Биотехнология нефтедобычи. Принципы и применение


Исмаилов Н. М.









БИОТЕХНОЛОГИЯ НЕФТЕДОБЫЧИ. ПРИНЦИПЫ И ПРИМЕНЕНИЕ





Учебное пособие













Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2021

УДК 622.323 ББК33.361
    И87











        Исмаилов, Н. М.

И87       Биотехнология нефтедобычи. Принципы и применение : учебное по        собие / Н. М. Исмаилов. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2021. -172 с. : ил., табл.
           ISBN978-5-9729-0531-7


    Раскрыты основы использования биотехнологии в нефтедобыче, рассмотрены принципы, лежащие в основе такой технологии. Даны методы применения конкретных биологических технологий для решения задач нефтедобычи.
    Для практиков-нефтяников и специалистов в области микробных биотехнологий, а также студентов и преподавателей нефтегазовых специальностей.


УДК 622.323
ББК 33.361










ISBN 978-5-9729-0531-7

© Исмаилов, Н. М., 2021
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2021
                            © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2021

        ОГЛАВЛЕНИЕ


Введение...........................................................4
Глава 1. Основы геологии и разработки нефтяных месторождений.......7
    1.1. Нефть. Природный газ. Пластовые воды......................7
    1.2. Условия залегания нефти и природного газа в залежах......11
    1.3. Режимы залежи нефти и газа...............................16
    1.4. Разработка нефтяных месторождений........................21
    1.5. Методы повышения нефтеотдачи пластов.....................24
Глава 2. Основы микробиологии и биогеохимии нефтяных месторождений.... 35
    2.1. Микроорганизмы. Биогеохимическая деятельность............35
    2.2. Микробиологические процессы в нефтяных пластах...........44
    2.3. Аэробные процессы в нефтяных пластах.....................50
    2.4. Анаэробные процессы в нефтяных пластах...................55
    2.5. Некоторые закономерности роста и развития микроорганизмов в жидких и пористых средах....................................63
    2.6. Факторы, влияющие на активность микроорганизмов..........74
    2.7. Синтез био-ПАВ и биополимеров микроорганизмами...........82
    2.8. О роли микроорганизмов в разрушении структуры породы нефтяного пласта..............................................88
Глава 3. Биотехнология нефтедобычи................................96
    3.1. Методы, основанные на анаэробных процессах...............97
    3.2. Биотехнологии, основанные на интенсификации аэробно-анаэробных процессов....................................................100
    3.3. Молочная сыворотка - субстрат для питательного заводнения нефтяных пластов.............................................103
    3.4. Промысловые испытания питательного заводнения пластов молочной сывороткой..........................................116
    3.5. Методы очистки пластов от отложений твердых парафинов и солей......................................................120
    3.6. Методы повышения охвата пласта заводнением..............124
    3.7. Микроорганизмы и субстраты, используемые в биотехнологии нефтедобычи..................................................128
    3.8. О механизмах биотехнологии нефтедобычи..................139
    3.9. Интегративные методы биоочистки сточных (коммунальных) вод в пластах истощенных нефтяных месторождений с одновременным повышением нефтедобычи.......................................148
    3.10. Критерии эффективного применения биотехнологий нефтедобычи..................................................160
Заключение.......................................................164
Литература.......................................................167

