Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности нефтеотдачи залежи нижнего миоцена с применением физико-химических и микробиологических комплексных методов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности нефтеотдачи залежи нижнего миоцена с применением физико-химических и микробиологических комплексных методов"

УДК 622.276.6:576.8

ЛЕ ВЬЕТ ЗУНГ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ НИЖНЕГО МИОЦЕНА С ПРИМЕНЕНИЕМ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСНЫХ МЕТОДОВ

(на примере месторождения «Белый Тигр», Социалистическая Республика Вьетнам)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2011

2 ' СЕН 231-1

4854600

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Велиев Мубариз Мустафа оглы

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ямалетдинова Клара Шаиховна

- кандидат технических наук Сагнтов Дамир Камбирович

Ведущее предприятие - ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий

и новых материалов» АН РБ

Защита диссертации состоится 25 февраля 2011 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 25 января 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В связи с тем, что основной объект СП «Вьетсовпетро» - месторождение «Белый Тигр» - находится на поздней стадии разработки, повышение эффективности разработки нефтяных залежей имеет важное значение и в последние годы является приоритетной задачей хозяйственной деятельности предприятия. Научно-исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связаны, прежде всего, с разработкой и внедрением новых и совершенствованием существующих методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов.

Мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных методов увеличения нефтеотдачи по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными методами.

На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов можно решить путем микробиологического воздействия на пласт. В основе таких технологий лежит разнообразная деятельность пластовой микрофлоры: синтез поверхностно-активных веществ (ПАВ) - промежуточных продуктов окисления углеводородов (УВ); выделение газов - углекислого газа и метана, снижающих вязкость нефти и повышающих пластовое давление; синтез низкомолекулярных кислот, растворяющих породу пласта и увеличивающих ее пористость, и др.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи с каждым годом находят все большее признание в мире как высокоэффективные при их малой инвестиционной потребности и безопасные для окружающей среды.

Цель работы - повышение эффективности нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» путем применения физико-химических и микробиологических комплексных методов.

Основные задачи работы

1. Обобщение опыта применения физико-химических и микробиологических методов повышения нефтеотдачи пластов.

2. Экспериментальное изучение возможности использования микроорганизмов для повышения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

3. Проведение промысловых испытаний физико-химических и микробиологических комплексных методов увеличения нефтеотдачи пластов.

4. Создание технологии с применением физико-химических и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи пластов и её пилотное внедрение.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем лабораторных и промысловых исследований, а также с применением современных статистических методов обработки геолого-промысловых материалов и анализа результатов лабораторных и промысловых испытаний.

Научная новизна

1. Систематизированы и обобщены данные о физико-химических и микробиологических методах увеличения нефтеотдачи пластов.

2. На основе лабораторных исследований установлено, что при вытеснении нефти на модели из образцов керна нижнего миоцена композициями ОМСКА и ОМСVI8 абсолютный прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 7,9... 13,0 %.

3. Выявлено, что исследуемые микроорганизмы могут существовать и развиваться в условиях высокой температуры и высокого давления в пластах, обладают способностью утилизировать углеводороды, тем самым уменьшая вязкость нефти и делая ее более подвижной.

4. Предложена технология применения физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена.

5. Дана оценка эффективности предложенного метода увеличения нефтеотдачи пластов.

Основные защищаемые положения

1. Результаты исследований применения микроорганизмов для повышения нефтеотдачи пластов.

2. Результаты промысловых исследований физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена.

3. Технология применения физико-химических и микробиологических методов для увеличения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

Практическая ценность и реализация результатов работы

Новые составы и технология применения физико-химических и микробиологических методов для увеличения нефтеотдачи прошли апробацию на месторождении «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам). Пилотное внедрение этих методов и технологии на их основе позволило получить дополнительно 1438 т нефти, выручка от реализации дополнительно добытой нефти составила 812 тыс. USD, а чистая прибыль 240 тыс. USD.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» в рамках VII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2007 г.); научно-практических конференциях «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VIII, IX и X Российских энергетических форумов (г. Уфа, октябрь 2008 г., октябрь 2009 г., октябрь 2010 г.); научно-практической конференции «Проблемы и

методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленни-ков России (г. Уфа, май 2009 г.); научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», «Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2010» (г. Уфа, май 2010 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, из них 3 в научно-техническом журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 126 наименований. Она содержит 140 страниц машинописного текста, 19 рисунков, 27 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований.

Первая глава посвящена анализу современных тенденций в развитии физико-химических и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Отмечено, что разработка месторождений с применением современных методов увеличения нефтеотдачи требует дополнительных капитальных затрат, в первую очередь на оборудование для производства и закачки рабочего агента. Величина этих затрат, как правило, составляет 20...30 % от

всех затрат на разработку и эксплуатацию месторождений. Вследствие энергоемкости технологий увеличиваются и эксплуатационные расходы.

Еще в 1926 году Дж. У. Бекхэм утверждал, что большая часть нефти в месторождениях по всему миру останется неизвлеченной и что необходимо разрабатывать методы для повышения ее извлекаемости. Он высказал предположение, что решению проблемы могут способствовать микроорганизмы. Бактериальные окислительные процессы могут вызывать в пластах следующие явления:

- образование органических кислот и углекислоты, которые способствуют растворению минералов и увеличению пор пород и тем самым увеличению подвижности нефти, образованию газов;

- разрушение высокомолекулярных углеводородов до более подвижных соединений с укороченной углеродной цепью;

- синтез поверхностно-активных веществ.

Gregory J., Mbaba P.E., Rebecca S., Беляев С.С., Алтунина JI.K. и другие изучали и совершенствовали данный метод в лабораторных и промысловых условиях.

Ученые-микробиологи предложили два основных типа технологий. Первый - выращивание микроорганизмов в ферментерах и закачивание в пласт продуктов их жизнедеятельности. Второй - активирование микрофлоры в самих пластах с помощью различных веществ, в частности мелассы (отходов сахарной промышленности, содержащих до 40 % сахара). Однако выяснилось, что первый способ дорог и экологически небезопасен, второй - хотя и дешевле, но годен далеко не для всех месторождений. Его нельзя, например, применять, если при разработке пластов используется морская вода. В морской воде находится большое количество сульфатов, которые при контакте с питающимися мелассой микробами образуют сероводород и меркаптан.

В мировой практике основным сырьем для питательного заводнения является меласса в концентрации 2...4 %. Наиболее эффективными для

внутрипластового брожения мелассы являются бактерии рода Clostridium. Они способствуют интенсивному процессу брожения, в течение которого генерируются органические кислоты, спирты, ПАВ, а также газы С02 и Н2.

Проведенный в работе анализ методов увеличения нефтеотдачи показал, что перспективность микробиологических методов повышения нефтеотдачи пластов обусловлена их малой инвестиционной потребностью, высокой эффективностью и экологической безопасностью. Практическое применение биотехнологий в нефтедобыче позволяет увеличить конечный коэффициент нефтеизвлечения на 5...7 %.

Во второй главе анализируется текущее состояние системы разработки залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

Месторождение «Белый Тигр» является наиболее крупным разрабатываемым месторождением нефти на шельфе Вьетнама.

В тектоническом плане разрабатываемое месторождение «Белый Тигр» расположено в Кыулонгской впадине, протянувшейся вдоль южного берега Вьетнама на расстояние 450...500 км при ширине 150 км.

В разрезах месторождения выделяются три структурных этажа: кристаллический (докайнозойский) фундамент, промежуточный (олигоцено-вый) комплекс и платформенный (миоцен-четвертичный) этаж. Структурные этажи отделены друг от друга угловыми и стратиграфическими несогласиями.

