Биотехнология нефтедобычи: принципы и применение

Москва
ИНФРА-М
2020

БИОТЕХНОЛОГИЯ 
НЕФТЕДОБЫЧИ

ПРИНЦИПЫ И ПРИМЕНЕНИЕ

Í.Ì. ÈÑÌÀÈËÎÂ

МОНОГРАФИЯ

Исмаилов Н.М.
И87 
 
Биотехнология нефтедобычи. Принципы и применение : монография / Н.М. Исмаилов. — Москва : ИНФРА-М, 2020. — 169 с. — 
(Научная мысль). —  www.dx.doi.org/10.12737/22259.

ISBN 978-5-16-012427-8 (print)
ISBN 978-5-16-105454-3 (online)

Значимость биотехнологии в различных сферах человеческой деятельности в последние годы становится все более очевидной. Это и определяет тот интерес, который, на наш взгляд, представляет настоящая книга. 
Она ориентирована, в первую очередь, на специалиста, занимающегося 
разработкой биотехнологий, а также нефтяников-практиков. Цель этой 
книги —  дать возможно полное, глубокое представление о том, что такое 
биотехнология нефтедобычи. Однако было бы несерьезным утверждать, 
что эта книга исчерпывающе освещает данную тему. Она предназначена 
для того, чтобы возбудить интерес исследователей и практиков к данной 
проблеме и дать общее представление о ней. Это, по существу, только база 
некоторых основных направлений исследований, которые могут быть отнесены к сфере биотехнологий нефтедобычи, а также оценка тех принципов, которые являются основой для разработки таких технологий. Вместе 
с тем считаем, что эта книга может стать неплохим введением в большинство главных проблем биотехнологии нефтедобычи.
Книга предназначена не только для практиков-нефтяников и специалистов в области микробных биотехнологий, но и для широкого круга 
читателей. Студенту, инженеру, специализирующимся в области биотехнологии разработки нефтяных месторождений, а также научным работникам будет очень полезно ознакомиться с этой книгой.
УДК 57.08(075.4)
ББК 30.16

УДК 57.08(075.4)
ББК 30.16
 
И87

©  Исмаилов Н.М., 2017
ISBN 978-5-16-012427-8 (print)
ISBN 978-5-16-105454-3 (online)

ВВЕДЕНИЕ

Люди использовали микроорганизмы давно, даже не подозревая об

их
существовании. О способности
микроорганизмов
образовывать

спирт в сахаросодержащих растворах знали шумеры и вавилоняне за 6 
тыс. лет до н.э., а египтяне стали применять микроорганизмы для выпечки хлеба в 4-м тысячелетии до н.э., человек познал за этот период
способы хранения и переработки продуктов путем ферментации (производство сыра, уксуса, вина и др.), научился делать мыло из жиров, перерабатывать отходы. Однако знакомство людей с микромиром, осознание
незаменимости микроорганизмов в биогеохимических саморегулирующихся процессах биосферы стали возможны благодаря выдающимся работам Л. Пастера. В дальнейшем в процессе изучения микроорганизмов
сложились современные представления о сущности микроорганизмов, 
их роли в возникновении и эволюции жизни на нашей планете, в круговороте веществ в природе. Эти исследования положили начало сознательному применению микроорганизмов для производства ряда важных
продуктов и развития науки биотехнологии. 

Несмотря на то что человек использовал биотехнологию многие ты
сячи лет, однако совсем недавно слово «биотехнология» отсутствовало
в нашем лексиконе. Употреблялись понятия «промышленная микробиология», «техническая биохимия», «техническая микробиология» и др., 
новый термин, объединивший в себе все прежние названия, появился
примерно 20 лет назад. За появлением этого понятия кроются более глубокие причины. Новые открытия на пути познания жизненных явлений, 
и прежде всего в области микробиологии, энзимологии, молекулярной
биологии и генетики, объединили разрозненные прикладные направления, подвели под них фундаментальную базу. В результате биотехнология стала наукой о практическом использовании биологии в целом, а не
отдельных ее ветвей, как это было прежде. 