3

        ВВЕДЕНИЕ


    Люди использовали микроорганизмы давно, даже не подозревая об их существовании. О способности микроорганизмов образовывать спирт в сахаросодержащих растворах знали шумеры и вавилоняне за 6 тыс. лет до н.э., а египтяне стали применять микроорганизмы для выпечки хлеба в 4-м тысячелетии до н.э. человек познал за этот период способы хранения и переработки продуктов путем ферментации (производство сыра, уксуса, вина и др.), научился делать мыло из жиров, перерабатывать отходы. Однако знакомство людей с микромиром, осознание незаменимости микроорганизмов в биогеохимических саморегулирующихся процессах биосферы стали возможны благодаря выдающимся работам Л.Пастера. В дальнейшем, в процессе изучения микроорганизмов сложились современные представления о сущности микроорганизмов, их роли в возникновении и эволюции жизни на нашей планете, в круговороте веществ в природе. Эти исследования положили начало сознательному применению микроорганизмов для производства ряда важных продуктов и развития науки биотехнологии.
    Несмотря на то, что человек использовал биотехнологию многие тысячи лет, однако совсем недавно слово «биотехнология» отсутствовало в нашем лексиконе. Употреблялись понятия «промышленная микробиология», «техническая биохимия», «техническая микробиология» и др. новый термин, объединивший в себе все прежние названия, появился примерно 20 лет назад. За появлением этого понятия кроются более глубокие причины. Новые открытия на пути познания жизненных явлений, и, прежде всего в области микробиологии, энзимологии, молекулярной биологии и генетики, объединили разрозненные прикладные направления, подвели под них фундаментальную базу. В результате биотехнология стала наукой о практическом использовании биологии в целом, а не отдельных ее ветвей, как это было прежде.
    Европейская биотехнологическая федерация определяет биотехнологию как совместное использование биохимии, микробиологии и химической технологии для технологического (промышленного) применения полезных качеств микроорганизмов. В настоящее время микроорганизмы стали основой промышленного производства целого ряда полезных продуктов - органических кислот, спиртов, ферментов, витаминов, антибиотиков, аминокислот, пищевых и кормовых продуктов, многих биологически-активных соединений. Важной составной частью современной биотехнологии является очистка бытовых и производственных вод от загрязнения и утилизация всевозможных отходов сельского хозяйства, которые основаны на использовании специфических биологических сообществ микроорганизмов, носящих общее название «активного ила».
    Интерес к биотехнологии, темпы ее развития, внедрение в новые отрасли хозяйствования в последние годы росли очень быстро и примеров этому много. Одним из них является использование биотехнологических приемов в такой су

4

губо технической области производства, какой является нефтедобывающая промышленность. Использование биотехнологии в нефтедобыче тесно связано также с развитием нефтяной микробиологии и фундаментальных достижений в этой области на самом высоком уровне современной науки. В настоящее время сформировалась новая отрасль естествознания на стыке химии, нефтехимии и микробиологии, которая занимается вопросами получения различных физиологически активных соединений, охраной окружающей среды, поисками и разработкой нефтяных и газовых месторождений, предохранением нефтепродуктов от порчи ит.д.
    Существующие способы разработки нефтяных месторождений дают возможность извлекать из недр не более половины геологических запасов нефти. Более того, коэффициент извлечения нефти во многих месторождениях снижается в связи с вовлечением в эксплуатацию месторождений с вязкой нефтью и сложными геолого-физическими свойствами. Добыча нефти на старых месторождениях, как правило, уменьшается вследствие обводненности. Так как природные запасы нефти ограничены и невосполнимы, создание высокоэффективных методов повышения нефтеотдачи, основанных на инновационных подходах, является важнейшим инструментом поддержания высокого уровня добычи нефти на ближайшие десятилетия. Одним из этих подходов являются методы воздействия на истощенные нефтяные месторождения с использованием микроорганизмов.
    Еще в 1926 году Дж. У. Бекхэм определил, что большая часть нефти в месторождениях по всему миру останется неизвлекаемой и что необходимо разрабатывать методы для повышения ее извлекаемости. Он высказал предположение, что решению проблемы могут способствовать микроорганизмы. Бекхэм писал: «Без всякого сомнения, мировые запасы нефти ограничены. Тем не менее, также представляется очевидным, что значительный процент нефти остается в земных недрах после того, как поток из скважин иссякает, потому что трение вязкой нефти о породы слишком велико. Приведет ли внесение ферментопродуцирующих бактерий, вступающих в контакт с оставшейся нефтью, к изменению ее вязкости и плотности и, следовательно, к возобновлению потока?» Поскольку потенциал нефтяной микробиологии впервые был осознан более 90 лет тому назад, можно было бы предположить, что технология будет широко распространена в наше время. К сожалению, это далеко не так. Прошли годы, но еще в книге, изданной в 1983 г. (Методы увеличения..., 1983, стр. 4) отмечалось, что микробиологические методы находятся на стадии лабораторных испытаний. За последние десятилетия эти методы вышли за пределы лабораторных исследований и широко используются в различных странах мира и имеют большие перспективы развития.
    Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов прошли несколько этапов развития. Бурная активность в области промысловых испытаний этих методов в 70-х годах объяснялась упрощенным подходом к проблеме применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. Считалось, что высокие коэффициенты вытеснения нефти, полученные на физических моделях, гарантируют высокую нефтеотдачу. Объемы внедрения новых методов в США, Канаде, Вене