Породы нижнемиоценовых отложений месторождения обладают хорошими коллекторскими свойствами. Средняя пористость продуктивной части пластов по результатам гидродинамического исследования скважин (ГИС) равна 18,3%, насыщенность нефтью - 0,481 доли ед. Проницаемость, по данным исследования керна, варьируется от 0,0103 (Северный свод) до 0,276 мкм2 (Центральный свод).

В процессе работы были рассмотрены следующие вопросы:

- уточнение геологической характеристики залежи, запасов нефти;

- технология разработки;

- динамика заводнения;

- оценка эффективности реализуемой системы разработки;

- анализ выработки запасов;

- оценка эффективности применяемой системы контроля за процессом разработки и состоянием эксплуатационных и нагнетательных скважин;

- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежи месторождения;

- разработка мероприятий по обеспечению проектных уровней добычи нефти и закачки воды.

Анализ текущего состояния разработки залежи нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр» показал, что наблюдается снижение пластового давления, увеличивается количество добывающих скважин, работающих с обводненной продукцией. Основная часть залежи в отложениях нижнего миоцена на Центральном своде разрабатывается при активном проявлении водонапорного режима.

Данные процессы приводят к снижению добывных возможностей скважин и остановке ряда из них по причине прекращения фонтанирования.

В третьей главе диссертации приведены результаты лабораторных исследований возможности применения микроорганизмов для повышения нефтеотдачи залежи нижнего миоцена.

Лабораторные исследования проводились на модели, составленной из образцов природного керна залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

Процесс вытеснения нефти осуществлялся на модели пластов залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» при давлении 4 МПа, температуре 120 °С и скорости вытеснения 15 мл/ч.

В опытах использовали изовязкостную модель нефти, полученную путем добавления 30 % керосина к дегазированной нефти нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр». Плотность дегазированной нефти при 50 °С 0,883 г/см3, вязкость - 16,3 сПз.

Вытесняющий раствор представлял собой физико-химические и биологические композиции ОМСКА 1, ОМСКА2, БМСУШ, ОМСУ182.

Возможность разложения нефти микробами в среде Реймонда с добавками композиции ОМСКА с достаточным кислородом была изучена при температуре 45 °С, возможность же разложения нефти микробами в анаэробной среде Реймонда с добавками композиции ОМСУ18 - при температурах 45, 75, 100 и 120 °С. Адсорбция микробов и блокирование ими пор и трещин были исследованы на модели пористого пласта и на образцах керна нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» путем фильтрации вытесняющего раствора со скоростями 17 и 15 мл/ч соответственно.

В модель обводненного пласта закачивали 4-5 поровых объемов изо-вязкостной модели нефти и вытесняли морской водой до полной обводненности продукции. По количеству вытесненной нефти в пробах жидкости на выходе определяли коэффициент вытеснения нефти водой. В модель с остаточной нефтью закачивали оторочку нефтевытесняющей композиции ОМСКА вместе с микробной взвесью. Композицию вместе с микробами продвигали в модель морской водой, перекрывали и термостатировали 24 часа при пластовой температуре для гидролиза карбамида, входящего в состав композиции.

После этого продолжали вытеснение нефти морской водой до концентрации ОМСКА в пробах на выходе 0,1 %. Затем колонку вторично перекрывали на 48 часов для размножения биомассы и накопления продуктов метаболизма, способствующих вытеснению остаточной нефти. Порядок закачки оторочек варьировали. По полученным данным рассчитывали коэффициент вытеснения нефти водой и композицией ОМСКА вместе с микроорганизмами. В каждом объеме жидкости на выходе из модели определяли рН, количество микроорганизмов и концентрацию компонентов композиции ОМСКА.

Результаты вытеснения нефти на модели из образцов керна залежи нижнего миоцена представлены в таблице 1. Использованные для вытеснения композиции имели хорошую нефтевытесняющую способность. Таблица 1 - Результаты вытеснения нефти на модели из образцов керна

Наименование композиции Коэффициент вытеснения, % Абсолютный прирост, % Относительный прирост, %

ОМСКА 1 69,4 12,3 21,4

ОМСКА2 53,5 9,9 22,7

БМСУШ 57,0 13,0 29,6

БМСУ182 54,3 8,1 17,5

В первом опыте на модели пласта композиция БМСКА1 высокой концентрации была закачана сразу же после закачки морской воды до прекращения выхода дополнительной нефти. Затем вода и «раствор микроорганизмов» были закачаны и выдержаны в модели в течение 3 дней для размножения микробов.

В результате был получен чистый прирост коэффициента вытеснения 0,34 %. В реальных условиях пласта время для деятельности микробов значительно больше и, соответственно, микробиологический эффект выше. В следующем опыте микроорганизмы «были закачаны» одновременно с композициями БМСКА2, БМСУШ, ОМСУ182. Таким образом изучалось селективное блокирование ими пор и трещин.

Результаты лабораторных исследований позволили резюмировать:

- микроорганизмы, использованные в эксперименте на пластовой модели «Миоцен», уменьшили вязкость нефти. Нефть стала более подвижной;

- микробы небольших размеров (0,07...0,15 мкм) способны к адсорбции в порах и трещинах. Более 96 % микробов в композиции для вытеснения задерживаются в порах модели пласта, т.е. блокируют их. Наиболее высокая способность отмечается у микробов в системе с композицией БМСУга по сравнению с ОМСКА;

- при вытеснении нефти на модели из образцов керна нижнего миоцена композициями DMCKA и DMCVIS абсолютный прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 7,9... 13,0 %.

Четвертая глава посвящена промысловым испытаниям физико-химических и микробиологических комплексных методов увеличения нефтеотдачи.

С целью исследования возможности использования микроорганизмов для повышения нефтеотдачи на основе геологических данных выбрана группа скважин (скв. №№ 22, 24, 38) залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

Скважины характеризуются следующими параметрами:

• глубина - 3024.. .3627 м;

• пластовое давление - 19,5...37,6 МПа;

• температура в пластах - 110... 13 7 °С ;

• продуктивность варьируется от 10 до 35 т/сут.

Для эффективного применения микроорганизмов с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи сначала необходимо оценить степень корреляции выбранных для эксперимента скважин биологическим способом, затем определить количество «пригодных» микроорганизмов, присутствующих в каждой скважине. Газообразующие микроорганизмы участвуют в увеличении подвижности нефти, а также в повышении пластового давления. Таким образом увеличивается коэффициент вытеснения нефти.

Результаты анализа аэробных и анаэробных бактерий в простаивающих скважинах залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» показали, что в скв. №№ 22, 24, 38 существуют некоторые морфологически идентичные микроорганизмы, такие как Aspergillus, Acremonium, Pénicillium, имеющие первоначальное происхождение из поверхностной воды. В трёх скважинах существуют газообразующие бактерии. При температуре 55 °С бактериальные клетки имеют палочковидную форму, однако при более высокой температуре (75 °С) - округленную или бобовидную форму. Это сви-

детельствует о том, что эти скважины имеют тесную связь между собой. Скв. № 22 содержит 100 % морской воды, скв. № 24 - 75 % морской воды и 25 % пластовой воды, а скв. № 38 - 70 % морской воды и 30 % пластовой воды. Морскую воду закачивали в скв. № 22, и из-за корреляции между тремя скважинами скв. № 24 и № 38 содержат морскую воду.