Европейская биотехнологическая федерация определяет биотехноло
гию как совместное использование биохимии, микробиологии и химической технологии для технологического (промышленного) применения
полезных качеств микроорганизмов. В настоящее время микроорганизмы стали основой промышленного производства целого ряда полезных
продуктов – органических кислот, спиртов, ферментов, витаминов, антибиотиков, аминокислот, пищевых и кормовых продуктов, многих биологически активных соединений. Важной составной частью современной биотехнологии является очистка бытовых и производственных вод
от загрязнения и утилизация всевозможных отходов сельского хозяйства, которые основаны на использовании специфических биологических
сообществ микроорганизмов, носящих общее название «активный ил». 

Интерес к биотехнологии, темпы ее развития, внедрение в новые от
расли хозяйствования в последние годы росли очень быстро и примеров
этому много. Одним из них является использование биотехнологических приемов в такой сугубо технической области производства, какой
является нефтедобывающая промышленность. Использование биотехнологии в нефтедобыче тесно связано также с развитием нефтяной микробиологии и фундаментальных достижений в этой области на самом
высоком уровне современной науки. В настоящее время сформировалась новая отрасль естествознания на стыке химии, нефтехимии и микробиологии, которая занимается вопросами получения различных физиологически активных соединений, охраной окружающей среды, поисками и разработкой нефтяных и газовых месторождений, предохранением нефтепродуктов от порчи, очистка буровых шламов, очистка почвенного покрова и воды от нефти и нефтепродуктов, очистка нефтезагрязненных твердых материалов (тряпки, целлофан, пластик и др.) и т.д. 

Существующие способы разработки нефтяных месторождений дают

возможность извлекать из недр не более половины геологических запасов нефти. Более того, коэффициент извлечения нефти во многих месторождениях снижается в связи с вовлечением в эксплуатацию месторождений с вязкой нефтью и сложными геолого-физическими свойствами. 
Добыча нефти на старых месторождениях, как правило, уменьшается
вследствие обводненности. Так как природные запасы нефти ограничены и невосполнимы, создание высокоэффективных методов повышения
нефтеотдачи является важнейшим инструментом поддержания высокого уровня добычи нефти на ближайшие десятилетия. 
Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов прошли несколько этапов развития. Бурная активность в области промысловых испытаний
этих методов в 70-х годах объяснялась упрощенным подходом к проблеме применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. 
Считалось, что высокие коэффициенты вытеснения нефти, полученные
на физических моделях, гарантируют высокую нефтеотдачу. Объемы
внедрения новых методов в США, Канаде, Венесуэле, Германии, бывшем СССР резко возрастали. Однако экономически эти методы оставались неэффективными, несмотря на стремительный рост цен на нефть
на мировом рынке. Ученые пришли к выводу, что физические основы
и механизмы вытеснения нефти с помощью закачки в пласт различных
химических реагентов, пара, воздуха и других рабочих реагентов сложны и еще далеко не изучены. Эти методы сопровождаются высоким риском, неопределенностью, для их внедрения нужны большие капитальные вложения при неизвестном конечном результате, специально подготовленные кадры. Их реализация сопровождается повышенными требованиями с точки зрения охраны окружающей и геологической среды. 
Существенные изменения в подходе к применению таких методов про