5

суэле, Германии, бывшем СССР резко возрастали. Однако экономически эти методы оставались неэффективными, несмотря на стремительный рост цен на нефть на мировом рынке. Ученые пришли к выводу, что физические основы и механизмы вытеснения нефти с помощью закачки в пласт различных химических реагентов, пара, воздуха и других рабочих реагентов сложны и еще далеко не изучены. Методы их сопровождаются высоким риском, неопределенностью, для их внедрения нужны большие капитальные вложения при неизвестном конечном результате, специально подготовленные кадры. Их реализация сопровождается повышенными требованиями с точки зрения охраны окружающей и геологической среды. Существенные изменения в подходе к применению таких методов произошла после стремительного падения цен на нефть в 1986 г. В результате многие компании отказались от крупных и мелких проектов. Число действующих проектов, например, в США, в 1987 г. сократилось по сравнению с 1985 г. с 512 до 366 и эта тенденция сохранилась. В 1991 г. число действующих проектов в США составило всего лишь 248 (более чем на 50 % меньше, чем в 1985 г.). Особенно это коснулось дорогостоящих химических методов. Однако от всех третичных методов воздействия проекты использования биотехнологических методов не только не сократились, но и имеют устойчивую тенденцию к росту. В первую очередь это связано с особенностью этих методов, которая заключается в их универсальности (они вбирают в себя практически все известные третичные методы воздействия, за исключением тепловых), высокой эффективности, простоте, низкой капиталоемкости, свойственной им экологичности.

6

        ГЛАВА I. ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ..... „ . „

    1.1. Нефть. Природный газ. Пластовые воды

    Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотистые соединения. Если в нефти преобладают углеводороды метанового ряда, она называется метановой, нафтенового ряда - нафтеновой, ароматического ряда - ароматической. В зависимости от фракционного состава различают легкие нефти, или бензиновые, и тяжелые, или топливные. Если в нефти содержится более 20 % масел (фракция 270-300 °C), они называются масляными.
    Чем больше в нефти парафина, тем выше температура ее застывания. По содержанию парафина нефти делятся на беспарафинистые (от 1 до 2 %) и парафинистые (свыше 2 %). Выпадение парафина из нефти в процессе добычи и перекачки в значительной степени осложняет и удорожает эти процессы.
    В нефти могут содержаться и смолисто-асфальтеновые соединения. Сера встречается как свободная, так и в виде соединений (сульфидов, меркаптанов и др.). Содержание серы в сырой нефти колеблется от 0,1 до 5 %, иногда до 7 %. Нефти с содержанием серы менее 0,05 % относят к малосернистым, с большим ее содержанием - к сернистым.
    Смолисто-асфальтеновые вещества являются не углеводородными компонентами нефти. Это гетероциклические соединения, в состав которых входят С, Н, О, S, N, металлы. По содержанию смол различают нефти малосмолистые, (до 8 %), смолистые (8-28 %) и сильно смолистые (выше 28 %).
    Плотность нефти колеблется от 0,730 до 1,060 г/см². По величине удельного веса различают легкие, средние и тяжелые нефти. В большинстве случаев плотность нефти меньше плотности воды. Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность. В связи с этим плотность нефти в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины и дегазированной.
    Вязкость нефти зависит от природы вещества и химической структуры его молекул. На ее величину оказывают влияние пластовое давление, температура и растворенный в ней газ. При повышении давления вязкость увеличивается, а при повышении температуры - уменьшается. Чем больше газа растворено в нефти, тем ниже его вязкость. Вязкость нефти в пластовых условиях в 2-3 раза меньше, чем на дневной поверхности. Значения вязкостей нефти различных месторождений колеблются в широких пределах и играют большую роль при разработке.
    Величина поверхностного натяжения нефти зависит от ее физикохимических свойств, температуры, давления, количества растворенного в ней газа. Поверхностное натяжение затрудняет движение нефти в пористой среде, так сечение пустот (пор, каверн, трещин и т.п.) непостоянно. Тяжелые нефти имеют большое поверхностное натяжение, легкие - меньше. С увеличением

