Содержание к диссертации
Введение
1. Применение физико-химических и микро биологических методов для повышения нефтеотдачи 10
1.1. Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в мировой практике 10
1.2. Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи 14
1.3. Промысловые испытания микробиологического метода увеличения нефтеотдачи пластов
1.3.1. Циклическая микробиологическая обработка добывающих скважин 25
1.3.2. Микробиологическое заводнение 25
1.4. Выводы по главе 28
2. Анализ и текущее состояние разработки залежи нижнего миоцена месторождения «белый тигр» 29
2.1. Состояние и анализ работы эксплуатационного фонда скважин месторождения «Белый Тигр» 29
2.2. Уточнение основных параметров пластов залежи нижнего миоцена 31
2.3. Технология разработки залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»
2.3.1.. Характеристика фонда скважин 33
2.3.2. Характеристика отборов нефти, воды и газа 34
2.3.3. Характеристика закачки воды 40
2.3.4. Коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин 41
2.3.5. Характеристика энергетического состояния залежи нижнего миоцена 43
2.4. Контроль и регулирование процесса разработки залежи нижнего миоцена 46
2.5. Результаты применения методов интенсификации добычи нефти на залежи миоцена месторождения «Белый Тигр» 47
2.6. Выводы по главе 49
3. Лабораторные исследования применения микроорганизмов для повышения нефтеотдачи залежи нижнего миоцена 51
3.1. Материалы и методы исследования 52
3.2. Способность к разложению нефти пластовых микроорганизмов 55
3.3. Результаты вытеснения нефти на модели из образцов керна
3.4. Оценка способности газообразования бактерий в лабораторных условиях 60
3.5. Влияние морской воды на коэффициент нефтеотдачи
в Миоцен-модели 62
3.6. Влияние микроорганизмов на состав нефти и коэффициент
нефтеотдачи в пластовой Миоцен-модели 65
3.7. Выводы по главе 69
4. Промысловые испытания физико-химических и микробиологических комплексных методов увеличения нефтеотдачи пластов 71
4.1. Среда и условия культивирования микроорганизмов 71
4.2. Исследование микроорганизмов в простаивающих скважинах 72
4.3. Оценка способности утилизирования нефти у выделенных микроорганизмов 85
4.4. Результаты промысловых исследований
4.4.1. Результаты анализа бактерий 88
4.4.2. Результаты анализа нефти 89
4.4.3. Результаты анализа воды 89
4.4.4. Результаты анализа газа, образованного после окончания эксперимента 91
4.5. Выводы по главе 94
5. Технология и пилотное внедрение физико химических и микробиологичеких методов увеличения нефтеотдачи залежи нижнего миоцена 96
5.1. Механизм освобождения нефти 96
5.2. Основы механизмов технологии физико-химического и микробиологического комплекса 98
5.3. Подбор химреагентов, применяемых в физико-химических и микробиологических комплексах 102
5.4. Технология применения физико-химических и микробиологических методов для повышения нефтеотдачи залежи нижнего миоцена 105
5.5. Анализ эффективности добычи нефти в экспериментальных скважинах 107
5.6. Определение суммарной дополнительной добычи нефти 114
5.7. Экономическая эффективность применения физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи нефти залежи нижнего миоцена 118
5.8. Выводы по главе 119
Основные выводы 121
Список использованной литературы 1
- Промысловые испытания микробиологического метода увеличения нефтеотдачи пластов
- Технология разработки залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»
- Результаты вытеснения нефти на модели из образцов керна
- Исследование микроорганизмов в простаивающих скважинах
Введение к работе
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 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. 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 нефтегазопромышленников 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.
Промысловые испытания микробиологического метода увеличения нефтеотдачи пластов
Важной задачей, стоящей перед нефтяными компаниями, является наиболее полное использование нефтяных ресурсов недр. Нельзя мириться с тем, что при использовании современных способов разработки нефтяных месторождений, более половины начальных геологических запасов нефти остаются неизвлеченными из пласта. По опубликованным данным [21, 23, 45, 51, 63], средневзвешенное значение конечной нефтеотдачи пластов месторождений мира составляет 34-36 %. Максимальное значение степени выработки запасов не превышает 60 %, в то же время в проектах разработки можно увидеть весьма скромные значения ожидаемой конечной нефтеотдачи пластов, не превышающие 10... 12 %. Таким образом, в конце разработки месторождений доля остаточной нефти может составить от 20 до 90 %.