изошла после стремительного падения цен на нефть в 1986 г. В результате многие компании отказались от крупных и мелких проектов. Число
действующих проектов, например, в США, в 1987 г. сократилось по
сравнению с 1985 г. с 512 до 366, и эта тенденция сохранилась. В 1991 г. 
число действующих проектов в США составило всего лишь 248 (более
чем на 50% меньше, чем в 1985 г.). Особенно это коснулось дорогостоящих химических методов. Однако от всех третичных методов воздействия проекты использования биотехнологических методов не только не
сократились, но и имеют устойчивую тенденцию к росту. В первую очередь это связано с особенностью этих методов, которая заключается
в их универсальности (они вбирают в себя практически все известные
третичные методы воздействия, за исключением тепловых), высокой
эффективности, простоте, низкой капиталоемкости, свойственной им
экологичности. Повышение нефеотдачи пластов на 10–15% равносильно открытию новых месторождений. Практическое применение биотехнологии позволяет на 5–7% увеличить вовлекаемые в разработку запасы, в 1,5–2 раза повысить продуктивность скважин, а текущую добычу
нефти – на 15–25%. На фоне постоянного роста цен на энергоносители
биотехнологические методы окупаются в течение 1,5–2 лет. 

ГЛАВА I. ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Нефть. Природный газ. Пластовые воды

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кисло
родные, сернистые и азотистые соединения. Если в нефти преобладают
углеводороды метанового ряда, она называется метановой, нафтенового
ряда – нафтеновой, ароматического ряда – ароматической. В зависимости от фракционного состава различают легкие нефти, или бензиновые, 
и тяжелые, или топливные. Если в нефти содержится более 20% масел
(фракция 270–300 ºС), они называются масляными. 

Чем больше в нефти парафина, тем выше температура ее застывания. 

По содержанию парафина нефти делятся на беспарафинистые (от 1 до
2%) и парафинистые (свыше 2%). Выпадение парафина из нефти в процессе добычи и перекачки в значительной степени осложняет и удорожает эти процессы. 

В нефти могут содержаться и смолистоасфальтеновые соединения. 

Сера встречается как свободная, так и в виде соединений (сульфидов, 
меркаптанов и др.). Содержание серы в сырой нефти колеблется от 0,1 
до 5%, иногда до 7%. Нефти с содержанием серы менее 0,05% относят
к малосернистым, с большим ее содержанием – к сернистым. 

Смолистоасфальтеновые
вещества
являются
неуглеводородными

компонентами нефти. Это гетероциклические соединения, в состав которых входят С, Н, О, S, N, металлы. По содержанию смол различают
нефти малосмолистые (до 8%), смолистые (8–28%) и сильносмолистые
(выше 28%). 

Плотность нефти колеблется от 0,730 до 1,060 г/см2. По величине

удельного веса различают легкие, средние и тяжелые нефти. В большинстве случаев плотность нефти меньше плотности воды. Чем выше
температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше
плотность. В связи с этим плотность нефти в пластовых условиях всегда
ниже плотности нефти, добытой из скважины и дегазированной. 

Вязкость нефти зависит от природы вещества и химической структу
ры его молекул. На ее величину оказывают влияние пластовое давление, 
температура и растворенный в ней газ. При повышении давления вязкость увеличивается, а при повышении температуры – уменьшается. 
Чем больше газа растворено в нефти, тем ниже ее вязкость. Вязкость
нефти в пластовых условиях в 2–3 раза меньше, чем на дневной поверхности. Значения вязкостей нефти различных месторождений колеблются в широких пределах и играют большую роль при разработке. 

Величина поверхностного натяжения нефти зависит от ее физико-хи
мических свойств, температуры, давления, количества растворенного

в ней газа. Поверхностное натяжение затрудняет движение нефти в пористой среде, так как сечение пустот (пор, каверн, трещин и т.п.) непостоянно. Тяжелые нефти имеют большое поверхностное натяжение, легкие – меньше. С увеличением пластового давления поверхностное натяжение увеличивается. При увеличении количества растворенного в нефти газа и повышении температуры поверхностное натяжение нефти снижается. 

Нефть в пластовых условиях обычно содержит газ. По мере сниже
ния пластового давления наступает такой момент, когда растворенный
газ начинает выделяться из нее в виде пузырьков. Величина пластового
давления, соответствующая появлению первых пузырьков газа, называется давлением насыщения. По нему судят о степени насыщения нефти
газом. Если давление насыщения равно начальному пластовому давлению, то нефть будет насыщенной, если меньше – недонасыщенной. Чем
больше разница между пластовым давлением и давлением насыщения, 
тем благоприятнее условия для эффективной разработки залежи. Характерно, что наличие в залежи азота приводит к увеличению давления насыщения. 

