RU2023872C1 - Method of oil stratum flooding - Google Patents
Method of oil stratum flooding Download PDFInfo
- Publication number
- RU2023872C1 RU2023872C1 SU4927035A RU2023872C1 RU 2023872 C1 RU2023872 C1 RU 2023872C1 SU 4927035 A SU4927035 A SU 4927035A RU 2023872 C1 RU2023872 C1 RU 2023872C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- gel
- polymer
- oil
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 claims abstract description 16
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 claims abstract description 15
- 210000001822 immobilized cell Anatomy 0.000 claims abstract description 11
- 244000005706 microflora Species 0.000 claims abstract description 10
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 1,4-benzoquinone Chemical compound O=C1C=CC(=O)C=C1 AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- -1 polycyclic quinones Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 35
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims description 14
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 11
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 8
- 239000005515 coenzyme Substances 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000000370 acceptor Substances 0.000 description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- PYKYMHQGRFAEBM-UHFFFAOYSA-N anthraquinone Natural products CCC(=O)c1c(O)c2C(=O)C3C(C=CC=C3O)C(=O)c2cc1CC(=O)OC PYKYMHQGRFAEBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004056 anthraquinones Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 241000589563 Alteromonas sp. Species 0.000 description 1
- 244000063299 Bacillus subtilis Species 0.000 description 1
- 235000014469 Bacillus subtilis Nutrition 0.000 description 1
- ACTIUHUUMQJHFO-UHFFFAOYSA-N Coenzym Q10 Natural products COC1=C(OC)C(=O)C(CC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)C)=C(C)C1=O ACTIUHUUMQJHFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108091006149 Electron carriers Proteins 0.000 description 1
- 241000589565 Flavobacterium Species 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010053317 Hydrophobia Diseases 0.000 description 1
- 241000191936 Micrococcus sp. Species 0.000 description 1
- 241000588628 Moraxella sp. Species 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589516 Pseudomonas Species 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 206010037742 Rabies Diseases 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000607598 Vibrio Species 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 241001148470 aerobic bacillus Species 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- ACTIUHUUMQJHFO-UPTCCGCDSA-N coenzyme Q10 Chemical compound COC1=C(OC)C(=O)C(C\C=C(/C)CC\C=C(/C)CC\C=C(/C)CC\C=C(/C)CC\C=C(/C)CC\C=C(/C)CC\C=C(/C)CC\C=C(/C)CC\C=C(/C)CCC=C(C)C)=C(C)C1=O ACTIUHUUMQJHFO-UPTCCGCDSA-N 0.000 description 1
- 235000017471 coenzyme Q10 Nutrition 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000008098 formaldehyde solution Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000002503 metabolic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002207 metabolite Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000006479 redox reaction Methods 0.000 description 1
- NPCOQXAVBJJZBQ-UHFFFAOYSA-N reduced coenzyme Q9 Natural products COC1=C(O)C(C)=C(CC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)CCC=C(C)C)C(O)=C1OC NPCOQXAVBJJZBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000035806 respiratory chain Effects 0.000 description 1
- 230000029058 respiratory gaseous exchange Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229940035936 ubiquinone Drugs 0.000 description 1
- 239000011782 vitamin Substances 0.000 description 1
- 235000013343 vitamin Nutrition 0.000 description 1
- 229940088594 vitamin Drugs 0.000 description 1
- 229930003231 vitamin Natural products 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Immobilizing And Processing Of Enzymes And Microorganisms (AREA)
- Biological Treatment Of Waste Water (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для увеличения нефтеотдачи пластов. The invention relates to oil production and is intended to increase oil recovery.
Известен способ заводнения пластов, включающий закачку в нагнетательную скважину полимерно-гелевой системы с последующей закачкой воды и отбор нефти из добывающих скважин [1]. A known method of waterflooding, including the injection into the injection well of a polymer-gel system with subsequent injection of water and the selection of oil from producing wells [1].
В этом способе нагнетаемая в пласт полимерно-гелевая система поступает в наиболее гидропроводные зоны (обводненные песчаники, трещины) и закупоривает их, а нагнетаемая вода вытесняет нефть из необводненных участков пласта. In this method, the polymer-gel system injected into the formation enters the most hydroconducting zones (flooded sandstones, cracks) and clogs them, and the injected water displaces oil from non-irrigated sections of the formation.
