CN101457156B - 一种原油微生物脱钙方法 - Google Patents
一种原油微生物脱钙方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101457156B CN101457156B CN2007101792722A CN200710179272A CN101457156B CN 101457156 B CN101457156 B CN 101457156B CN 2007101792722 A CN2007101792722 A CN 2007101792722A CN 200710179272 A CN200710179272 A CN 200710179272A CN 101457156 B CN101457156 B CN 101457156B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- crude oil
- oil
- mikrobe
- weight
- decalcification
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 title abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims abstract description 28
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 20
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 63
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 19
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 19
- 230000007480 spreading Effects 0.000 claims description 18
- 238000003892 spreading Methods 0.000 claims description 18
- 241000193755 Bacillus cereus Species 0.000 claims description 16
- 241000194108 Bacillus licheniformis Species 0.000 claims description 16
- 235000013379 molasses Nutrition 0.000 claims description 14
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 14
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims description 11
- 241000589517 Pseudomonas aeruginosa Species 0.000 claims description 10
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 claims description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 9
- 244000063299 Bacillus subtilis Species 0.000 claims description 8
- 235000014469 Bacillus subtilis Nutrition 0.000 claims description 8
- 235000016068 Berberis vulgaris Nutrition 0.000 claims description 8
- 241000335053 Beta vulgaris Species 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 235000015278 beef Nutrition 0.000 claims description 6
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 229940061607 dibasic sodium phosphate Drugs 0.000 claims description 5
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000019797 dipotassium phosphate Nutrition 0.000 claims description 5
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical group [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000006071 cream Substances 0.000 claims description 4
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000011785 micronutrient Substances 0.000 claims description 4
- 235000013369 micronutrients Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 4
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical group OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001888 Peptone Substances 0.000 claims description 3