Закономерность вытеснения нефти, микрофлоры и компонентов композиции была общей во всех экспериментах: сначала наблюдали вытеснение нефти, затем выход компонентов композиции, затем фильтрацию микроорганизмов, после чего дополнительное вытеснение нефти. Основной объем нефти вытеснялся концентрированной композицией, дополнительный выход нефти связан с действием микрофлоры.

Параллельно с изучением «пригодных» микроорганизмов необходимо следить за вредными, в том числе бактериями, вызывающими коррозию. Представителями этих бактерий являются сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ). Количество СВБ в скважинах после периодических обработок бактерицидами снизилось, составляя Ю'-.ЛО3 кл/мл. Кроме того, можно управлять эндогенным сообществом микроорганизмов в скважинах путём активирования углеводородутилизирующих бактерий, метаболические продукты которых, в свою очередь, могут служить субстратом для полисахари-добразующих, ферментативных и газообразующих бактерий.

Газы, образованные микроорганизмами, помогают повышать подвижность нефти; растворяющие вещества уменьшают поверхностное натяжение, органические кислоты помогают растворять карбонаты, находящиеся в камнях, и тем самым способствуют увеличению проницаемости нефти. Во всех исследованных скважинах существуют все типы «пригодных» микроорганизмов, однако необходимо изменить количество клеток каждой группы в соответствии с условиями в каждой скважине. Количество углеводородутилизирующих бактерий должно быть увеличено в 10...100 раз для получения положительных результатов в повышении коэффициента нефтеотдачи.

Таким образом, все изученные скважины имеют необходимые условия для того, чтобы на них можно было экспериментально опробовать микробиологический метод повышения коэффициента нефтеотдачи.

Наряду с результатами, подтверждающими степень корреляции между скважинами №№ 22, 24, 38, также удалось определить количество «пригодных) микроорганизмов в каждой скважине. На основе этих результатов были определены направления использования микроорганизмов для повышения коэффициента нефтеотдачи в скважинах. В скважинах № 22 и № 24 количество аэробных бактерий составляет 10'...105 кл/мл.

Результаты проведенных промысловых испытаний физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи позволили сделать следующие выводы:

- вышеупомянутые микроорганизмы могут существовать и развиваться в условиях высокой температуры и высокого давления в пластах, обладают способностью утилизировать углеводороды, тем самым уменьшая вязкость нефти и делая ее более подвижной;

- выбранные скважины удовлетворяют всем требованиям для проведения эксперимента по повышению нефтеотдачи с использованием микроорганизмов;

- использование минеральной среды с добавлением мелассы для активирования газообразных и углеводородутилизирующих бактерий ограничивает развитие СВБ, которые могут вызывать коррозию.

В пятой главе приводятся результаты пилотного внедрения физико-химических и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи. Объектом для испытания технологии применения микроорганизмов с целью повышения нефтеотдачи залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» стала скв. № 74.

На момент внедрения нагнетательная скв. № 74 характеризовалась следующими параметрами:

- эксплуатационная колонна - 0 168x101 мм;

- башмак эксплуатационной колонны на глубине 3063 м;

- переводник - 2434 м;

- эксплуатационная колонна опрессована на морской воде давлением 15,0 МПа с целью определения герметичности;

- искусственный забой - 3067 м после КРС в январе 1997 г.;

- нагнетательный объект - нижний миоцен;

- интервалы перфорации: 3007...3011 м, 3018...3022 м по 13 отв./п.м;

- У„кт = 11,8 м3; У0 = 0,4 м3; Узатр. = 39,7 м3;

- текущее состояние скважины к началу проведения испытаний: Р6 = 5,6 МПа; Рзатр. = 5,0 МПа; &ак. = 373 м3/сут.

Для приготовления физико-химического и микробиологического комплекса (ФХМК) использовались следующие химреагенты.

1. Нонилфенол этоксилат (НГТ-9): СН3(СН2)8 СбН4(СН20)90Н.

Это неионогенное ПАВ, более устойчиво к морской воде, но менее устойчиво при высокой температуре.

Нонилфенол этоксилат снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает солестабильность для БЬЕЗ. Комбинируется с анионными активными веществами и добавками для получения вытесняющих флюидов, устойчивых к морской воде при высокой температуре, что подходит для условий добычи нефти на шельфовых месторождениях. Общий объем НП-9 составляет 29 т, что эквивалентно 36,25 %.

2. Лаурилполиоксиэтиленсульфат натрия, или ЗЬЕБ: СНз(СН2)|0СН2(ОСН2СН2)пО8ОзНа.

Это анионное поверхностно-активное вещество, обладает большей термостабильностью, но менее устойчиво к морской воде.

Лаурилполиоксиэтиленсульфат натрия снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает термостабильность неионогенного ПАВ. Комбинируется с неионогенными ПАВ и добавками для получения вытесняющих флюидов, устойчивых к морской воде при высоких температурах, что подходит для условий добычи нефти на шельфовых месторожде-

ниях. Общий объем товарного БЬЕБ составляет 29 т, что эквивалентно 36,25 %.

3. Микробиологическая композиция № 1. Это смесь органических растворителей, продуцируемых бактериями в биохимической технологии, прошедшая перегонную очистку. Общий объем составляет 10 т, что эквивалентно 12,5 %.

Композиция № 1 снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает термостабильность неионогенного ПАВ, регулирует вязкость ФХМ комплекса, снижает вязкость нефти. Комбинируется с тио-карбамидом, повышая термостабильность ПАВ.

4. Микробиологическая композиция № 2. Содержит тиокарбамид и воду. Тиокарбамид - (ЫНгЬСБ - является органическим веществом, содержащим углерод, азот, серу и водород. Она ограничивает прилипание бактерий к поверхности породы, особенно к поверхности стали, что ограничивает ее коррозию. Доля тиокарбамида составляет 0,43 % в ФХМ комплексе, что эквивалентно 344 кг.

Количество воды составляет » 12 т (11,656 %) из 80 т ФХМ комплекса. Вода играет роль растворителя при смешивании всех компонентов ФХМ комплекса.

Схема технологии применения микроорганизмов для повышения нефтеотдачи залежи миоцен месторождения «Белый Тигр» реализована следующим образом:

- расстановка емкостей и оборудования и проверка герметичности приемных шлангов от ёмкостей до насоса;

- остановка поддержания пластового давления (ППД);

- закачка реагента УБНЬ (ФХМК) в НКТ в количестве 80 т при закрытом затрубном пространстве;

- промывка кислотной линии (объем воды 500 литров);

- продавка реагента УБНЬ (объем воды 11 м3);

- пуск ППД.

Продолжительность закачки составила 7 часов 20 минут.

После закачки ФХМК с августа темп роста обводненности скв. № 705 замедлился, эффективность ФХМК проявилась особенно в стабилизации дебитов нефти, а в скв. № 117 до закачки ФХМК обводненность изменялась скачкообразно, дебит нефти имел тенденцию к уменьшению. После закачки ФХМК дебит нефти и обводненность стабилизировались.

Динамика работы опытного участка приведена на рисунке 1.

Как видно из рисунка, в марте 2009 г. объем закачки нагнетательной скв. № 74 резко увеличился, что сразу повлияло на давление скважины. В течение следующего месяца суммарный дебит нефти скважин заметно увеличился и достиг максимального значения в мае. После максимума суммарный дебит нефти опытного участка резко уменьшился. Скачок в объеме закачки помешал объективной оценке эффективности ФХМК.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Месяцы

[—♦—Средний дебит нефти, т/сут —Прнелшстость,м3Уеуг -Давление, МШ ,

Рисунок 1 - Динамика работы опытного участка.