Недостатком такого способа является необходимость использования специального сшивающего агента, содержащего вредные для окружающей среды соли тяжелых металлов. Кроме того, этот способ дает только однократный эффект. The disadvantage of this method is the need to use a special crosslinking agent containing environmentally harmful salts of heavy metals. In addition, this method gives only a single effect.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ заводнения нефтяного пласта с использованием полимер-дисперсной системы [2]. Способ состоит в том, что в пласт первоначально закачивают раствор полиакриламида, после чего производят закачку в пласт суспензии глины. Сущность способа состоит в том, что в результате смешения раствора полимера и глинистой суспензии происходит процесс коагуляции частиц глины и образуется полимер-дисперсная система, в которой частицы глины связаны между собой макромолекулами в флокулы, которые закупоривают поровые каналы, оказывающая более высокое фильтрационное сопротивление потоку жидкости, чем раствор полимера или глинистая суспензия, в отдельности. Происходящие процессы приводят к выравниванию профиля вытеснения нефти по объему пласта и увеличению нефтеотдачи. The closest in technical essence and the achieved effect is a method of flooding an oil reservoir using a polymer-dispersed system [2]. The method consists in the fact that a solution of polyacrylamide is initially pumped into the formation, after which a suspension of clay is injected into the formation. The essence of the method consists in the fact that as a result of mixing the polymer solution and the clay slurry, a process of coagulation of clay particles occurs and a polymer-dispersed system is formed in which clay particles are interconnected by macromolecules into flocs that clog the pore channels, which exerts a higher filtration resistance to liquid flow than polymer solution or clay suspension, separately. The processes taking place lead to an equalization of the oil displacement profile in terms of the reservoir volume and an increase in oil recovery.
Недостатком известного способа является получение одноразового эффекта. После блокировки имеющихся гидропроводных зон через некоторое время в результате вытеснения нефти из пласта образуются новые обводненные зоны. Это снижает охват пласта заводнением и увеличивает обводненность добываемой нефти. Кроме того, эффективность метода снижается с увеличением количества и размера трещин в пласте. The disadvantage of this method is to obtain a one-time effect. After blocking the existing water-conducting zones, after some time, as a result of oil displacement from the reservoir, new water-borne zones are formed. This reduces the coverage of the reservoir by water flooding and increases the water cut of the produced oil. In addition, the effectiveness of the method decreases with increasing number and size of fractures in the reservoir.
Целью изобретения является повышение нефтеотдачи и снижение обводненности добываемой нефти за счет увеличения охвата пласта заводнением и изоляции обводненных зон. The aim of the invention is to increase oil recovery and reduce water cut in produced oil by increasing the coverage of the reservoir by water flooding and isolation of waterlogged zones.
Это достигается тем, что в пласт закачивают полимерно-гелевую систему, содержащую 0,5-5% гидрогеля с иммобилизованными в нем клетками аэробной водной микрофлоры совместно с химической добавкой акцептора электронов - коферментом к ферментам окислительно-восстановительного цикла при следующем содержании компонентов, мас.%:
Иммобилизированные
в геле микробные клетки 10-90
Кофермент - акцептор электронов До 0,01-5 Гель Остальное,
после чего нагнетают в пласт воду с содержанием кислорода не менее 2 мг/л и извлекают нефть из добывающих скважин.This is achieved by the fact that a polymer-gel system containing 0.5–5% hydrogel with aerobic aquatic microflora cells immobilized in it is injected into the formation together with a chemical addition of an electron acceptor — a coenzyme for redox enzymes with the following components, wt. %:
Immobilized
microbial cells in a gel 10-90
Coenzyme - electron acceptor Up to 0.01-5 Gel Else,
after which water with an oxygen content of at least 2 mg / l is injected into the formation and oil is extracted from production wells.
Для того, чтобы реализовать способ необходимо чтобы, с одной стороны, объем полимерно-гелевой системы был минимальным, что обеспечивается повышением концентрации полимера в системе. Однако с ростом концентрации полимера возрастает общая вязкость системы, что затрудняет процесс закачки в пласт, поэтому вводится ограничение на верхний предел содержания полимера в системе 5% . Путем разбавления полимерно-гелевой системы можно снизить вязкость, но одновременно возрастают объемы закачиваемой в пласт полимерно-гелевой системы и как следствие происходит удорожание работ. Поэтому нижний предел концентрации полимера в полимерно-гелевой системе установлен 0,5%. In order to implement the method, it is necessary that, on the one hand, the volume of the polymer-gel system is minimal, which is achieved by increasing the polymer concentration in the system. However, with an increase in polymer concentration, the overall viscosity of the system increases, which complicates the process of injection into the reservoir, therefore, a restriction on the upper limit of the polymer content in the system is introduced at 5%. By diluting the polymer-gel system, it is possible to reduce the viscosity, but at the same time, the volumes of the polymer-gel system injected into the formation increase and as a result, the cost of work increases. Therefore, the lower limit of polymer concentration in the polymer-gel system is 0.5%.