- 108010080698 Peptones Proteins 0.000 claims description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical group [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000019319 peptone Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 3
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229940045641 monobasic sodium phosphate Drugs 0.000 claims description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 claims description 2
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 230000004083 survival effect Effects 0.000 abstract description 7
- 239000001963 growth medium Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 12
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 12
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 12
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 2
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002207 metabolite Substances 0.000 description 2
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000002068 microbial inoculum Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Purification Treatments By Anaerobic Or Anaerobic And Aerobic Bacteria Or Animals (AREA)
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
Abstract
本发明涉及一种原油微生物脱钙方法，将各菌种扩培，将扩培菌及发酵产物按任意比例混合，混合菌浓度108～1010个/ml，pH值5～7，成活率85～99％；用单管物理模拟装置，长度为400～1200mm、渗透率为0.1～5μm2、孔隙度为10～35％的人造岩芯，用钙含量为80～2000μg/g的原油与由占注入液重量1～10％的扩培菌及发酵产物、占注入液重量1～8.05％的培养基和占注入液剩余量的矿化度为1000～100000mg/L的油田注入水组成的注入液饱和岩芯，饱和度50～70％，温度20～70℃，作用1～5天，可提高采收率5％以上，原油脱钙率达到80％以上，原油降粘率达到20％以上。
Description
技术领域
本发明涉及一种在原油开采和集输过程中，利用微生物菌液和发酵产物进行原油脱金属的原油微生物脱钙方法。
背景技术
随着石油资源日趋匮乏，国内普遍借助三次采油技术手段来提高石油产量，使得高酸值原油产量大幅增加，且原油酸值随油田深度开发呈现不断上升趋势。加工高酸值原油不仅给炼油装置带来严重的腐蚀问题，而且在二次加工过程中，减压渣油等重油常被用作催化加氢原料，由于油中较高浓度的钙等金属污染物的存在，容易引起催化剂结块、中毒，降低加热炉管传热效率，影响石油焦产品质量等，在很大程度上限制了加工深度的进一步提高。
应用于炼油加工过程中的原油脱钙技术，其脱钙方式主要有络合萃取、反应沉淀、离子交换等化学法脱钙及加氢催化脱钙等方式，化学法脱钙，使用络合剂将原油中的钙络合萃取到水相，络合剂价格昂贵导致脱钙成本太高；利用无机铵盐与原油中的钙反应产生沉淀的脱钙方式，反应速度慢，沉淀物容易导致原油乳化，增加了原油破乳脱水的难度，同时沉淀物容易在管线和罐内结垢，影响***的长周期的正常运行；加氢催化脱钙方式，对于高钙原油其催化剂的钙容量有限，且在原料入口处的钙沉积速度远远高于整体催化剂床层的平均速度，实际催化剂运行时间较低。炼厂电脱盐***的有机酸脱钙技术在实际应用中存在以下两点缺陷：一是利用电脱盐***，其油水比很高，为了确保脱钙率，有机酸必须过量，而过量的有机酸会部分残留在原油中，在蒸馏塔的高温环境下腐蚀速度很高；二是有机酸消耗量大，脱钙成本过高，脱钙后的含钙污水COD含量高达数万mg/L，对污水处理***的冲击很大。
微生物采油或细菌采油是向油藏中注入微生物或刺激油藏中能生存的微生物来改善油藏地质条件，提高原油采收率的过程。据美国((Oil& GasJournal))1992年的统计，美国的微生物采油已被被列为继热采、化学驱、气驱三类传统提高原油采收率方法之后的第四类方法。该方法是将微生物和培养基通过注水井注入油藏内部或从油井挤注入到近井地带，经微生物对原油的降解及其代谢产物对原油的作用，使原油乳化降粘，增加流动性，来提高石油产量或采收率的方法。从已公开的文献来看，CN1038327、CN1164607A、CN1254788A、CN1257154A、CN1419035、CN1558085A、CN1769365均提出了微生物采油提高采收率的方法，但上述方法没有涉及微生物脱钙的内容。CN1865404公开了一种烃油生物脱钙方法，使用微生物及其代谢产物进行原油脱钙，但该方法因菌种生长时间较长，较难在炼油装置实现其工艺过程；CN1958618A公开了一种甲壳质制备过程中的生物脱钙方法，它采取将黑曲霉与含甲壳质的原料及培养基混合发酵，实现生物脱钙。但该方法涉及的是农副产品脱钙技术领域。
发明内容