Поэтому для объективной оценки эффективности ФХМК разделим процесс разработки залежи на три этапа для выявления тенденции отдельно для каждого из таких интервалов (рисунок 2).

1. Этап нормального нагнетания, с января по март 2009 г. Суммарный текущий дебит нефти монотонно убывал со скоростью 6,6...6,7 т/сут.

2. Этап разработки под влиянием резкого увеличения объема закачки (май-июль и частично август). Суммарный текущий дебит нефти увеличивался, достигнув максимума в мае, потом резко снизился со средней скоростью 9,3 т/сут.

75

Ь 70

и "Р

£ 65

-90)

¡И 60

ю 0)

ч 55

50

69,6

^63,0 у = 76,609е"°'0"2х з2 = 0,9929

56,0

2 3

Месяцы

52,0

Рисунок 2 - Динамика суммарного текущего дебита нефти опытного участка на первом этапе разработки залежи нефти

3. Этап разработки под влиянием закачки ФХМК, с сентября 2009 г., суммарный текущий дебит нефти стабилизировался.

Линии тренда позволяют графически отображать тенденции данных и прогнозировать данные на будущий период. Используя регрессионный анализ, можно продлить линию тренда в диаграмме за пределы реальных данных для предсказания будущих значений. Наиболее надежна линия тренда, для которой значение Л2 равно или близко к 1.

С января по март 2009 г. тенденция уменьшения суммарного текущего дебита нефти была стабильна - изменение суммарного дебита нефти описывалось крутой наклонной линией, характерной для убывающей стремящейся к нулю экспоненциальной функции.

85,0 80,0

80,0

75,0

|-70,0 к --- у = 85,215эА1г!"

£ 65,0 •е- у = 77,938х-02"7*^- - 63,0

ш х 60,0 н X ш 55,0 СГ 50,0 Я1 = 0,8277 59,0 ^^•52,0

45,0

40,0

май июнь июль август

Месяцы

Рисунок 3 - Динамика суммарного текущего дебита нефти опытного участка на третьем этапе разработки залежи нефти

Фактическая и расчетная кривые почти совпадают. Коэффициент совместимости или регрессии (Я2) между фактическими и расчетными данными очень высокий и составляет 0,9929. Это идеальный коэффициент совместимости между фактическими и расчетными данными.

На этапе, находящемся под влиянием интенсивной закачки воды, дебит нефти резко увеличился, затем также резко снизился. Темп падения дебитов был нестабилен.

На третьем этапе (рисунок 3) под влиянием закачки ФХМК суммарный текущий дебит нефти в добывающих скважинах до декабря 2009 г. стабилизировался. Для объективной оценки эффективности ФХМК необходима математическая обработка данных по суммарному текущему дебиту нефти.

Известно, что с помощью эмпирической формулы можно зафиксировать тенденции в динамике явлений или зависимость между результатами наблюдений нескольких признаков путем сглаживания или выравнивания фактических данных. Подбор эмпирической формулы, с помощью которой осуществляется выравнивание, состоит из двух этапов: а) выбор вида функ-

ции, дающей наилучшее приближение; б) определение параметров выбранной функции.

Для выбора вида эмпирической формулы при сглаживании или выравнивании фактических данных используем общие степенные кривые. Выравнивание по показательной (экспонентной) функции производится в том случае, если уровни изменяются с более или менее постоянным относительным приростом (по правилу сложных процентов).

Для моделирования данных по текущему дебиту нефти в период с мая по август 2009 г. существуют только два подходящих вида математических функций или регрессий:

- степенная стремящаяся к нулю функция

у = 77,93 8-х"0'2737 (Л2 =0,8277), где У - дебит нефти, X - месяц;

- экспоненциальная стремящаяся к нулю функция

у = 85,215 .е-°'1227' (Л2 =0,767).

Для суммарного текущего дебита нефти с января по март 2009 г. существует соответствующая реальным данным экспоненциальная стремящаяся к нулю функция у = 76,609 с коэффициентом совместимости

Л2 = 0,9929. Как известно, наиболее надежна линия тренда, для которой значение коэффициента совместимости равно или близко к 1. Видно, что степенная функция обладает более высоким коэффициентом совместимости, чем экспоненциальная функция. Поэтому с помощью вышеприведенных двух функций (степенной у - 77,93 8-х"0,2737 и экспоненциальной у = 85,215-е"0'1227*) вычислим объем дополнительно добытой нефти с сентября 2009 года.

Результаты вычислений приведены в таблицах 2 и 3.

Результаты расчетов показывают, что накопленная дополнительная добыча нефти с сентября 2009 г. по февраль 2010 г. опытного участка составила 1438 т, что эквивалентно 9,7 % от текущей добычи нефти.

Таблица 2 - Расчёт дополнительного дебита нефти опытного участка по экспоненциальной регрессии

у = 85,215-е-0''227* R2 =0,767

А В С D Е F G H 1 J

X мес. £-0,1227* B*D Дебит нефти F-E сут/м Доп. деб., т/мес. Накоп. доп. деб., т

12/2009 85,215 -0,1227 0,2294 19,5461 50,0 30,5 31 944,1 1323

1-2010 85,215 -0,1227 0,2029 17,2891 45,0 27,7 31 859,0 2182

2 85,215 -0,1227 0,1795 15,2927 45,0 26,7 28 747,8 2930

3 85,215 -0,1227 0,1587 13,5269 42,0 28,5 31 882,7 3813

4 85,215 -0,1227 0,1404 12,9649 42,0 30,0 30 901,1 4714

5 85,215 -0,1227 0,1242 10,5833 42,0 31,4 31 973,9 5687

Таблица 3 - Расчёт дополнительного дебита нефти опытного участка по степенной регрессии

-0,2737 у = 77,93 8-х R2 = 0,8277

А В С D Е F G H I S

X мес. ^-0.2737 B*D Дебит нефти F-E сут/м Доп. деб., т/мес. Накоп. д. деб. т

5-2009 77,938 -0,2737 0,6437 50,1697

6 77,938 -0,2737 0,6124 47,7276

7 77,938 -0,2737 0,5871 45,7558

8 77,938 -0,2737 0,5660 44,1137

9 77,938 -0,2737 0,5481 42,7143 49,2 6,5 30 194,6

10 77,938 -0,2737 0,5325 41,5001 49,0 7,5 31 232,5

11 77,938 -0,2737 0,5188 40,4315 50,0 9,6 30 287,1

12 77,938 -0,2737 0,5066 39,4800 50,0 10,5 31 326,1 1040,2

1-2010 77,938 -0,2737 0,4956 38,6245 45,0 6,4 31 197,6 1237,9

2 77,938 -0,2737 0,4856 37,8490 45,0 7,2 28 200,2 1438,1

Таким образом, эффективность добычи нефти после пилотного внедрения микробиологического метода увеличения нефтеотдачи в испытываемых скважинах № 117 и № 705, имеющих связи со скважиной № 74, возросла.

Суммарная дополнительная добыча нефти после проведения испытания составила 1438 т, выручка от реализации дополнительно добытой нефти - 812 тыс. USD, а чистая прибыль - 240 тыс. USD.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлено, что микробы небольших размеров (0,07...0,15 мкм) способны к адсорбции в порах и трещинах, т.е. блокируют их. Более 96 % микробов в композиции для вытеснения задерживаются в порах модели пласта. Наиболее высокая способность отмечается у микробов в системе с композицией DMCVIS по сравнению с DMCKA.