После закачки полимерно-гелевой системы с иммобилизованными клетками в пласт закачивают воду, которая должна содержать кислород в количестве не менее 2 мг/л. Это необходимо для первоначальной активации жизнедеятельности аэробной микрофлоры. After injection of the polymer-gel system with immobilized cells, water is pumped into the formation, which should contain oxygen in an amount of at least 2 mg / L. This is necessary for the initial activation of aerobic microflora.
Вместе с иммобилизованными на геле клетками аэробной водной микрофлоры в пласт закачивают добавку - кофермент к реакциям окислительно-восстановительного цикла. Добавка-кофермент связывается за счет гидрофобии с активным центром фермента. Не являясь субстратом для роста микроорганизмов, кофермент ускоряет деятельность оксиредуктаз, что приводит к ускорению потребления органических веществ и увеличению биомассы бактерий. Together with cells of aerobic aquatic microflora immobilized on a gel, an additive — coenzyme — is added to the reactions of the redox cycle. The coenzyme additive binds due to hydrophobia to the active site of the enzyme. Not being a substrate for the growth of microorganisms, coenzyme accelerates the activity of oxyreductases, which leads to an acceleration of the consumption of organic substances and an increase in the biomass of bacteria.
При использовании заявляемого технического решения вытеснение нефти из пласта водой осуществляется в условиях, когда вся закачиваемая вода проходит через область пласта, которая представляет собой проточный "живой" биореактор, заполненный иммобилизованными в гидрогеле клетками аэробной водной микрофлорой. Иммобилизация клеток в геле снижает их подвижность, так как размещение бактерий происходит на мелкой макромолекулярной сетке, куда облегчена доставка питательного субстрата за счет диффузии через гель, что позволяет образовывать биомассу в трещинах пласта. When using the claimed technical solution, oil is displaced from the formation by water under conditions when all injected water passes through the area of the formation, which is a flowing “live” bioreactor filled with aerobic water microflora immobilized in hydrogel cells. Immobilization of cells in the gel reduces their mobility, since the placement of bacteria occurs on a fine macromolecular network, where delivery of the nutrient substrate due to diffusion through the gel is facilitated, which allows the formation of biomass in the fractures of the formation.
В этой области пласта поддерживается режим хемостата за счет постоянного нагнетания новых порций закачиваемой воды, содержащей органические компоненты и растворенный кислород, что обеспечивает быстрый и стабильный рост биомассы в зоне биореактора. Этому процессу способствует иммобилизация в гидрогеле химической добавки - акцептора электронов - кофермента к реакциям окислительно-восстановительного цикла, ускоряющего процесс дыхания бактерий. The chemostat mode is maintained in this area of the reservoir due to the constant injection of new portions of injected water containing organic components and dissolved oxygen, which ensures fast and stable biomass growth in the bioreactor zone. This process is facilitated by the immobilization of a chemical additive — an electron acceptor — of coenzyme in the hydrogel to reactions of the redox cycle, which accelerates the process of respiration of bacteria.
На первом этапе добавка действует как переносчик электронов в дыхательной цепи микроорганизмов, а после его расходования заменяет кислород в качестве акцептора электронов в анаэробных условиях. В качестве субстрата микроорганизмы используют растворенную в воде органику и неизвлекаемые остатки нефти в порах коллектора. Продукты метаболизма, обладающие поверхностно-активным действием, являются благоприятным фактором для вытеснения нефти из порогового пространства. Избыточная биомасса, образующаяся на поверхности геля, удерживается слабее и увлекается в глубину пласта по мере образования. При этом наибольше количество биомассы, метаболитов и внеклеточных полисахаридов поступает в наиболее проницаемые пропластки и задерживается в них, снижая проницаемость этих участков. Это приводит к тому, что новые порции нагнетаемой воды поступают в менее промытые зоны пласта, тем самым увеличивая охват пласта заводнением. В конечном счете это приводит к увеличению нефтеотдачи пласта и снижению обводненности добываемой продукции. At the first stage, the additive acts as an electron carrier in the respiratory chain of microorganisms, and after spending it replaces oxygen as an electron acceptor under anaerobic conditions. Microorganisms use organics dissolved in water and unrecoverable oil residues in the pores of the reservoir as a substrate. Metabolic products with a surface-active effect are a favorable factor for the displacement of oil from the threshold space. Excess biomass formed on the surface of the gel is held weaker and is carried away into the depth of the formation as it forms. In this case, the largest amount of biomass, metabolites and extracellular polysaccharides enters the most permeable layers and is retained in them, reducing the permeability of these areas. This leads to the fact that new portions of injected water enter the less washed zones of the formation, thereby increasing the coverage of the formation by water flooding. Ultimately, this leads to an increase in oil recovery and a decrease in water cut in the produced products.