本发明的目的是提供一种利用微生物及其发酵产物，在微生物采油过程中实现原油脱钙的原油微生物脱钙方法。
本发明所述的原油开采过程中生物脱钙方法通过如下措施来实现：
将所需的微生物各菌种，采用常规的微生物扩培方式进行扩培，再分别将扩培后的上述菌及其发酵产物按任意比例进行混合，得到微生物混合菌及其发酵产物，使微生物混合菌浓度达到108～1010个/ml，pH值为5～7，成活率为85～99％；再利用单管物理模拟装置，选用长度为400～1200mm、渗透率为0.1～5μm2、孔隙度为10～35％的人造岩芯，用钙含量为80～2000μg/g的原油与由占注入液重量1～10％的微生物及其发酵产物、占注入液重量1～8.05％的培养基以及占注入液剩余量的矿化度为1000～100000mg/L的油田注入水组成的注入液对岩芯进行饱和，使岩芯含油饱和度达到50～70％，在模拟油藏温度20～70℃条件下，关闭模型，使所述注入液与原油作用1～5天，再用油田注入水进行驱油，注入水速率为0.5～5ml/min，驱替倍数在1～5pv之间，测定驱替出的原油采收率、粘度及钙含量。其中：
所述的单管物理模拟装置为采油工艺所用的常规驱油评价装置，该装置市场有售。
所述的模拟油藏温度为在25～60℃，油田注入水矿化度为5000～40000mg/L，人造岩芯选用孔隙度为10-35％，渗透率为0.2～4μm2。
所述的微生物混合菌中的菌种为枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)，其保藏号为1.942，蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)，其保藏号为1.1626，地衣芽孢杆菌(Bacillus licheniformis)，其保藏号为1.807，铜绿假单孢菌(Pseudomonasaeruginosa)，其保藏号为1.922中的一种或一种以上的菌种，上述菌种均由中国微生物菌种保藏管理委员会普通微生物中心提供保藏，扩培后的上述菌及其发酵产物可以任意比例相混合。
所述维持微生物生长的培养基为废糖蜜、牛肉提取物、无机盐微量营养元素中的一种或一种以上的混合物，其中：废糖蜜加入量为注入液重量的1～6％，牛肉提取物加入量为注入液重量的0～0.5％，无机盐微量营养元素中，铵盐加入量为注入液重量的0～0.5％、钠盐加入量为注入液重量的0～0.5％、钾盐加入量为注入液重量的0～0.5％、镁盐加入量为注入液重量的0～0.05％。
所述的废糖蜜为甜菜废糖蜜，牛肉提取物为牛肉膏或蛋白胨中的一种或两种组分组合而成，铵盐为硝酸铵或硫酸铵，钠盐为磷酸氢二钠或磷酸二氢钠，钾盐为磷酸二氢钾或磷酸氢二钾，镁盐为硫酸镁。
本发明脱钙工艺过程与传统的微生物采油技术相结合，所使用的脱钙工艺条件采用微生物采油施工工艺条件，改变了现有的脱钙工艺只能结合炼油加工过程脱钙工艺，有效克服了现有炼油加工过程中脱钙对加工设备的腐蚀，以及对污水***冲击的缺陷，具有原油开采与原油脱钙同时进行，工艺简单、能耗低、安全环保优势，利用在微生物采油过程中进行微生物脱钙的方法，可提高采收率5％以上，原油脱钙率达到80％以上，原油降粘率达到20％以上。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明作进一步的详细描述。实例中的配比均为重量比。
实施例1：
选用人造岩芯装填单管模型，使模型长度600mm，孔隙度22.5％，渗透率1.086μm2，用原油与矿化度为1000mg/L的油田注入水将人造岩芯饱和，使其含油饱和度为50％，40℃封闭3天，然后用油田注入水以4.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到4PV时，停止试验，取样分析作为空白试验，原油采收率为61.3％；选用相同条件的人造岩芯装填单管模型，用原油与占注入液5％重量的微生物混合菌及其发酵产物、6％重量的甜菜废糖蜜培养基和89％重量的油田注入水组成的注入液饱和，使其含油饱和度达到50％，其中：枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)、蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)、地衣芽孢杆菌(Bacilluslicheniformis)、铜绿假单孢菌采用常规的微生物扩培方式进行扩培，扩培后的上述菌及其发酵产物分别以重量比1∶1∶1∶1进行混合，使微生物混合菌浓度为1.8×109个/ml、pH为5.7、存活率达92％。在40℃条件下封闭模型，将所述注入液与原油作用3天，然后用油田注入水以4.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到4PV时，停止试验，取样分析。结果：微生物驱原油采收率为74.1％提高采收率12.8％，原油钙含量由247μg/g下降到26μg/g，脱钙率89.5％，100℃粘度由66.1mPa.s下降到32mPa.s，降粘率51.6％。
实施例2：
选用人造岩芯装填单管模型，使模型长度为800mm，孔隙度32.8％，渗透率0.859μm2，用原油与矿化度为100000mg/L的油田注入水将人造岩芯饱和，使其含油饱和度为70％，55℃封闭3天，然后用油田注入水以3.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到1PV时，停止试验，取样分析作为空白试验，原油采收率为43.4％；选用相同条件的人造岩芯装填单管模型，用原油与占注入液1％重量的微生物混合菌及其发酵产物、5％重量的甜菜废糖蜜培养基、0.5％重量的硝酸铵，0.5％重量的磷酸氢二钠，0.2％重量的磷酸二氢钾和92.8％重量的油田注入水组成的注入液饱和，使其含油饱和度达到70％，其中：枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)、蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)、地衣芽孢杆菌(Bacilluslicheniformis)、铜绿假单孢菌采用常规的微生物扩培方式进行扩培，扩培后的上述菌及其发酵产物分别以重量比1∶0∶1∶0进行混合，使微生物混合菌浓度为6.7×109个/ml、pH为5、存活率85％，在55℃条件下封闭模型，使所述注入液与原油作用3天，然后用油田注入水以3.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到1PV时，停止试验，取样分析。结果：微生物驱原油采收率为51.3％，提高采收率7.9％，原油钙含量由217μg/g下降到24μg/g，脱钙率88.9％，100℃粘度由426.4mPa.s下降到98mPa.s，降粘率77.0％。