2. Установлено, что при вытеснении нефти на модели из образцов керна нижнего миоцена композициями DMCKA и DMCVIS абсолютный прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 7,9...13,0 %.

3. Выявлено, что исследуемые микроорганизмы могут существовать и развиваться в условиях высокой температуры и высокого давления в пластах, обладают способностью утилизировать углеводороды, тем самым уменьшая вязкость нефти и делая ее более подвижной.

4. Предложена технология применения физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена.

5. Установлено, что использование минеральной среды с добавлением мелассы для активирования газообразных и углеводородутилизирующих бактерий ограничивает развитие СВБ, которые могут вызывать коррозию.

6. Проведено пилотное внедрение физико-химических и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи в скв. №№ 22, 24, 38 месторождения «Белый Тигр». Результаты расчетов показали:

- темп роста обводненности скважин опытного участка замедлился;

- накопленная дополнительная добыча нефти с сентября 2009 г. по февраль 2010 г. опытного участка составила 1438 т, что эквивалентно 9,7 % от текущей добычи нефти. Выручка от реализации дополнительно добытой нефти составила 812 тыс. USD, а чистая прибыль - 240 тыс. USD.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Чан Jle Донг, Дорошенко Ю.И., Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай, Ле Вьет Зунг. Совершенствование технологической схемы проведения обработки призабойной зоны скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2007. - Вып. 4 (70). -С. 14-17.

2. Нгуен Фонг Хай, Ле Вьет Зунг. Технология воздействия на призабойную зону скважин с использованием малогабаритных комплексных аппаратов на объектах СП «Вьетсовпетро» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. в рамках VII Российского энергетического форума. - Уфа, 2007.-С. 27-28.

3. Ле Вьет Зунг, Велиев М.М. Результаты исследований микроорганизмов в простаивающих скважинах // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 23 октября 2008 г. в рамках VIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2008. - С. 59-61.

4. Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. К вопросу применения микроорганизмов для повышения коэффициента нефтедобычи // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 23 октября 2008 г. в рамках VIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2008. - С. 67-68.

5. Ле Вьет Зунг. Технологические процедуры применения микроорганизмов для повышения коэффициента нефтеотдачи // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2009». - Уфа, 2009.-С. 27.

6. Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. Анализ газа, образованного после окончания эксперимента по применению микроорганизмов на модели

залежи олигоцен месторождения «Белый Тигр» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2009». - Уфа, 2009. -С. 28.

7. Токарев М.А., Тю Ван Лыонг, Ле Вьет Зунг. Экспресс-методы исследования эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2009. -Вып. 3 (77).-С. 24-33.

8. Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. Применение микробиологических методов увеличения нефтеотдачи // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 54-55.

9. Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. Экономическая оценка применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 56-57.

10. Ле Вьет Зунг, Велиев М.М. Влияние микроорганизмов на состав нефти и коэффициент нефтеотдачи в пластовой модели «Миоцен» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер, научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010. - С. 88-89.

11. Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. Влияние морской воды на коэффициент нефтеотдачи в модели «Миоцен» месторождения «Белый Тигр» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем

транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер, научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010. - С. 90.

12. Иванов А.Н., Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. Оценка способности бактерий к газообразованию в лабораторных условиях // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер, научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2010». -Уфа, 2010. -С. 131-132.

13. Иванов А.Н., Ле Вьет Зунг, Велиев М.М. Экономическая эффективность применения технологий увеличения нефтеотдачи терри-генных залежей месторождения «Белый Тигр» // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 20 октября 2010 г. в рамках X Юбилейного российского энергетического форума. - Уфа, 2010.-С. 89-90.

14. Иванов А.Н., Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. Оценка способности утилизации нефти с помощью микроорганизмов // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 20 октября 2010 г. в рамках X Юбилейного российского энергетического форума. - Уфа, 2010. - С. 247-248.

15. Ле Вьет Зунг, Велиев М.М. Микробиологическая технология повышения нефтеотдачи пластов месторождения «Белый Тигр» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2010. - Вып. 4 (82). - С. 26-33.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 14.01.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 7. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ле Вьет Зунг

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРИМЕНЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.

1.1. Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в мировой практике.

1.2. Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи.

1.3. Промысловые испытания микробиологического метода увеличения нефтеотдачи пластов

1.3.1. Циклическая микробиологическая обработка добывающих скважин.

1.3.2. Микробиологическое заводнение

1.4. Выводы по главе

2. АНАЛИЗ И ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НИЖНЕГО МИОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР».

2.1. Состояние и анализ работы эксплуатационного фонда скважин месторождения «Белый Тигр»

2.2. Уточнение основных параметров пластов залежи нижнего миоцена.

2.3. Технология разработки залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

2.3.1. Характеристика фонда скважин

2.3.2. Характеристика отборов нефти, воды и газа

2.3.3. Характеристика закачки воды

2.3.4. Коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин.

2.3.5. Характеристика энергетического состояния залежи нижнего миоцена

2.4. Контроль и регулирование процесса разработки залежи нижнего миоцена

2.5. Результаты применения методов интенсификации добычи нефти на залежи миоцена месторождения «Белый Тигр».

2.6. Выводы по главе.

3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИМЕНЕНИЯ МИКРООРГАНИЗМОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ НИЖНЕГО МИОЦЕНА.

3.1. Материалы и методы исследования.

3.2. Способность к разложению нефти пластовых микроорганизмов.

3.3. Результаты вытеснения нефти на модели из образцов 56 керна.

3.4. Оценка способности газообразования бактерий в лабораторных условиях

3.5. Влияние морской воды на коэффициент нефтеотдачи в Миоцен-модели.

3.6. Влияние микроорганизмов на состав нефти и коэффициент нефтеотдачи в пластовой Миоцен-модели.

3.7. Выводы по главе.

4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСНЫХ

МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

4.1. Среда и условия культивирования микроорганизмов

4.2. Исследование микроорганизмов в простаивающих скважинах.

4.3. Оценка способности утилизирования нефти у выделенных микроорганизмов.

4.4. Результаты промысловых исследований

4.4.1. Результаты анализа бактерий

4.4.2. Результаты анализа нефти

4.4.3. Результаты анализа воды

4.4.4. Результаты анализа газа, образованного после окончания эксперимента

4.5. Выводы по главе

5. ТЕХНОЛОГИЯ И ПИЛОТНОЕ ВНЕДРЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И МИКРОБИОЛОГИЧЕКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ НИЖНЕГО МИОЦЕНА.

5.1. Механизм освобождения нефти

5.2. Основы механизмов технологии физико-химического и микробиологического комплекса

5.3. Подбор химреагентов, применяемых в физико-химических и микробиологических комплексах.

5.4. Технология применения физико-химических и микробиологических методов для повышения нефтеотдачи залежи нижнего миоцена

5.5. Анализ эффективности добычи нефти в экспериментальных скважинах

5.6. Определение суммарной дополнительной добычи нефти.

5.7. Экономическая эффективность применения физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи нефти залежи нижнего миоцена

5.8. Выводы по главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности нефтеотдачи залежи нижнего миоцена с применением физико-химических и микробиологических комплексных методов"

Актуальность проблемы

В связи с тем, что основной объект СП «Вьетсовпетро» - месторождение «Белый Тигр» - находится на поздней стадии разработки, повышение эффективности разработки нефтяных залежей имеет важное значение и в последние годы является приоритетной задачей хозяйственной деятельности предприятия. Научно-исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связаны, прежде всего, с разработкой и внедрением новых и совершенствованием существующих методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов.

Мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных методов увеличения нефтеотдачи по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными методами.