Указанные выше пропорции содержания компонентов полимерно-гелевой системы с иммобилизованными клетками микроорганизмов и химической добавки выбраны эмпирически и обеспечивают эффективность предлагаемого метода. Использование гидрогеля с содержанием ингредиентов вне указанных пределов. The above proportions of the content of the components of the polymer-gel system with immobilized cells of microorganisms and chemical additives are selected empirically and ensure the effectiveness of the proposed method. Use of a hydrogel containing ingredients outside specified limits.
При реализации предлагаемого способа перед закачкой в пласт гидрогеля с иммобилизованными клетками микроорганизмов производят закачку в нагнетательную скважину полимерно-гелевой системы до снижения приемистости скважины не менее чем на 10%. Предварительное нагнетание в пласт полимерно-гелевой системы позволяет выровнять профиль приемистости нагнетательной скважины при последующей закачке гидрогеля с иммобилизованными клетками микроорганизмов позволит улучшить эффективность способа за счет воздействия не менее промытые зоны и где имеется остаточная нефть - субстрат для микроорганизмов. When implementing the proposed method, before injection of a hydrogel with immobilized cells of microorganisms into the formation, the polymer-gel system is injected into the injection well until the well injectivity is reduced by at least 10%. Pre-injection of a polymer-gel system into the formation allows you to align the injectivity profile of the injection well with subsequent injection of the hydrogel with immobilized cells of microorganisms, which will improve the efficiency of the method due to exposure to no less washed zones and where there is residual oil - a substrate for microorganisms.
Опытным путем установлено, что заметное изменение приемистости нагнетательной скважины происходит при закачке полимерно-гелевой системы, позволяющей снизить приемистость скважины не менее чем на 10%. Верхний предел снижения приемистости лимитируется конкретными условиями разрабатываемого объекта. It was experimentally established that a noticeable change in the injectivity of the injection well occurs when the polymer-gel system is injected, which allows to reduce the injectivity of the well by at least 10%. The upper limit of the reduction in injectivity is limited by the specific conditions of the developed facility.
Скорость роста биомассы, а следовательно и эффективность метода, может быть повышена, если после закачки в пласт гидрогеля с иммобилизованными клетками в пласт закачивают питательный субстрат, содержащий фосфор и азотсодержащие компоненты. The growth rate of biomass, and therefore the effectiveness of the method, can be increased if, after injection of a hydrogel with immobilized cells into the formation, a nutrient substrate containing phosphorus and nitrogen-containing components is pumped into the formation.
С целью оперативного управления процессами развития микроорганизмов в пласте в него закачивают многоступенчатый биоцид, который подавляет чрезмерный рост биомассы. In order to efficiently control the development of microorganisms in the reservoir, a multistage biocide is pumped into it, which suppresses the excessive growth of biomass.
В пласт закачивают 0,5-5%-ный гидрогель с иммобилизованными клетками аэробной микрофлоры и акцепторов электронов-кофермент к реакциям окислительно-восстановительного цикла при указанном соотношении компонентов. A 0.5-5% hydrogel with immobilized cells of aerobic microflora and electron-coenzyme acceptors for redox reactions at the indicated ratio of components is pumped into the formation.
Затем в пласт закачивают воду с содержанием кислорода не менее 2 мг/л. Then, water with an oxygen content of at least 2 mg / L is pumped into the formation.