实施例3：
选用人造岩芯装填单管模型，使模型长度为800mm，孔隙度30.5％，渗透率2.065μm2，用原油与矿化度为20000mg/L的油田注入水将人造岩芯饱和，使其含油饱和度为68％，45℃封闭5天，然后用油田注入水以3.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到3PV时，停止试验，取样分析作为空白试验，原油采收率为58.0％；选用相同条件的人造岩芯装填单管模型，用原油与占注入液5％重量的微生物混合菌及其发酵产物、6％重量的甜菜废糖蜜、0.5％的牛肉膏、0.5％重量的磷酸氢二钾、0.05％的硫酸镁和87.95％重量的油田注入水组成的注入液饱和，使其含油饱和度达到68％，其中：枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)、蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)、地衣芽孢杆菌(Bacillus licheniformis)、铜绿假单孢菌采用常规的微生物扩培方式进行扩培，扩培后的上述菌及其发酵产物分别以重量比0∶1∶0∶1进行混合，使微生物混合菌浓度为5.7×109个/ml、pH为5.9、存活率95％，在45℃条件下封闭模型，使所述注入液与原油作用5天，然后用油田注入水以3.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到3PV时，停止试验，取样分析。结果：原油采收率为68.5％，提高采收率10.5％，原油钙含量由932μg/g下降到90μg/g，脱钙率90.3％，100℃粘度由112.8mPa.s下降到42.5mPa.s，降粘率62.3％。
实施例4：
选用人造岩芯装填单管模型，使模型长度为500mm，孔隙度25.7％，渗透率1.52μm2，用原油与矿化度为5000mg/L的油田注入水将人造岩芯饱和，使其含油饱和度为50％，55℃封闭1天，然后用油田注入水以0.5ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到5PV时，停止试验，取样分析作为空白试验，原油采收率为63.8％；选用相同条件的人造岩芯装填单管模型，用原油与占注入液10％重量的微生物混合菌及其发酵产物、1％重量的甜菜废糖蜜和89％重量的油田注入水组成的注入液饱和，使其含油饱和度达到50％，其中：枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)、蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)、地衣芽孢杆菌(Bacilluslicheniformis)、铜绿假单孢菌采用常规的微生物扩培方式进行扩培，扩培后的上述菌及其发酵产物分别以重量比1∶0∶1∶1进行混合，使微生物混合菌浓度为6.8×109个/ml、pH为6.7、存活率91％，在55℃条件下封闭模型，使所述注入液与原油作用1天，然后用油田注入水以0.5ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到5PV时，停止试验，取样分析。结果：微生物驱原油采收率为73.8％，提高采收率10％，原油钙含量由80μg/g下降到9μg/g，脱钙率88.8％，100℃粘度由1114mPa.s下降到873mPa.s，降粘率21.6％。
实施例5
选用人造岩芯装填单管模型，使模型长度为400mm，孔隙度10％，渗透率0.1μm2，用原油与矿化度为30000mg/L的油田注入水将人造岩芯饱和，使其含油饱和度为55％，20℃封闭3天，然后用油田注入水以5.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到4PV时，停止试验，取样分析作为空白试验，原油采收率为59.8％；
选用相同条件的人造岩芯装填单管模型，用原油与占注入液10％重量的微生物混合菌及其发酵产物、3％重量的甜菜废糖蜜、0.2％的牛肉膏、0.3％的硫酸铵、0.2％的磷酸氢二钠、0.3％重量的磷酸氢二钾、0.02％的硫酸镁和85.98％重量的油田注入水组成的注入液饱和，使其含油饱和度达到55％，其中：枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)、蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)、地衣芽孢杆菌(Bacilluslicheniformis)、铜绿假单孢菌采用常规的微生物扩培方式进行扩培，扩培后的上述菌及其发酵产物分别以重量比1∶2∶3∶4进行混合，使微生物混合菌浓度为1.0×1010个/ml、pH为7.0、存活率92％，在20℃条件下封闭模型，使所述注入液与原油作用3天，然后用油田注入水以5.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到4PV时，停止试验，取样分析。结果：微生物驱原油采收率为67.7％，提高采收率7.9％，原油钙含量由247μg/g下降到32μg/g，脱钙率87.0％，100℃粘度由66.1mPa.s下降到40mPa.s，降粘率39.5％。
实施例6
选用人造岩芯装填单管模型，使模型长度为1200mm，孔隙度35％，渗透率5μm2，用原油与矿化度为10000mg/L的油田注入水将人造岩芯饱和，使其含油饱和度为60％，70℃封闭3天，然后用油田注入水以4.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到4PV时，停止试验，取样分析作为空白试验，原油采收率为63.5％；