Конечная нефтеотдача, определяемая как средневзвешенная величина по начальным геологическим запасам, существенно зависит от структуры запасов нефти. Опыт разработки нефтяных месторождений России показывает, что со временем происходит ухудшение структуры запасов нефти - новые месторождения часто связаны со сложным геологическим строением и освоение и разработка таких месторождений связаны с крупными инвестициями [64, 67, 74, 85, 89, 90, 93].
Низкая рентабельность добычи нефти на поздней стадии во многом связана с низкой эффективностью существующих систем заводнения неф 11 тяных пластов. Закачка воды, в качестве вытесняющего агента, не обеспечивает желаемых темпов добычи нефти, добываемая продукция быстро обводняется, при этом на нагнетание воды тратится огромное количество энергии. К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи (МУН), которые также называют третичными [27, 99]: - тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных, либо других видов реакций) [4, 11, 46, 91]; - газовые методы (закачка углеводородных газов, углекислого газа, азота, дымовых или других газов, закачиваемых в пласт как самостоятельно, так и в смеси с жидкостями) [29, 72]; - химические методы (заводнение с применением ПАВ, полимерное, мицеллярное заводнение, а также закачка жидких растворителей или других химических веществ) [26, 30, 44, 61, 62]; - микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте) [8, 47].
Такая классификация способов разработки опирается на понятия, сформулированные в течение многих лет, и принята мировым нефтяным сообществом.
Следует отметить, что разделение способов разработки на первичные, вторичные и третичные определялось в основном экономическими соображениями. В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования для этих целей реинвестиций весь срок разработки обычно разбивался на три этапа. На первом этапе максимально используется естественная энергия месторождения (упругая энер 12
гия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). Такие способы разработки были названы первичными. На втором этапе реализуются вторичные методы поддержания пластового давления путем закачки воды и газа, а на третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются третичные МУН.
Свыше 90 % мировых запасов углеводородов принадлежит национальным компаниям, которые обеспечивают до 70 % мировой добычи нефти и газа. Любые нефтегазовые компании независимо от форм собственности нацелены на максимально возможное и экономически обоснованное извлечение углеводородного сырья. Поскольку, как показывает практика, масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются, то можно сделать вывод, что они способствуют эффективному ведению нефтегазового бизнеса. В основном предпочтение отдается тепловым и газовым методам увеличения нефтеотдачи, доля дополнительной добычи, за счет применения которых превышает 95 %.
Высокий потенциал современных методов увеличения нефтеотдачи пластов со всей очевидностью подтверждается последней статистической информацией о применении этих методов в мире. Согласно [78], применение уже освоенных современных МУН позволило увеличить мировые доказанные извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, и потенциально способно поднять величину средней проектной нефтеотдачи к 2020 году сегодняшних с 35 % до 50 %.
В настоящее время опытные работы и промышленное применение современных МУН проводятся во многих странах мира. Так, закачка пара в США, Индонезии, Китае, Канаде, Колумбии и т.д. Закачка углеводородных газов — в США, Канаде, ОАЭ, Венесуэле, Ливии [27, 108]. Известно, что разработка месторождений с применением современных МУН 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. В результате реализация современных МУН обычно сопровождается увеличением себестоимости добычи нефти по сравнению с заводнением активных запасов.
В то же время мировой опыт свидетельствует об экономической целесообразности применения современных МУН для разработки месторождений, в первую очередь с трудноизвлекаемыми запасами. Согласно многим публикациям [6, 24], себестоимость добычи нефти с применением основных МУН изменяется в следующих диапазонах: для тепловых методов - 40-100 USD/т; для газовых методов- 40-155 USD/т; для полимерного заводнения - 40-110 USD/т.
Технология разработки залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»
Пластовое давление в добывающей скважине 38 составляет 224 кг/см по результатам замера в июне 2009 г. Пластовое давление в добывающей скважине 1110, пробуренной и введенной в эксплуатацию в конце 2000 г., составляло 242 кг/см по результатам замера в июне 2009 г. Пластовое давление в отдельно расположенной скважине 920 в 2009 г. со-ставляет 306 кг/см .