На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов можно решить путем микробиологического воздействия на пласт. В основе таких технологий лежит разнообразная деятельность пластовой микрофлоры: синтез поверхностно-активных веществ (ПАВ) — промежуточных продуктов окисления углеводородов (УВ); выделение газов - углекислого газа и метана, снижающих вязкость нефти и повышающих пластовое давление; синтез низкомолекулярных кислот, растворяющих породу пласта и увеличивающих ее пористость, и др.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи с каждым годом находят все большее признание в мире как высокоэффективные при их малой инвестиционной потребности и безопасные для окружающей среды.

Цель работы - повышение эффективности нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» путем применения физико-химических и микробиологических комплексных методов.

Основные задачи работы

1. Обобщение опыта применения физико-химических и микробиологических методов повышения нефтеотдачи пластов.

2. Экспериментальное изучение возможности использования микроорганизмов для повышения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

3. Проведение промысловых испытаний физико-химических и микробиологических комплексных методов увеличения нефтеотдачи пластов.

4. Создание технологии с применением физико-химических и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи пластов и её пилотное внедрение.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем лабораторных и промысловых исследований, а также с применением современных статистических методов обработки геолого-промысловых материалов и анализа результатов лабораторных и промысловых испытаний.

Научная новизна

1. Систематизированы и обобщены данные о физико-химических и микробиологических методах увеличения нефтеотдачи пластов.

2. На основе лабораторных исследований установлено, что при вытеснении нефти на модели из образцов керна нижнего миоцена композициями ОМСКА и БМСУК абсолютный прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 7,9. .13,0 %.

3. Выявлено, что исследуемые микроорганизмы могут существовать и развиваться в условиях высокой температуры и высокого давления в пластах, обладают способностью утилизировать углеводороды, тем самым уменьшая вязкость нефти и делая ее более подвижной.

4. Предложена технология применения физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена.

5. Дана оценка эффективности предложенного метода увеличения нефтеотдачи пластов.

Основные защищаемые положения

1. Результаты исследований применения микроорганизмов для повышения нефтеотдачи пластов.

2. Результаты промысловых исследований физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена.

3. Технология применения физико-химических и микробиологических методов для увеличения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

Практическая ценность и реализация результатов работы

Новые составы и технология применения физико-химических и микробиологических методов для увеличения нефтеотдачи прошли апробацию на месторождении «Белый Хигр» СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам). Пилотное внедрение этих методов и технологии на их основе позволило получить дополнительно 1438 т нефти, выручка от реализации дополнительно добытой нефти составила 812 тыс. USD, а чистая прибыль 240 тыс. USD.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» в рамках VII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2007 г.); научно-практических конференциях «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VIII, IX и X Российских энергетических форумов (г. Уфа, октябрь 2008 г., октябрь 2009 г., октябрь 2010 г.); научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VIII Конгресса нефтегазопро-мышленников России (г. Уфа, май 2009 г.); научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», «Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010» (г. Уфа, май 2010 г.).

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ле Вьет Зунг

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлено, что микробы небольших размеров (0,07.0,15 мкм) способны к адсорбции в порах и трещинах, т.е. блокируют их. Более 96 % микробов в композиции для вытеснения задерживаются в порах модели пласта. Наиболее высокая способность отмечается у микробов в системе с композицией БМСУК по сравнению с ОМСКА.

2. Установлено, что при вытеснении нефти на модели из образцов керна нижнего миоцена композициями ОМСКА и БМСУТБ абсолютный прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 7,9. 13,0 %.

3. Выявлено, что исследуемые микроорганизмы могут существовать и развиваться в условиях высокой температуры и высокого давления в пластах, обладают способностью утилизировать углеводороды, тем самым уменьшая вязкость нефти и делая ее более подвижной.

4. Предложена технология применения физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи пластов залежи нижнего миоцена.

5. Установлено, что использование минеральной среды с добавлением мелассы для активирования газообразных и углеводородутилизирую-щих бактерий ограничивает развитие СВБ, которые могут вызывать коррозию.

6. Проведено пилотное внедрение физико-химических и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи в скв. №№ 22, 24, 38 месторождения «Белый Тигр». Результаты расчетов показали:

- темп роста обводненности скважин опытного участка замедлился;

- накопленная дополнительная добыча нефти с сентября 2009 г. по февраль 2010 г. опытного участка составила 1438 т, что эквивалентно 9,7 % от текущей добычи нефти. Выручка от реализации дополнительно добытой нефти составила 812 тыс. USD, а чистая прибыль - 240 тыс. USD.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ле Вьет Зунг, Уфа

1. Активация современной геохимической деятельности пластовой микрофлоры как основа биотехнологии повышения нефтеизвлечения / Беляев С.С. и др. // Микробиология, 1998. - № 6. - С. 851-852.

2. Алмаев Р.Х., Шакиров М.Т. Об экономической эффективности применения осадкообразующих реагентов для регулирования добычи нефти // Нефтепромысловое дело, 1994. № 2. - С. 10-12.

3. Антипов B.C., Дума В.М. Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НТК «Славнефть» и их экономическая эффективность // Нефтяное хозяйство, 1999. № 8. -С. 21-24.

4. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1988. 325 с.

5. Баранов Ю.В. Метод интенсификации выработки трудноизвле-каемых запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов и результаты его промысловых испытаний // Материалы IV международной конференции «Химия нефти и газа». Томск, 2000. Том 2. - С. 140-144.

6. Беляев С.С., Борзенков И.А., Иванов М.В., Глумов И.Ф., Ибатул-лин P.P., Муслимов Р.Х. Разработка микробиологических методов увеличения нефтеотдачи на Ромашкинском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1993. № 12.-С. 15-17.

7. Беляев С.С., Назина Т.Н., Розанова E.H., Глумов И.Ф., Ибатуллин P.P., Иванов М.В. Использование микроорганизмов в биотехнологии повышения нефтеизвлечения // Микробиология. 2004. Т. 73. - № 5. - 687697 с.

8. Березин Г.В. Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтеизвлечения // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 7. - С. 27-29.

9. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М: Недра, 1988. - 452 с

10. Велиев М.М., Ле Вьет Зунг. К вопросу применения микроорганизмов для повышения коэффициента нефтедобычи // Энергоэффективность. Проблемы и решения: Научно-практическая конференция. Материалы VIII Российского энергетического форума. Уфа, 2008. -С. 67-68.

11. Газизов А.Ш. Использование полимерных систем для повышения нефтеотдачи пластов: Труды VI Европейского симпозиума по повышению нефтеотдачи пластов. Ставангер, 1991. -Т. 2.

12. Газизов А.Д., Боровиков Г.Г. Влияние полимердисперсных систем на выработку продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. 1991. -№4.-С. 21-24.

13. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефтяное хозяйство. 1992. -№ 1. - С. 20-22.

14. Газизов А.Ш., Галактионова JUL, Газизов A.A. Применение полимер-дисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2. - С. 12-14.

15. Газизов А.Ш., Муслимое Р.Х. Научно-технологические основы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана: Тез. докл. конференции. Альметьевск. - 1996. - С. 36-37.

16. Галактионова JI.A., Газизов A.A., Марданов А.Ф. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперсных систем и других химреагентов // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. 1995. - № 2-3. - С. 29-34.

17. Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние нефтяной промышленности Татарстана и пути высокоэффективной разработки месторождений на поздней стадии освоения нефтяных ресурсов // Нефтяное хозяйство. -1996.-№6.-С. 23-25.

18. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М. Недра, 1978. - 207 с.