П р и м е р 1. Предложенный способ был испытан в лабораторных условиях. Для этого провели изучение влияния закачки полимерно-гелевой системы с иммобилизованными клетками в модель пласта на его фильтрационное сопротивление. Кроме того, параллельно в тех же условиях проводили определение качества микробных клеток в водной среде. PRI me
В качестве модели пласта была использована трубка диаметром 1 и длиной 10 см, заполненная кварцевым песком проницаемостью 11 мкм2. Закачку в пласт воды осуществляли при общем перепаде давления на входе в пласт и выходе из модели пласта, равным 20 кПа. В процессе опыта измеряли скорость фильтрации воды, которую использовали для расчета гидравлического сопротивления модели пласта.As a model of the formation, a tube with a diameter of 1 and a length of 10 cm filled with quartz sand with a permeability of 11 μm 2 was used . Water was injected into the formation at a total pressure drop at the inlet of the formation and exit from the formation model, equal to 20 kPa. During the experiment, the water filtration rate was measured, which was used to calculate the hydraulic resistance of the reservoir model.
В качестве микроорганизмов использовали смесь морских аэробных углеводородокисляющих бактерий, выделенных из различных географических районов мира: Pseudomonas fluoresces штамм 49С, Alteromonas sp., шт. 11Б, Bacillus subtilis шт. 410Б, Micrococcus sp. шт. SB, Flavobacterium japonicum шт. 45С, vibrio sp, moraxella sp., ps. sp, Delley sp. Flavobacteium sp., а также природные популяции углеводородокисляющих морских бактерий Каспийского моря. As microorganisms, a mixture of marine aerobic hydrocarbon-oxidizing bacteria isolated from various geographical regions of the world was used: Pseudomonas fluoresces strain 49C, Alteromonas sp., Pc. 11B, Bacillus subtilis pcs. 410B, Micrococcus sp. PC. SB, Flavobacterium japonicum pcs. 45C, vibrio sp, moraxella sp., Ps. sp, Delley sp. Flavobacteium sp., As well as natural populations of hydrocarbon-oxidizing marine bacteria of the Caspian Sea.
В качестве кофермента использовали полициклические хиноны, содержащие гидрофобные группы (например, убихинон, витамины группы К, производные антрахинона и т.п.). Polycyclic quinones containing hydrophobic groups (for example, ubiquinone, group K vitamins, anthraquinone derivatives, etc.) were used as a coenzyme.
Концентрацию жизнеспособных морских бактерий определяли эпифлюоресцентным методом с применением флюорескомина на микроскопе "Люмам". Подсчет клеток производили на ядерных фильтрах с размером пор 0,08 мкм для природной популяции и 0,19-0,23 мкм для чистых культуру морских бактерий, окрашенных черным суданом. The concentration of viable marine bacteria was determined by the epifluorescence method using fluoreskomin using a Lumam microscope. Cell counting was performed on nuclear filters with a pore size of 0.08 μm for the natural population and 0.19-0.23 microns for a pure culture of marine bacteria stained with black Sudan.
Опыт по проверке предлагаемого способа начали с контрольных измерений фильтрационного сопротивления модели пласта, определенной по закачиваемой воде. Далее приготовляли полимерно-гелевую систему с иммобилизованными в этом геле микробными клетками аэробной водной микрофлоры. Для приготовления этой системы было взято 2 г безводного гидрогеля типа "Темпоскрин", содержащего 50% иммобилизованных в нем аэробных микроорганизмов, и 1% полициклического хинона (производное антрахинона). К полученной массе добавили 200 г морской воды и выдержали до образования полимерно-гелевой системы. The experience of testing the proposed method began with control measurements of the filtration resistance of the reservoir model, determined by the injected water. Next, a polymer-gel system was prepared with microbial cells of aerobic aquatic microflora immobilized in this gel. To prepare this system, 2 g of anhydrous Temposcrin-type hydrogel containing 50% of the aerobic microorganisms immobilized in it and 1% of polycyclic quinone (anthraquinone derivative) were taken. To the resulting mass was added 200 g of sea water and kept until the formation of a polymer-gel system.