За начальное пластовое давление в залежи нефти Северного свода принято давление, замеренное в скважине 63 в период ее ввода в эксплуатацию. Значение приведенного пластового давления к условному положению начального ВНК (абсолютная отметка минус 2971 м) составляло 296 кг/см2.
По геологическому строению и поведению показателей работы скважин на залежи выделяются 3 зоны, отличающиеся характером связи добывающих скважин с законтурной областью и нагнетательными скважинами.
В зоне 1 (скважины 71, 79, 87, 93, 98, 101, 117 и 705) и зоне 2 (скважины 82, 86, 136, 145, 708, 710) скважины работают под влиянием закачки воды в скважину 70, 74, 130.
Участок залежи нефти в зоне 1 отделен от законтурной области питания тектоническими нарушениями и зоной частичного отсутствия коллекторов. Характерной особенностью разработки этого участка залежи является резкое снижение пластового давления в начальный период эксплуатации скважин. Начатая в апреле 1988 г., закачка воды в скважину 70 позволило стабилизировать, а затем восстановить пластовое давление до 260 45
280 кг/см" на конец 1996 г. В настоящее время, осуществляется закачка воды в скважины 74 и 130 для изменения направления потоков и повышения пластового давления в районе скважины 705. Пластовое давление в скважину 71 в октябре 2002 г. снизилось до 204 кг/см2, а в июле 2008 г. по скважине 98 составило 210 кг/см . В ноябре 2006 г. пластовое давление в районе скважины 705 составляло 260 кг/см , а в скважине 101 - 297 кг/см . Заметный рост пластового давления на этом участке залежи объясняется увеличением объема закачиваемой воды большего объема, необходимого для компенсации отобранных пластовых флюидов.
В зоне 2 максимальный объем отобранных флюидов приходится на скважину 136, расположенную в центральной части участка. Пластовое давление в данной скважине на дату последнего замера в феврале 2009 г. понизилось до 175 кг/см . В отдельно расположенной скважине 145 пластовое давление при последнем замере в 2004 г. было выше и составляло 225 кг/см", что, вероятно, связано с хорошей законтурной областью питания в районе данной скважины.
В зоне 3 отмечается заметное влияние законтурной области, что несмотря на небольшие объемы закачки воды в скважины 202, 919, позволяет поддерживать пластовое давление в зоне отбора.
Таким образом, показатели разработки, динамика обводненности залежей нефти осадочного чехла на месторождении «Белый Тигр» напрямую зависят от степени активности водонапорной составляющей в общем балансе движущих сил. Наиболее активное ее проявление отмечается в залежи нефти нижнего миоцена на северном своде структуры. Основная часть залежи в отложениях нижнего миоцена на центральном своде разрабатывается при активном проявлении водонапорного режима и основные показатели разработки занимают как бы промежуточное положение между нижним олигоценом и фундаментом. 2.4. Контроль и регулирование процесса разработки залежи нижнего миоцена
Основным инструментом поддержания действующего фонда скважин на требуемом уровне является капитальный ремонт скважин. На первом этапе проводится комплекс работ для получения достоверной информации о техническом состоянии скважины, а на втором этапе — формируется наиболее эффективные технологические и технические решения по ее ремонту. Контроль за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений осуществляется в целях: - оценки эффективности применяемой системы разработки в целом, а также отдельных технологических мероприятий; - получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.
Системные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой залежи нижнего миоцена охватывают равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин и они содержат следующие виды работ: - замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам; - замеры пластового и забойного давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам; - гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах; - исследования по контролю положения ВНК, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;
Результаты вытеснения нефти на модели из образцов керна
Результаты анализа аэробных и анаэробных бактерий в простаивающих скважинах залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» показали (таблицы 4.1 - 4.4), что в скв. №№ 22, 24, 38 существуют некоторые морфологически идентичные микроорганизмы, такие как Aspergillus, Acremonium, Penicillium, которые имеют первоначальное происхождение из поверхностной воды [40]. В трёх скважинах существуют газообразующие бактерии. При температуре 55 С бактериальные клетки имеют полочковидную форму, однако при более высокой температуре (75 С) бактериальные клетки обладают округленной, бобовидной или необыкновенной формами (рисунки 4.1 -4.4). Это свидетельствует 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 (таблица 4.5). Морскую воду закачивали в скв. 22 и из-за корреляции между тремя скважинами, скв. 24 и 38 содержат морскую воду.