Углеводородный газ находится в недрах Земли в виде самостоятель
ных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газовые шапки (свободный газ), а также в растворенном состоянии в нефти или в воде. Горючий газ представляет собой смесь предельных углеводородов: метана, этана, пропана и бутана. Нередко в составе газа присутствуют более
тяжелые углеводороды – пентан, а также гексан и гептан. Газы, содержащие более 100 г тяжелых углеводородов (пентана, гексана и гептана) 
в 1 м3, относят к «жирным», менее 100 г – к «сухим». 

Пентан и высшие углеводороды входят в состав газов конденсат
ных залежей. Из газов этих залежей при снижении температуры и давления выделяется жидкая углеводородная фаза – конденсат. Сырой
конденсат состоит из жидких при стандартных условиях углеводородов, в которых растворено определенное количество газообразных углеводородов. Углеводородные газы обычно могут содержать углекислый газ, азот, сероводород и небольшое количество редких газов. Газы
с высоким содержанием сероводорода являются сырьем для получения
почти чистой серы. 

Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости пропорцио
нальна давлению. Углеводородные газы мало отклоняются от закона
Генри при сравнительно низких давлениях. При высоких давлениях наблюдается взаимное растворение газа и жидкости и жидкости в газе. 

С повышением температуры способность газа растворяться в жидко
сти снижается. На растворимость газа в нефти влияет ее плотность. 
В более тяжелой нефти растворимость его меньше, чем в легких

(рис. 1). Это объясняется большей химической близостью газа и легкой
нефти. Поэтому жирные газы лучше растворяются в нефти. 

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2
4
6
8
10

Давление, мПа

Растворимость газа, куб.м на 1 

куб.м нефти

1
2
3
4

Рис. 1. Растворимость газа в различных нефтях при t –21 ºС. 

Плотность нефти: 1 – 0,729; 2 – 0,804; 3 – 0,811; 4 – 0,850 

Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется

растворимостью газа в нефти или газосодержанием, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется газовым
фактором. 

Пластовой водой принято называть только ту воду, которая залегает

в одном и том же пласте с нефтью или газом. Воды, принадлежащие водоносным пластам, не содержащим нефть, называют чуждыми или посторонними по отношению к данному нефтяному или газовому пласту
(табл. 1). 

Таблица 1 

Промысловая классификация подземных вод

Пластовая вода

В продуктивной

части пласта

В водоносной части пласта

Посторонняя
(чуждая) вода

Связанная
Подвижная

Законтурная, или краевая

Подошвенная

Конденсационная

Верхняя
Нижняя

Тектоническая
Технологическая

Техническая

Связанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого

пласта. Она является водой неподвижной и представлена монослоем
прочносвязанной и полислоями рыхлосвязанной воды, адсорбированной
на поверхности частиц породы. 

Подвижная вода – это вода в углах пор, вода капиллярно-удержанная

и капельная. Содержание в породе связанной воды характеризуется коэффициентом КВ.СВ., равным отношению объема пор, занятых связанной
водой, ко всему объему пор, а содержание подвижной воды – коэффициентом КВ.подв. В сумме они составляют коэффициент остаточной водонасыщенности КВ.О.

Законтурная вода подпирает пластовую нефтяную или газовую за
лежь. Подошвенная вода подпирает массивную нефтяную или газовую
залежь. Конденсационная вода образуется за счет конденсации водных
паров. Верхняя вода залегает в пластах, расположенных выше данного
продуктивного пласта. При проникновении в продуктивный пласт она
будет для него верхней посторонней водой. Нижняя вода залегает в пластах, расположенных ниже данного продуктивного пласта. При проникновении в продуктивный пласт она будет нижней посторонней водой. 