Далее в модель пласта закачали 0,1 порового объема этой системы, после чего проводили закачку морской воды, содержащую 7 мг/л растворенного кислорода. В процессе опыта определяли гидравлическое сопротивление потоку жидкости на модели пласта по отношению к исходному гидравлическому сопротивлению. Параллельно в отдельном колбе емкостью 0,5 л готовили полимерно-гелевую систему на основе морской воды с той же концентрацией, что и полимерно-гелевая система, закачиваемая в модель пласта. Одновременно с измерением гидравлического сопротивления пласта определяли концентрацию микроорганизмов в системе. Измерения показали, что в этих условиях рост гидравлического сопротивления модели пласта коррелируется с ростом количества клеток микробной биомассы. Через 6 сут. гидравлическое сопротивление модели пласта возросло с 4,2 до 8,9 отн.ед., а концентрация клеток возросла с 103 до 109 кл/мл.Then, 0.1 pore volume of this system was injected into the reservoir model, after which seawater containing 7 mg / l of dissolved oxygen was injected. During the experiment, the hydraulic resistance to fluid flow was determined on the reservoir model with respect to the initial hydraulic resistance. In parallel, a polymer gel system based on sea water with the same concentration as the polymer gel system injected into the reservoir model was prepared in a separate flask with a capacity of 0.5 l. At the same time as measuring the hydraulic resistance of the formation, the concentration of microorganisms in the system was determined. Measurements showed that under these conditions, the increase in hydraulic resistance of the reservoir model is correlated with the increase in the number of microbial biomass cells. After 6 days. the hydraulic resistance of the reservoir model increased from 4.2 to 8.9 rel.units, and the cell concentration increased from 10 3 to 10 9 cells / ml.
В контрольном опыте исследовали эффективность использования способа-прототипа. Для этого в модель пласта закачали полимерно-дисперсную систему, содержащую 1,0% полиакриламида и суспензию глинистых частиц с концентрацией 103 частиц на 1 мл, что равно начальной концентрации микробных клеток в описанном примере. Опыт показал, что после закачки полимерно-дисперсной системы гидравлическое сопротивление в процессе фильтрации меняется мало, а количество частиц в суспензии не меняется. Этот опыт показывает, что эффект от применения способа-прототипа является однократным и не зависит от времени.In the control experiment investigated the effectiveness of the use of the prototype method. For this, a polymer-dispersed system containing 1.0% polyacrylamide and a suspension of clay particles with a concentration of 10 3 particles per 1 ml was injected into the reservoir model, which is equal to the initial concentration of microbial cells in the described example. Experience has shown that after injection of a polymer-dispersed system, the hydraulic resistance during the filtration process changes little, and the number of particles in the suspension does not change. This experience shows that the effect of the application of the prototype method is single and does not depend on time.
Данные опытов, аналогичные описанному, но с другим количеством компонентов во флюидах, закачиваемых в модель пласта, представлены в табл. 1. The experimental data, similar to those described, but with a different number of components in the fluids injected into the reservoir model, are presented in Table. 1.
Из данных видно, что предлагаемый метод является работоспособным при заявляемых интервалах условий, являющихся отличительными признаками, и по сравнению с прототипом обеспечивает более высокое возрастание фильтрационного сопротивления модели пласта во времени, чем известный способ. From the data it can be seen that the proposed method is workable under the claimed intervals of conditions, which are distinctive features, and in comparison with the prototype provides a higher increase in filtration resistance of the reservoir model in time than the known method.
В реальных условиях нефтяного пласта увеличение фильтрационного сопротивления пород коллекторов нефти в промытых зонах обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и увеличение охвата пласта заводнением. Under real conditions of an oil reservoir, an increase in the filtration resistance of the rocks of oil reservoirs in the washed zones ensures a decrease in the water cut of the produced products and an increase in the coverage of the reservoir with water flooding.
П р и м е р 2. Предлагаемый способ может быть также реализован на поздней стадии разработки пласта заводнением следующим образом. Через нагнетательную скважину на участке с одной нагнетательной и пятью эксплуатационными скважинами (площадь участка 3 км2, мощность пласта 5 м) закачивают 30 м3 0,5% -ой полимерно-гелевой системы на основе добавки типа "Темпоскрин" для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины. Закачку производят до снижения приемистости скважины на 10-30%. Далее в пласт закачивают гидрогель с иммобилизованными клетками аэробной микрофлоры, после этого - морскую воду, содержащую 5 мг/л растворенного кислорода.PRI me
В результате закачки полимерно-гелевой системы в пласт была снижена приемистость нагнетательной скважины на 25% и получен немедленный эффект изменения профиля приемистости в нагнетательной скважине и снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах на 7%. As a result of injecting the polymer-gel system into the formation, the injection well injectivity was reduced by 25% and the immediate effect of changing the injectivity profile in the injection well and a 7% decrease in the water cut of produced products in the producing wells were obtained.