7

пластового давления поверхностное натяжение увеличивается. При увеличении количества растворенного в нефти газа и повышении температуры поверхностное натяжение нефти снижается.
    Нефть в пластовых условиях обычно содержит газ. По мере снижения пластового давления наступает такой момент, когда растворенный газ начинает выделяться из нее в виде пузырьков. Величина пластового давления, соответствующая появлению первых пузырьков газа, называется давлением насыщения. По нему судят о степени насыщения нефти газом. Если давление насыщения равно начальному пластовому давлению, то нефть будет насыщенной, если меньше - недонасыщенной. Чем больше разница между пластовым давлением и давлением насыщения, тем благоприятнее условия для эффективной разработки залежи. Характерно, что наличие в залежи азота приводит к увеличению давления насыщения.
    Углеводородный газ находится в недрах Земли в виде самостоятельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газовые шапки (свободный газ), а также в растворенном состоянии в нефти или в воде. Горючий газ представляет собой смесь предельных углеводородов: метана, этана, пропана и бутана. Нередко в составе газа присутствуют более тяжелые углеводороды - пентан, а также гексан и гептан. Газы, содержащие более 100 г тяжелых углеводородов (пентана, гексана и гептана) в 1 м³, относят к «жирным», менее 100г-к «сухим».
    Пентан и высшие углеводороды входят в состав газов конденсатных залежей. Из газов этих залежей при снижении температуры и давления выделяется жидкая углеводородная фаза - конденсат. Сырой конденсат состоит из жидких при стандартных условиях углеводородов, в которых растворено определенное количество газообразных углеводородов. Углеводородные газы обычно могут содержать углекислый газ, азот, сероводород и небольшое количество редких газов. Газы с высоким содержанием сероводорода являются сырьем для получения почти чистой серы.
    Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению. Углеводородные газы мало отклоняются от закона Генри при сравнительно низких давлениях. При высоких давлениях наблюдается взаимное растворение газа и жидкости и жидкости в газе.
    С повышением температуры способность газа растворяться в жидкости снижается. На растворимость газа в нефти влияет ее плотность. В более тяжелой нефти растворимость его меньше, чем в легких (рис. 1). Это объясняется большей химической близостью газа и легкой нефти. Поэтому жирные газы лучше растворяются в нефти.
    Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется растворимостью газа в нефти или газосодержанием, а количество добытого газа, приходящегося на1т добытой нефти, называется газовым фактором.
    Пластовой водой принято называть только ту воду, которая залегает в одном и том же пласте с нефтью или газом. Воды, принадлежащие водоносным пластам, не содержащем нефть, называют чуждыми или посторонними по отношению к данному нефтяному или газовому пласту (табл. 1).
    Связанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого пласта. Она является водой неподвижной и представлена монослоем прочносвязанной

8

и полислоями рыхлосвязанной воды, адсорбированной на поверхности частиц породы.

                            160

                            140

                            120

ГО
ГО

-8-¹⁰⁰ о

80

                            60



                            40



                            20



Давление, мПа


„                ¹—² ³ /I , _
Рис. 1. Растворимость газа в различных нефтях при t—21 °C.
Плотность нефти: 1 - 0,729; 2 - 0,804; 3 - 0,811; 4 - 0,850


Таблица 1
Промысловая классификация подземных вод

                   Пластовая вода                       Посторонняя  
В продуктивной части пласта В водоносной части пласта  (чуждая) вода 
                                                          Верхняя    
         Связанная          Законтурная, или краевая      Нижняя     
         Подвижная                 Подошвенная         Тектоническая 
                                 Конденсационная      Технологическая
                                                        Техническая  

     Подвижная вода — это вода в углах пор, вода капиллярно-удержанная и капельная. Содержание в породе связанной воды характеризуется коэффициентом Кв.св, равным отношению объема пор, занятых связанной водой, ко всему объему пор, а содержание подвижной воды — коэффициентом Кв.подв. В сумме они составляют коэффициент остаточной водонасыщенности Кв.о.
     Законтурная вода подпирает пластовую нефтяную или газовую залежь. Подошвенная вода подпирает массивную нефтяную или газовую залежь. Конденсационная вода образуется за счет конденсации водных паров. Верхняя вода залегает в пластах, расположенных выше данного продуктивного пласта. При проникновении в продуктивный пласт она будет для него верхней посторонней водой. Нижняя вода залегает в пластах, расположенных ниже данного продуктивного пласта. При проникновении в продуктивный пласт она будет нижней посторонней водой.
     Тектоническая вода проникает в нефтяной пласт по тектоническим трещинам.
     Технологическая вода закачивается в пласт при искусственном заводнении, согласно технологическому процессу разработки залежи.


9

     Техническая вода - фильтрат промывочной жидкости, проникшей в пласт в процессе вскрытия его добывающими или разведочными скважинами. Все пластовые воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы. Под химическим составом вод понимают состав растворенных в них веществ. Основными ионами в природных водах являются Cl⁻, SO4⁻², НСОз⁻², СО3⁻², Na⁺, Са⁺², Mg⁺², К⁺, остальные относятся к числу микрокомпонентов, наиболее важные из которых I⁻, Br, NH4⁻².
     Суммарное содержание в воде растворенных ионов солей и коллоидов называют общей минерализацией воды. воды с минерализацией менее 1 г/л -пресные; от 1 до 10 г/л - солоноватые; 10-50 мг/л - соленые, минерализованные; свыше 50 г/л - рассолы.
     Важнейшие газы, растворенные в водах - N2, СО2 и СН4.
     Для систематизации многообразных по химическому составу вод применяются различные классификации, среди которых в нефтяной практике наиболее применима классификация В. А. Сулина (табл. 2.). При незначительном отклонении от граничных значений воды относят к переходным типам.