Наряду с результатами, подтверждающими степень корреляции между скважинами №№ 22, 24, 38, так же удалось определить количество целесообразных микроорганизмов в каждой скважине. На основе этих результатов будет определяться направление использования микроорганизмов для повышения коэффициента нефтеотдачи в скважинах. В скважинах 22 и 24 количество аэробных бактерий составляет Ю -105кл/мл.
Слизеобразующие бактерии существуют в скважинах в количестве 10-10 кл/мл. Термофильные слизеобразующие бактерии нашлись в скважине 24. Количество ферментативных бактерий, которые образуют органические кислоты, составляет 10-10 кл/мл (рисунки 4.5, 4.6). Углеводородутилизирующие бактерии и бактерии, продуцирующие полисахариды нашлись во всех трех скважинах, где пробы были отобраны (рисунки 4.7-4.9). Однако, количество углеводородутилизирующих бактерий намного ниже, чем количество полисахаридпродуцирующих бактерий.
Кроме бактерий, во всех отобранных пробах выделяли актиномице-ты и плесневые грибы, обладающие способностью утилизировать нефтяные углеводороды. Во всех анализированных пробах наблюдались анаэробные углеводородутилизирующие бактерии.
Интересно отметить, что в почти всех пробах были выделены газообразующие бактерии, такие как Clostridium и метанообразующие бактерии на трёх разных источниках углерода: метаноле, этаноле и астате. Однако количество газообразующих бактерий не высоко. По [13], метод использования микроорганизмов для увеличения коэффициента нефтеотдачи требует примерно 103 кл/мл газообразующих бактерий. Та 84 ким образом, нужно увеличить количество этих бактерий на 10-100 раз для того, чтобы получить эффективный результат в увеличении нефтеотдачи. Но 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 целеобразных микроорганизмов необходимо следить за вредными, в том числе бактериями, вызывающими коррозию. Представителем этих бактерий является сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ). Количество СВБ в скважинах после периодичных обрабо-ток бактерицидами снизилось, составляя 10-10 кл/мл. Кроме того, управляя эндогенным сообществом микроорганизмов в скважинах, путём активирования углеводородутилизирующих бактерий, метаболические продукты, которые в свою очередь, могут служить субстратом для полисахари-добразующих, ферментативных и газообразующих бактерий. Данным группам можно отдать преимущество в развитии и ограничивать источники углерода для СВБ. Таким образом, удалось снизить развитие СВБ до минимального уровня.
Газы, образованные микроорганизмами помогают повышать мобильность нефти; растворяющие вещества уменьшают поверхностную на-тяженную силу, органические кислоты помогают растворять карбонаты, находящиеся в камнях и увеличивают проницаемость нефти. Во всех анализированных скважинах существуют все типы целесообразных микроорганизмов, однако, необходимо изменить количество клеток каждой группы соответственно с условиями в каждой скважине. Количество углеводо 85 род-утилизирующих бактерий должно быть увеличено в 10-100 раз для получения положительных результатов в повышении коэффициента нефтеотдачи.
Таким образом, все анализированные скважины имеют необходимые условия для того, чтобы экспериментально продемонстрировать способ использования микроорганизмов для повышения коэффициента нефтедобычи.
Из отобранных в скважинах проб, были выделены 20 штаммов микроорганизмов, обладающих способностью утилизировать нефтяные углеводороды. Среди этих микроорганизмов, 10 штаммов являются мезофиль-ными бактериями, 2 штамма - термофильными, 3 штамма - плесневых грибов, 3 штамма актиномицета и 2 штамма дрожжей.
Проведена оценка способности утилизировать нефтяные углеводороды этих штаммов микроорганизмов в минеральной среде с нефтью, как единственным источником углерода. После этого пробы микроорганизмов анализировали биологическими и химическими методами [35].
Биологический метод анализа проведен следующим образом: культивированную жидкость после качания растворяли, затем переносили в питательную агарозную среду, чтобы подсчитать количество клеток микроорганизмов и определить их развитие на нефтяном субстрате. Полученные результаты показали, что количество клеток микроорганизмов после культивирования на нефти достигало 108-1010 кл/мл.