Через 30 сут. проявилось действие иммобилизованных в геле клеток аэробной микрофлоры. В результате выноса микроорганизмов, размножающихся на поверхности геля, происходит закупорка пор в глубине пласта. В результате более глубокого охвата пласта воздействием микробной массы было дополнительно достигнуто снижение обводненности добываемой нефти на 5%. After 30 days. the action of aerobic microflora cells immobilized in a gel was manifested. As a result of the removal of microorganisms that multiply on the surface of the gel, clogging of pores occurs in the depth of the reservoir. As a result of a deeper coverage of the formation by the action of microbial mass, a 5% decrease in the water cut of produced oil was additionally achieved.
П р и м е р 3. По аналогии с опытом, описанным в примере 1, был поставлен опыт, отличающийся тем, что после закачки в пласт гидрогеля в пласт закачали 0,1 поровых объема питательного субстрата, содержащего 1% фосфата натрия и хлористого аммония. В результате через 6 сут. после начала процесса закачки гидравлическое сопротивление модели пласта возросло 10,3 раза. Это больше, чем в примере 1, в котором закачка питательного субстрата не проводилась. PRI me R 3. By analogy with the experience described in example 1, an experiment was set, characterized in that after the injection of hydrogel into the formation, 0.1 pore volumes of the nutrient substrate containing 1% sodium phosphate and ammonium chloride were injected into the formation . As a result, after 6 days. After the start of the injection process, the hydraulic resistance of the reservoir model increased 10.3 times. This is more than in example 1, in which the injection of the nutrient substrate was not carried out.
П р и м е р 4. По аналогии с опытом, описанным в примере 1, был поставлен опыт, отличающийся тем, что после закачки в пласт гидрогеля, и воды, на 4-е сутки опыта после увеличения гидравлического сопротивления модели пласта с 4,9 до 7,9 отн.ед., в модель пласта закачали 0,05 поровых объема 1% -ного раствора формальдегида. При этом оказалось, что на 6- сутки после начала опыта гидравлическое сопротивление модели пласта снизилось до 7,2 отн. ед. Это указывает на возможность регулирования процессами развития бактерий в пласте. PRI me
П р и м е р 5. По аналогии с опытом, описанным в примере 1, был поставлен опыт, отличающийся тем, что вместо смеси чистых культур морских аэробных бактерий, была использована колония бактерий Каспийского моря (а), популяция бактерий Балтийского моря (б) и популяция бактерий, выделенная из биоценоза нагнетательной скважины месторождения Узень (в). Example 5. By analogy with the experience described in example 1, an experiment was set up, characterized in that instead of a mixture of pure cultures of marine aerobic bacteria, a colony of bacteria of the Caspian Sea was used (a), a population of bacteria of the Baltic Sea (b ) and a population of bacteria isolated from the biocenosis of the injection well of the Uzen deposit (c).
Исходя из получаемых результатов табл. 1 и 2 можно сделать вывод, что наилучшие результаты получаются при использовании специально подобранной смеси чистых культур морских микроорганизмов. Based on the results obtained table. 1 and 2, we can conclude that the best results are obtained using a specially selected mixture of pure cultures of marine microorganisms.