Таблица 2
Классификация вод по В. А. Сулину (1935)

                                                        Характерная     
         Тип вод                  Значения               обстановка     
                                коэффициентов         формирования вод  
                          rNa+ . rNa+ + rCl - .         Воды земной     
   Сульфатно-натриевый    -----> 1;-------з-----< 1     поверхности     
                          rCl -      rSO             и зоны свободного  
                                                         водообмена     
                                                        Воды земной     
                          rNa+ , rNa+- rCl- ,         поверхности, зон  
Гидрокарбонатно-натриевый ---> 1;---->--- > 1            свободного     
                          rCl-      rSO4-             и затрудненного   
                                                         водообмена     
                             rNa+ r rNa+- rCl- .    Воды морей и океанов
   Хлоридно-магниевый     ---г<1;----2--- >1        и зоны затрудненного
                          rCl        rMg2'               водообмена     
                                                    Воды зон отсутствия 
                             rNa+ л rNa+- Cl- л      или затрудненного  
   Хлоридно-кальциевый    ---r<1;---2--- <1         водообмена, особенно
                          rCl       rMg2+               при высокой     
                                                      их минерализации  

     Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,03 до 0,18 Па-с с повышением температуры она уменьшается. Изменения давления и степени минерализации почти не оказывают влияния на вязкость воды. Чем меньше вели

10

чина отношения вязкости нефти к вязкости воды, тем легче осуществляется вытеснение нефти водой и достигается больший процент извлечения нефти.
    Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на границе с воздухом равно 0,07-0,08 Н/м. Величина поверхностного натяжения влияет на вымывающие способности воды: при меньшем поверхностном натяжении вода полнее вытесняет нефть из пласта.

    1.2. Условия залегания нефти и природного газа в залежах

    Горные породы, которые служат вместилищем нефти, газа и воды и обладают достаточной проницаемостью, чтобы отдавать их в скважины при создании перепада давления, называют коллекторами. Горные породы, слагающие земную кору, подразделены на три основные группы: 1) изверженные; 2) осадочные; 3) метаморфические. Подавляющая часть выявленных мировых запасов нефти приурочена к осадочным горным породам. По составу скелета породы-коллекторы в осадочных отложениях могут быть кварцевыми (песчаниковыми), кварцполево-шпатовыми (песчано-глинистыми), карбонатными и эвапоритовыми (гипс-ангидритовыми). Осадочные породы сформировались в результате осаждения органических и неорганических веществ.
    Кварцевые коллекторы характеризуются хорошей отсортированностью и окатанностью зерен. Последнее способствуют их слабому уплотнению и минимальной анизотропии. Кварцевые коллекторы отличаются хорошим вытеснением нефти и газа и относительной выдержанностью по площади.
    Кварц-полевошпатовые коллекторы (полимиктовые) сложены зернами минералов и продуктами разрушения горных пород. Поры коллекторов в обломочных породах хорошо сообщаются между собой, что делает проницаемой матрицу породы.
    Большая группа карбонатных коллекторов образуется органогенным и хе-могенным путем. Кальцит, выпадая из растворов, цементирует эти осадки, вследствие чего формируются толщи монолитных пород со слабо развитыми и зачастую не сообщающимися порами. Матрица таких пород слабо проницаема. Пустотное пространство в них формируется значительно позже осадконакопления, оно обусловлено постседиментационным растрескиванием под влиянием тектонических процессов, тепловых деформаций и т.п.
    Последующим выщелачиванием часть трещин превращается в каверны. Образованные таким образом пустоты являются вторичными.
    Эвапоритовые (хемогенные) коллекторы связаны в основном с гипсами и доломитами. Проницаемое пустотное пространство в них также вторично. Она формируется в результате растворения матрицы водами, которые циркулируют по образовавшимся при диагенезе трещинам, создавая карстовые полости и каверны. Для вторичных пустот характерны трещины, каверновые и каналовидные поры. Виды пор для различного типа нефтяных коллекторов представлены на рис. 2.
    Фактором, влияющим как на емкостные, так и на фильтрационные свойства коллекторов, является глинистость пород. Она не только снижает эти свойства в процессе формирования коллекторов, так как способствует заполнению пу


11