选用相同条件的人造岩芯装填单管模型，用原油与占注入液5％重量的微生物混合菌及其发酵产物、6％重量的甜菜废糖蜜、0.5％的蛋白胨、0.5％的硫酸铵、0.5％的磷酸氢二钠、0.5％重量的磷酸氢二钾、0.05％的硫酸镁和86.95％重量的油田注入水组成的注入液饱和，使其含油饱和度达到60％，其中：枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)、蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)、地衣芽孢杆菌(Bacillus licheniformis)、铜绿假单孢菌采用常规的微生物扩培方式进行扩培，扩培后的上述菌及其发酵产物分别以重量比2∶1∶1∶0进行混合，使微生物混合菌浓度为1.0×108个/ml、pH为5.9、存活率99％，在70℃条件下封闭模型，使所述注入液与原油作用3天，然后用油田注入水以4.0ml/min的速率驱动模型当驱替倍数达到4PV时，停止试验，取样分析。结果：微生物驱原油采收率为74.3％，提高采收率10.8％，原油钙含量由2000μg/g下降到50μg/g，脱钙率97.5％，100℃粘度由983mPa.s下降到120mPa.s，降粘率87.8％。
Claims (4)
1.一种原油微生物脱钙方法，其特征在于：将所需的微生物各菌种，采用常规的微生物扩培方式进行扩培，再分别将扩培后的上述菌及其发酵产物按任意比例进行混合，使微生物混合菌浓度达到108～1010个/ml，pH值为5～7，成活率为85～99％；再利用单管物理模拟装置，选用长度为400～1200mm、渗透率为0.1～5μm2、孔隙度为10～35％的人造岩芯，用钙含量为80～2000μg/g的原油与由占注入液重量1～10％的微生物及其发酵产物、占注入液重量1～8.05％的培养基以及占注入液剩余量的矿化度为1000～100000mg/L的油田注入水组成的注入液对岩芯进行饱和，使岩芯含油饱和度达到50～70％，在模拟油藏温度20～70℃条件下，关闭模型，使所述注入液与原油作用1～5天，再用油田注入水进行驱油试验，注入水速率为0.5～5ml/min，驱替倍数在1～5pv之间，测定驱替出的原油采收率、粘度及钙含量；
所述的微生物混合菌中的菌种为枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)、蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)、地衣芽孢杆菌(Bacillus licheniformis)或铜绿假单孢菌(Pseudomonas aeruginosa)中的一种以上的菌种，上述菌种均由中国微生物菌种保藏管理委员会普通微生物中心提供保藏，扩培后的上述菌及其发酵产物以任意比例相混合。
2.根据权利要求1所述的原油微生物脱钙方法，其特征在于：所述的模拟油藏温度为在25～60℃，油田注入水矿化度为5000～40000mg/L，人造岩芯选用长度为400～1200mm，孔隙度为10～35％，渗透率为0.2～4μm2。
3.根据权利要求1所述的原油微生物脱钙方法，其特征在于：所述维持微生物生长的培养基为废糖蜜、牛肉提取物、无机盐微量营养元素中的一种或一种以上的混合物，其中：废糖蜜加入量为注入液重量的1～6％，牛肉提取物加入量为注入液重量的0～0.5％，无机盐微量营养元素中，铵盐加入量为注入液重量的0～0.5％、钠盐加入量为注入液重量的0～0.5％、钾盐加入量为注入液重量的0～0.5％和镁盐加入量为注入液重量的0～0.05％。
4.根据权利要求3所述的原油微生物脱钙方法，其特征在于：所述的废糖蜜为甜菜废糖蜜，牛肉提取物为牛肉膏或蛋白胨中的一种或两种组分组合而成，铵盐为硝酸铵或硫酸铵，钠盐为磷酸氢二钠或磷酸二氢钠，钾盐为磷酸二氢钾或磷酸氢二钾，镁盐为硫酸镁。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2007101792722A CN101457156B (zh) | 2007-12-12 | 2007-12-12 | 一种原油微生物脱钙方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2007101792722A CN101457156B (zh) | 2007-12-12 | 2007-12-12 | 一种原油微生物脱钙方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101457156A CN101457156A (zh) | 2009-06-17 |
| CN101457156B true CN101457156B (zh) | 2012-05-30 |
Family
ID=40768279
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2007101792722A Expired - Fee Related CN101457156B (zh) | 2007-12-12 | 2007-12-12 | 一种原油微生物脱钙方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN101457156B (zh) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104109646B (zh) * | 2014-06-23 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂及其应用 |
| BR112017013107A2 (pt) | 2014-12-23 | 2017-12-26 | Statoil Petroleum As | processo para remover naftenato de metal de misturas de hidrocarbonetos brutos |