Claims (1)
Иммобилизованные в геле микробные клетки 10 - 90
Полициклический хинон 0,01 - 5,0
Гель Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки в пласт гидрогеля с иммобилизованными клетками микроорганизмов в пласт закачивают многофункциональный биоцид.1. METHOD FOR WATERING OIL LAYER, which includes injecting hydrogel and water into the formation through injection wells and extracting oil from production wells, characterized in that, in order to increase the efficiency of the method, a polymer-gel system containing 0.5 - 5 is injected into the formation 0 hydrogel with immobilized cells of marine aerobic microflora and polycyclic quinones in the following components, wt.%:
Microbial cells immobilized in a gel 10 - 90
Polycyclic Quinone 0.01 - 5.0
Gel Else
2. The method according to claim 1, characterized in that after the injection of a hydrogel into the formation with immobilized cells of microorganisms, a multifunctional biocide is pumped into the formation.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4927035 RU2023872C1 (en) | 1991-04-15 | 1991-04-15 | Method of oil stratum flooding |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4927035 RU2023872C1 (en) | 1991-04-15 | 1991-04-15 | Method of oil stratum flooding |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2023872C1 true RU2023872C1 (en) | 1994-11-30 |
Family
ID=21569495
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU4927035 RU2023872C1 (en) | 1991-04-15 | 1991-04-15 | Method of oil stratum flooding |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2023872C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2127358C1 (en) * | 1996-10-03 | 1999-03-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method for development of oil deposit by flooding |
| RU2136867C1 (en) * | 1998-04-07 | 1999-09-10 | НГДУ "Иркеннефть" | Method of developing oil deposit |
| RU2170346C1 (en) * | 2000-05-29 | 2001-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Process of exploitation of inhomogeneous oil pool |
| RU2182652C1 (en) * | 2001-02-19 | 2002-05-20 | Хисамов Раис Салихович | Process of development of multiple-pool oil field with strata of different penetration |
| RU2203400C2 (en) * | 2001-06-28 | 2003-04-27 | "Ойл Технолоджи (Оверсиз) Продакшн Лтд." | Process of development of inhomogeneous oil and gas beds |
| RU2211861C1 (en) * | 2002-03-18 | 2003-09-10 | Институт биологии Уфимского научного центра РАН | Strain of bacterium bacillus subtilis as producer of thermo- and biostable surface-active substance |
| RU2215866C1 (en) * | 2003-02-25 | 2003-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Thermochemical composition for removal of asphaltene-resinous-paraffin deposits |
| RU2273663C2 (en) * | 2004-06-25 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for petroleum displacement from oil pool |
-
1991
- 1991-04-15 RU SU4927035 patent/RU2023872C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Оптимизация применения полиакриламида при добыче нефти из обводненных скважин. Отчет о НИР НПО "Союзнефтехимпром", ВНИПИ по нефтепромысловой химии, Казань, 1986, с.114, гос.рег. N 01830011 774. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2127358C1 (en) * | 1996-10-03 | 1999-03-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method for development of oil deposit by flooding |
| RU2136867C1 (en) * | 1998-04-07 | 1999-09-10 | НГДУ "Иркеннефть" | Method of developing oil deposit |
| RU2170346C1 (en) * | 2000-05-29 | 2001-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Process of exploitation of inhomogeneous oil pool |
| RU2182652C1 (en) * | 2001-02-19 | 2002-05-20 | Хисамов Раис Салихович | Process of development of multiple-pool oil field with strata of different penetration |
| RU2203400C2 (en) * | 2001-06-28 | 2003-04-27 | "Ойл Технолоджи (Оверсиз) Продакшн Лтд." | Process of development of inhomogeneous oil and gas beds |
| RU2211861C1 (en) * | 2002-03-18 | 2003-09-10 | Институт биологии Уфимского научного центра РАН | Strain of bacterium bacillus subtilis as producer of thermo- and biostable surface-active substance |
| RU2215866C1 (en) * | 2003-02-25 | 2003-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Thermochemical composition for removal of asphaltene-resinous-paraffin deposits |
| RU2273663C2 (en) * | 2004-06-25 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for petroleum displacement from oil pool |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1317540C (en) | Oil recovery process using microbial combinations | |
| Cunningham et al. | Biofilm processes in porous media—practical applications | |
| US4799545A (en) | Bacteria and its use in a microbial profile modification process | |
| FI91662B (en) | Oil recovery from oil deposits | |
| Kantzas et al. | A novel method of sand consolidation through bacteriogenic mineral plugging | |
| US4800959A (en) | Microbial process for selectively plugging a subterranean formation | |
| RU2023872C1 (en) | Method of oil stratum flooding | |
| CN103562340B (en) | Microbial Control of Injection Fluid Flow in Oil and Gas Reservoirs | |
| RU2078916C1 (en) | Composition for treatment of oil deposit | |
| RU2136872C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| CN102213088A (en) | Microbial oil recovery method | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2146002C1 (en) | Method adjusting front of flooding of oil pools | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2158360C1 (en) | Method of development of oil formation | |
| RU2204014C1 (en) | Method of oil pool development | |
| Davey et al. | Microbial selective plugging of sandstone through stimulation of indigenous bacteria in a hypersaline oil reservoir | |
| RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil | |
| RU2156354C1 (en) | Method of residual oil displacement from inundated oil formation | |
| Feng et al. | An experimental study on bio-clogging in porous media during geothermal water reinjection | |
| CN118685288A (en) | A composite microbial oil-displacing agent composition and its application | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| CN113073965A (en) | Unconventional oil reservoir exploitation method | |
| RU2256784C1 (en) | Method for extraction of oil deposit |