19. Ганиев P.P. Технология повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ // Нефтепромысловое дело. 1994. - №. 5. - С. 8-10.

20. Гарейшина А.З., Кузнецова Т.А. Технология повышения нефтеотдачи путем внутрипластового синтеза нефтевытесняющих агентов // Нефтяное хозяйство, 1998. № 2. - С. 17-18.

21. Говорова Г.Т. Разработка нефтяных месторождений в США. -М.: Недра, 1970. -268 с.

22. Гольденберг A.M., Квасников Е.И. Использование микроорганизмов для интенсификации нефтедобычи // Микробиологическая промышленность. — 1977. Вып. 3. - С. 50-53.

23. Девликамов В.В. Взаимодействие нефти с растворами ПАВ и СОг / Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов // Всесоюзная школа: Тез. докл. Уфа, 1985. - С. 46-48.

24. Дерябин В.В. Биополимеры для нефтяной промышленности. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 39 с.

25. Ибатуллин P.P. Исследование особенностей процесса вытеснения нефти при применении композиций поверхностно-активных веществ // Нефтяное хозяйство, 1994. № 5. - С. 41-43.

26. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов АЛ. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. -285 с.

27. Иванов А.Н., Ле Вьет Зунг, М.М. Велиев. Экономическая эффективность применения технологий увеличения нефтеотдачи терри-генных залежей месторождения «Белый Тигр» // Энергоэффективность.

28. Проблемы и решения: Десятая Всероссийская научно-практическая конференция. Материалы X Российского энергетического форума. Уфа, 2010.-С. 89-90.

29. Коронелли Т.В., Комарова Т.И. Химические реакции парафино-кисляющего штамма Pseudomonas aeruginosa // Микробиология. 1982. -Т. 51.-№4.-С. 689-690.

30. Кузнецов С.И., Иванов М.В., Ляликова Н.Н. Введение в геологическую микробиологию. М.: Изд-во АН СССР, 1962. - 239 с.

31. Ле Вьет Зунг, М.М. Велиев. Результаты исследований микроорганизмов в простаивающих скважинах // Энергоэффективность. Проблемы и решения: Научно-практическая конференция. Материалы VIII Российского энергетического форума. Уфа, 2008. — С. 59-61.

32. Ле Вьет Зунг, Велиев М.М. Микробиологическая технология повышения нефтеотдачи пластов месторождения «Белый Тигр» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2010. - Вып. 4 (82). - С. 26-33.

33. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. 394 с.

34. Лозин Е.В. Эффективность разработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкирское книжное изд-во. - 155 с.

35. Лукьянов Ю.В. Разработка залежей высоковязких нефтей с применением термозаводнения // Нефтяное хозяйство, 1992. — №. С. 31.

36. Мавзютова И.П., Ахметшина С.М. Влияние некоторых бактерицидов на биодеструкцию экзополисахарида Xantan 8162 // Микробиологический журнал, 1987. Т. 49. - № 6. - С. 35-38.

37. Мамедов Ю.Г. Мировой опыт изучения и внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов // ЖРХО им. Менделеева. 1995. - Т. 39. - № 5. - С. 13-16.

38. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи // С.А. Жданов, А.Т. Горбунов, Г.Ю. Шовкринский и др. РД 15Т-39.1-004-96. М.: РМНТК Нефтеотдача, 1996. - 87 с.

39. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин и др. М.: Недра, 1991. - 347 с.

40. Микробиологические аспекты комплексного физико-химического метода увеличения нефтеотдачи / B.C. Овсянникова, Л.И. Сваровская, Л.К. Алтунина // «Нефтехимия» 2008. - Т. 48. - № 3. - С. 235-239.

41. Микробиологические исследования карбонатного коллектора Ромашкинского нефтяного месторождения с связи с испытанием биотехнологии повышения нефтеотдачи / Назина Т.Н. и др. // Микробиология, 1998. Т. 67. -№ 5. - С. 701-709.

42. Микрофлора пластовых вод, участвующая в деструкции полимерных растворов / Горейшина А.З., Матышевская М.С. и др. // Микробиологический журнал, 1986. -Т. 48. № 1. - С. 44-46.

43. Муслилюв Р.Х., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплексные технологии обработки призабойных удаленных зон карбонатных пластов // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 5. - С. 47-49.

44. Муслимов Р.Х. Основные итоги и перспективы дальнейшего применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Республики Татарии / Концепция развития методов увеличения нефте-извлечения. Казань: Новое знание, 1996. - С. 9-23.

45. Нгуен Ф.Х. Совершенствование методов воздействия на приза-бойную зону и увеличение производительности скважин фундамента на примере месторождения «Белый Тигр» (СРВ) // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук. Уфа: ИПТЭР, 2007. - 147 с.

46. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения неф-теизвлечения / Г.В. Березин, А.Т. Горбунов, И.А. Швецов // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 7. - С. 27-29.

47. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Галеев, Э.И. Сулейманов и др. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 12. - С. 26-34.

48. Павлов В.П., Халимов Э.М., Баймухаметов К.С. О геологических условиях эффективного применения методов повышения нефтеотдачи // Геология нефти и газа, 1975. № 1. - С. 26-34.

49. Пат. РФ, МКИ6 Е 21 В 43/22. Способ повышения нефтеотдачи пластов / Гусев C.B., Салмин A.B., Мазаев В.В., Коваль Я.Г., Герасимов Ю.В., Подтуркин В.Г. 93012882/03. Заявлено 10.3.1993. - Опубл. 27.10.1996. -Бюл. №30.

50. Пат. 2073712 РФ МКИ6 С 12 N 1/20, С 12 Р 19/04, С 12 R 10/65 Штамм бактерий — продуцент экзополисахарида / Краснопевцева Н.В., Чернягин A.B., Яроцкий C.B. и др. (РФ) 93000503/13. Заявлено 05.01.1993., Опубл. 20.02.1997., Бюл. № 5.

51. Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Оренбург: Оренбургское книжное изд-во, 1999. - 224 с.

52. Перспективы развития микробиологических технологий в XXI веке / Лебедев H.A., Гарейшина А.З., Кузнецова Т.А., Ахметшина С.М., Шестерина Н.В., Хазанов И.В. // Нефтяное хозяйство, 2000. № 11. -С. 7-10.

53. Применение полимеров в добыче нефти / Е.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин и др. М.: Недра, 1978. - С. 213.

54. Применение полимеров в добыче нефти / Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин и др. М.: Недра, 1999. - 317 с.

55. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии / Глумов И.Ф., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. и др. Казань.: Таткнигоиз-дат, 1978.- 120 с.

56. Повышение нефтеотдачи системами, генерирующими в пласте гель и С02 при тепловом воздействии / Л.К. Алтунина, A.A. Боксерман, В.А. Кувшинов и др. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 4. - С. 45-49.

57. Повышение нефтеотдачи путем внутрипластовой генерации систем с регулируемыми вязкостью и щелочностью / Л.К. Алтунина,

58. B.А. Кувшинов, A.A. Боксерман и др. // Ежегодник ВНИИнефть. М.: Всерос. нефтегаз. научн.-исслед. ин-т, 1997. - С. 222-236.

59. Применение поверхностно-активных веществ с целью увеличения нефтеотдачи / Бабалян Г.А., Ованесов Г.П., Пелевин Л. А. и др. М.: Недра, 1970.-254 с.

60. Применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов / Берштейн М.А., Лобода В.М. — ТНТО, сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1977. - С. 13-16.