Исследование микроорганизмов в простаивающих скважинах
Результаты расчетов показывают, что накопленная дополнительная добыча нефти с сентября 2009 г. по февраль 2010 г. опытного участка составит 1438 т, что эквивалентно 9,7 % от текущей добычи нефти.
Таким образом, можно сделать следующие выводы: - микробиологические методы повышения нефтеотдачи привлекают внимание, прежде всего малой капиталоемкостью, так как вписывается в существующую схему добычи нефти в условиях внутриконтурного заводнения и высокой эффективностью; - микробиологическая технология повышения нефтеотдачи безопасна для окружающей среды, так как микрофлора, развивающаяся в нефтяном пласте, не содержит в своем составе патогенных или токсичных мик 118 роорганизмов. Для проведения технологических мероприятий не требуется разрешения органов санитарного надзора; - целенаправленная активация микробиологических процессов по зволяет вызвать синтез биоПАВов, биополимеров и других эффективных агентов нефтевытеснения непосредственно в порах нефтесодержащих пород; - активация микрофлоры осуществляется введением в пласт раствора биогенов, источника кислорода и при необходимости биомассы углеводо родокисляющих микроорганизмов. Для закачки раствора используется система ГШД и компрессор.
Экономическая эффективность применения физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи нефти залежи нижнего миоцена Результаты анализа, демонстрирующие эффективность добычи нефти в испытываемых скважинах 117 и 705, имеющих связи со скважиной № 74 показывают, что дебит нефти скв. 117 до проведения испытания в сред і. нем был равен 20 т/сут, через 3 месяца после проведения испытаний ее дебит немного увеличился и составил в среднем 21 т/сут, а в скв. 705 до проведения испытаний средний дебит нефти был равен 7-8 т/сут. Через 3 месяца после проведения испытаний её дебит увеличился до 15 т/сут.
Таким образом, эффективность добычи нефти после проведения испытания микробиологическим методом увеличения нефтеотдачи в испытываемых скважинах 117 и 705, имеющих связи со скважиной № 74 возросла. Теперь рассмотрим экономическую эффективность применения технологии микробиологическими методами на примере одной скважины месторождения «Белый Тигр».
Результаты анализа, демонстрирующие эффективность добычи нефти в испытывавшийся скважине показывают, что и суммарная дополнительная добыча нефти после проведения испытания составила 1438 т.
Расчеты технико-экономической эффективности работ применения технологии микробиологических методов [15, 34, 50], проведены согласно «Временной методике оценки эффективности работ по интенсификации добычи нефти из скважин месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» шельфа юга Вьетнама», на основании сравнительного анализа прироста прибыли от дополнительно добытой нефти за счет проведения обработки призабойных зон и затрат на их проведение.
Фактические затраты, связанные с проведением технологии микробиологическими методами включают в себя затраты на использование химреагентов и дизельного топлива, затраты на содержание персонала, энергетические затраты, услуги подразделений СП «Вьетсовпетро».
Выручка от реализации дополнительно добытой нефти при цене на нефть 570 USD/т составила 812 тыс. USD, а чистая прибыль 240 тыс. USD. 5.8. Выводы по главе 1. Разработана процедура технологии применения физико химических и микробиологических методов для увеличения нефтеотдачи на залежи нижнего миоцена. 2. Проведено пилотное внедрение физико-химических и микробио логических методов для увеличения нефтеотдачи на залежи нижнего мио цена в скважинах 22, 24, 38 на МСП-1 месторождения «Белый Тигр». 120 3. Установлено, что темп роста обводненности скважин опытного участка замедлился. 4. Результаты расчетов показывают, что накопленная дополнительная добыча нефти с сентября 2009 г. по февраль 2010 г. опытного участка составит 1438 т, что эквивалентно 9,7 % от текущей добычи нефти. Выручка от реализации дополнительно добытой нефти при цене на нефть 570 USD/т составила 812 тыс. USD, а чистая прибыль 240 тыс. USD. 4. Данные начальные результаты позволяют сделать вывод о дальнейшем эффективном применении технологии на других объектах СП «Вьетсовпетро».