Тектоническая вода проникает в нефтяной пласт по тектоническим

трещинам. 

Технологическая вода закачивается в пласт при искусственном за
воднении, согласно технологическому процессу разработки залежи. 

Техническая вода – фильтрат промывочной жидкости, проникшей

в пласт в процессе вскрытия его добывающими или разведочными скважинами. 

Все пластовые воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды

и газы. Под химическим составом вод понимают состав растворенных
в них веществ. Основными ионами в природных водах являются Cl–, 
SO4

–2, HCO3

–2, CO3

–2, Na+, Ca+2, Mg+2, K+, остальные относятся к числу

микрокомпонентов, наиболее важные из которых I–, Br, NH4

–2. 

Суммарное содержание в воде растворенных ионов солей и коллои
дов называют общей минерализацией воды. Воды с минерализацией менее 1 г/л – пресные; от 1 до 10 г/л – солоноватые; 10–50 мг/л – соленые, 
минерализованные; свыше 50 г/л – рассолы. 

Важнейшие газы, растворенные в водах, N2, CO2 и СН4. 
Для систематизации многообразных по химическому составу вод

применяются различные классификации, среди которых в нефтяной
практике наиболее применима классификация В.А. Сулина (табл. 2.). 
При незначительном отклонении от граничных значений воды относят
к переходным типам. 

Таблица 2 

Классификация вод по В.А. Сулину (1935) 

Тип вод
Значения

коэффициентов

Характерная обстановка формиро
вания вод

Сульфатно-натриевый
2
4

1;
1
rNa
rNa
rCl

rCl
rSO

+
+
−

−
−

+
>
<
Воды земной поверхности и зоны
свободного водообмена

Гидрокарбонатно-натриевый
2
4

1;
1
rNa
rNa
rCl

rCl
rSO

+
+
−

−
−

−
>
>
Воды земной поверхности, зон свободного и затрудненного водообмена

Хлоридно-магниевый
2
1;
1
rNa
rNa
rCl

rCl
rMg

+
+
−

−
+

−
<
>
Воды морей и океанов и зоны затрудненного водообмена

Хлоридно-кальциевый
2
1:
1
rNa
rNa
Cl

rCl
rMg

+
+
−

−
+

−
<
<
Воды зон отсутствия или затрудненного водообмена, особенно при
высокой их минерализации

Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,03 до 0,18 

Па’.с. с повышением температуры она уменьшается. Изменения давления и степени минерализации почти не оказывают влияния на вязкость
воды. Чем меньше величина отношения вязкости нефти к вязкости воды, тем легче осуществляется вытеснение нефти водой и достигается
больший процент извлечения нефти. 

Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на

границе с воздухом равно 0,07–0,08 Н/м. Величина поверхностного натяжения влияет на вымывающие способности воды: при меньшем поверхностном натяжении вода полнее вытесняет нефть из пласта. 

1.2. Условия залегания нефти и природного газа в залежах

Горные породы, которые служат вместилищем нефти, газа и воды

и обладают достаточной проницаемостью, чтобы отдавать их в скважины при создании перепада давления, называют коллекторами. Горные
породы, слагающие земную кору, подразделены на три основные группы: 1) изверженные; 2) осадочные; 3) метаморфические. Подавляющая
часть выявленных мировых запасов нефти приурочена к осадочным горным породам. По составу скелета породы-коллекторы в осадочных отложениях могут быть кварцевыми (песчаниковыми), кварц-полевошпатовыми (песчано-глинистыми), карбонатными и эвапоритовыми (гипсангидритовыми). Осадочные породы сформировались в результате осаждения органических и неорганических веществ. 

Кварцевые коллекторы характеризуются хорошей отсортированно
стью и окатанностью зерен. Последнее способствует их слабому уплотнению и минимальной анизотропии. Кварцевые коллекторы отличаются
хорошим вытеснением нефти и газа и относительной выдержанностью
по площади.