61. Развитие технологии щелочно-полимерного воздействия на нефтяные пласты / В.Н. Хлебников, Р.Х. Алмаев, Л.В. Безекина, P.C. Гришова, Г.Г. Таюпова // Башк. хим. жур., 1999. 6, № 1. - С. 58-63, 79.

62. Разработка микробиологических методов увеличения нефтеотдачи на Ромашкинском месторождении / Беляев С.С., Иванов М.В., Глумов И.Ф. Ибатул-лин Р.Р. Муслимов Р.Х. // Нефтяное хозяйство, 1993: № 12. -С. 15-17.

63. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ / Г.А. Бабалян, А.Б. Тумасян, Б.И. Леви и др. М.: Недра, 1983.-216 с.

64. РД 39-23-1176-84. Инструкция по технологии повышения нефтеотдачи при первичном вытеснении из пластов девонского горизонта путем закачки раствора тринатрифосфата. Бугульма, 1984. 28 с.

65. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана / Хисамов P.C., Тахаутдинов Ш.Ф., Галеев Р.Г. и др. // Нефть Татарстана, Бугульма, Тат-НИПИнефть, 1998.-Nel.-С. 10-17.

66. Результаты применения новых методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана /Под ред. Р.Х. Алмаева. Уфа: АНК Башнефть, 2001.-79 с.

67. Розанова Е.П., Беляев С.С., Иванов М.В., Мац A.A., Кулик Е.С., Мамедов Ю.Г. Микробиологические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. 43 с.

68. Розанова Е.П., Кузнецов С.И. Микрофлора нефтяных месторождений. М.: Наука, 1974. 198 с.

69. Розанова Е.П., Назина Т.Н. Углеводородокисляющие бактерии и их активность в нефтяных пластах // Микробиология. 1982. Т. 51. - № 6. -С. 997-1001.

70. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997.-247 с.

71. Саттаров М.М., Сабиров И.Х. Пути увеличения коэффициента нефтеотдачи. Уфа, Башкирское книжное изд-во, 1969. - 104 с.

72. Середнецкий Л.М., Пеленичка Л.Г., Мырка Я.М. Целесообразность теплового воздействия на Битковском и Бориславском месторождениях // Нефтяное хозяйство, 1986. № 10. - С. 40-43.

73. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланско-го месторождения / Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф., Асмоловский B.C., Плотников И.Г., Габдрахманов А.Г. // Нефтяное хозяйство, 1992. — № 9. -С. 22-26.

74. Смыков В.В. Методы обработки призабойной зоны пласта, способствующие улучшению условий фильтрации жидкости на месторождениях НГДУ Ямашнефть // Нефтепромысловое дело, 1999. № 1. -С. 14-18.

75. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы / Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др. // Нефтяное хозяйство, 1992. № 4. - С. 30-31.

76. Собинова О.Б., Фридман Г.Б., Федорова И.Л. Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2. - С. 35-38.

77. Собинова О.Б., Фридман Г.Б., Федорова И.Л. Применение углеводородных композиций ПАВ для увеличения добычи нефти из обвод-нившихся пластов //Нефтяное хозяйство. 2000. - № 11. - С. 20-23.

78. Сургучев M.JL, Шевцов В.А., Сурина В.Н. Применение мицел-лярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1977. -315с.

79. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. 308 с.

80. Токарев М.А., Тю Ван Лыонг, Ле Вьет Зунг. Экспресс-методы исследования эффективности обработки гранитоидных пород-коллекторов композициями химреагентов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа, 2009. — № 3. — С. 24-33.

81. Увеличение нефтеотдачи пластов Западной Сибири композициями ИХН СО АН СССР / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.Ф. Ефремов и др. // Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Наука, 1992.-С. 121-124.

82. Фахретдинов Р.Н., Симаев Ю.М. Микробиологический синтез биополимера и биоПАВ и использование их в технологиях увеличения нефтеотдачи // Нефтепромысловое дело. 1993. - № 8 - С. 12-15.

83. Фахретдинов Р.Н., Еникеев P.M., Мухаметзянова P.C., Ризвано-ва З.И. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. 1994. - № 5. - С. 24-27.

84. Фахретдинов Р.Н., Мухаметзянова P.C., Берг АЛ. Гелеобразую-щие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 4.

85. Фахретдинов Р.Н., Нигматуллина Р.Ф. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче. Уфа: Гилем, 1996. - 193 с.

86. Швецов В., Бакаев Г., Кабо В. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. 1994. -№4.-С. 37-41.

87. Щёлкачев В.Н. Разработка нефтяных месторождений США. -М.: Гостоптехиздат, 1958. 39 с.

88. Эффективность применения концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов / Глумов И.Ф., Ошитко В.М., Кочетков В.Л. и др. // Нефтяное хозяйство, 1976. № 6. - С. 40-42.

89. Эффективность применения СНПХ-92 для повышения нефтеотдачи пластов / Арефьев Ю.Н., Булыгин Д.В. и др. // Нефтяное хозяйство, 1984.-№ 9.-С. 35-36.

90. Юлбарисов Э.М. Выбор объекта для микробиологической обработки (на примере Арланского месторождения нефти повышенной вязкости и плотности) // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ-1981. - Вып. 3. - С. 1-6.

91. Юлбарисов Э.М., Жданова H.B. О микробиологическом методе повышения нефтеотдачи заводненных пластов // Нефтяное хозяйство. 1984.-№3.-28-32 с.

92. Beckham, J. W . The action of bacteria on mineral oil. Ind. Eng. Chem. News, 4 (November 10, 1926): 3.

93. Burkholder L.A. New gel suppresses water flow in oil wells // Oil and Gas J. 1987, 21/IX. - Vol. 85. - № 38. - P. 93, 96-98.

94. Gasisov A.Sh., Casisov A.A., Galaktionova LA. Improved Oil Recovery from a Depleied Heterogeneous Formation by Application of Multifunctional Gel // Progress in Mining and Oilfield Chemistry. 2000. -Vol. 2.-P. 129-135.

95. Gregory J. Rates of flocculation of latex particles by cationic polymers // J.Of Colloid and Int. Sei. 1976. - V. 55. - № 1. - P. 35-44.

96. Gregory J. The effect of cationic polymers on the colloidal stability of layex particles // J. Of Colloid and Int. Sei. 1976. - V. 55. - № 1. - P. 35-44.

97. J petrol Technol. 1979. - V 31. - № 8. - P. 951-954.

98. Mbaba P.E. Gel-block technique: a successful application for zonal insolation in a depleted reservoir // SPE Production Engineering. 1986. -Vol. 1. - № 6. - P. 467-470.

99. Pat. 3598181 USA. Oil recovery employing viscosifers produced by the action of anionic surfactants of bacterial cultures / Wagner E.H., Stratton C.A., 1970.

100. Pat. 3326286 USA. Harvey R.R. Oil recovery in waters flooding.1965.

101. Rebecca S. Petroleum technologies, Bartlesville, Oklahoma, USA, Biotechnology for Heavy Oil Recovery. 1988. 110. - P. 1-7.

102. Remediation of Oil-polluted Soils with Activated Microflora / L.I. Svarovskaya, V.S. Ovsjannikova, L.K. Altunina // Progress in Mining and Oilfield Chemistry. Ed. by Istvan Lakatos, V. 6, Akademiai Kiado, Budapest, 2004. 6 P.

103. Trushesri Scott P., Danben Dwight L., Parris David R. Micellar floodingfluid propagation interaction and mobility. Soc. Petrol. Eng. 1974. -vol. 14.-№ 6.-633 p.