второй раз и снова проводить серию циклов Ζ^-Ζ^ способа.Of course, other variants of the method according to the invention are also possible. For example, stage (III) of the technological process can be carried out a second time and again a series of cycles of the Ζ ^ -Ζ ^ method can be carried out.

Claims

1. The method of oil production from underground deposits using microorganisms,

- 10 023613 whereby at least one injection well and at least one production well are drilled in the field, the temperature of the field (T _b ) is 45-120 ° C, and oil is extracted from the field in which at least one injection well is pumped displacing the aqueous medium and at least one production well produce oil, characterized in that the method comprises at least ₁ m cycles Ζ - £ _t method, each of the cycles Ζ ₁ _m -Ζ method comprises the steps of technological percent PAS:

(I) mobilization of oil in the formation during the injection of at least one aqueous preparative form of oil-mobilizing microorganisms, nutrients, and, if necessary, one oxygen source, the microorganisms detecting the optimum bacterial growth temperature Tu, and (II) pumping the injected water with temperature <45 ° C; the number of cycles m> 2;

during cycles Ζ ₁ -Ζ _t respectively perform stages (I), (II) of the technological process repeatedly alternating with each other;

accordingly, Т _for injected microorganisms during one of the cycles Ζ ₁ -Ζ _t does not change, and moreover, the microorganisms used in each cycle of Ζ ₁ -Ζ _{t of the} method have an optimal bacterial growth temperature Tu, during the first cycle Ζ _{1 of the} method they pump microorganisms from high T _y , with each new execution of the cycle Ζ of the method, microorganisms are injected that have a lower optimum temperature T _of growth than microorganisms injected during the previous cycle Ζ of the method.

2. The method according to claim 1, characterized in that the temperature of the injected water is <25 ° C.

3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that t = 2.

4. The method according to claim 3, characterized in that during the first cycle Ζ _{1 of the} method, thermophilic or hyperthermophilic are used, and during the second cycle Ζ _{2 of the} method, mesophilic microorganisms are used.

5. The method according to one of claims 1 to 4, characterized in that in the case of an oxygen source we are talking about oxygen-containing gas.

6. The method according to one of claims 1 to 5, characterized in that after the first cycle Ζ ₁ completely or partially block the highly permeable areas of the oil formation using the next stage (III) of the technological process and continue oil production after stage (III), while at least one aqueous, gelling formulation (P) is injected into the formation, the formulation (P) containing water, as well as one or more water-soluble or water-dispersible components, which, after injection into the field, are influenced by Field temperature iem form highly viscous gels.

7. The method according to claim 6, characterized in that the aqueous gelling formulation (P) means an acidic aqueous formulation, which contains at least:

water, aluminum compounds (III) dissolved in it, which, when mixed with bases, can form a gel, as well as a water-soluble activator, which at a temperature above T _gel helps to increase the pH level of an aqueous solution selected from the group of urea, substituted ureas, hexamethylenetetramine or cyanates.

8. The method according to claim 7, characterized in that in the case of an aluminum (III) compound, it is at least a compound selected from the group of aluminum chloride (III), aluminum nitrate (III), aluminum sulfate (III), aluminum acetate (III) or aluminum acetylacetonate (III).

9. The method according to one of claims 6 to 8, characterized in that, after stage (III) of the technological process, oil production is continued by means of injected water.

10. The method according to one of claims 6 to 8, characterized in that after the stage (III) of the technological process, oil production is continued or the stage (III) of the technological process of the subsequent injection of water into the oil reservoir with the new execution of t 'cycles Ζ _Γ ^ method, and m> 2.

11. The method according to claim 10, characterized in that t '= 2 and that during the first cycle Ζ ₁ thermophilic or hyperthermophilic are used, and during the second cycle Ζ2 - mesophilic microorganisms.