| EA201991212A1 (ru) * | 2016-11-23 | 2019-12-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Способ добычи нефти |
| CN110156913A (zh) * | 2019-05-21 | 2019-08-23 | 扬州日兴生物科技股份有限公司 | 一种利用蜡样芽孢杆菌处理废弃虾蟹壳提取甲壳素的方法 |
| CN111334275B (zh) * | 2020-03-09 | 2022-03-08 | 陕西中诺油气科技有限公司 | 一种生物合成复合驱油剂及其应用 |
| CN111925957A (zh) * | 2020-07-17 | 2020-11-13 | 东南大学 | 一种矿化微生物增量制备方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5297625A (en) * | 1990-08-24 | 1994-03-29 | Associated Universities, Inc. | Biochemically enhanced oil recovery and oil treatment |
| CN1865404A (zh) * | 2005-05-20 | 2006-11-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种烃油生物脱钙方法 |
-
2007
- 2007-12-12 CN CN2007101792722A patent/CN101457156B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5297625A (en) * | 1990-08-24 | 1994-03-29 | Associated Universities, Inc. | Biochemically enhanced oil recovery and oil treatment |
| CN1865404A (zh) * | 2005-05-20 | 2006-11-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种烃油生物脱钙方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 于娟等.微生物脱除高钙原油中钙的研究.《新疆石油天然气》.2007,第3卷(第2期), * |
| 伍晓林.Brevibacillus Brevis和Bacillus Cereus MEOR机制的研究及在大庆油田的应用.《中国优秀博士学位论文全文数据库工程科技I辑》.2006, * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101457156A (zh) | 2009-06-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101457156B (zh) | 一种原油微生物脱钙方法 | |
| CN104109646B (zh) | 一种适用于不同矿化度稠油油井的降粘菌剂及其应用 | |
| Yakimov et al. | The potential of Bacillus licheniformis strains for in situ enhanced oil recovery | |
| CN103803714B (zh) | 一种石油降解菌协同降解采油废水的方法 | |
| Liu et al. | Production, characterization and application of biosurfactant produced by Bacillus licheniformis L20 for microbial enhanced oil recovery | |
| CN102116143B (zh) | 聚合物驱后油藏本源微生物采油方法 | |
| CN105753283A (zh) | 一种利用生物表面活性剂及微生物菌剂处理含油泥砂的方法 | |
| CN104109516B (zh) | 一种强乳化性微生物清防蜡菌剂及其应用 | |
| CN102852497B (zh) | 一种低渗透油田复合微生物采油方法 | |
| CN103912254B (zh) | 一种利用复合激活剂提高水力压裂井产能的方法 | |
| CN101880630B (zh) | 利用共生繁殖与复合代谢提高石油采收率的方法及微生物制剂 | |
| CN104373094B (zh) | 一种低渗透油藏微生物采油复合制剂及其使用方法 | |
| CN104234675A (zh) | 一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的方法 | |
| CN104087534A (zh) | 一种聚合物驱后油藏激活内源微生物驱油的激活剂 | |
| CN103147730B (zh) | 一种利用有机固体废弃物提高原油采收率的方法 | |
| CA2836390A1 (en) | Method for microbial control of injection liquid flow in a hydrocarbon reservoir | |
| Bhupathiraju et al. | Pretest studies for a microbially enhanced oil recovery field pilot in a hypersaline oil reservoir | |
| CN111205842B (zh) | 一种提高石油采收率的微生物采油工艺技术 | |
| CN107795306B (zh) | 一种低渗透油藏内源微生物采油的方法 | |
| CN104307870A (zh) | 一种多溴联苯醚污染土壤的生物泥浆修复方法及专用设备 | |
| CN103614127A (zh) | 一种微生物与脂肽组合低温油藏采油与清防蜡技术 | |
| CN113863906A (zh) | 一种稠油生物冷采方法及应用 | |
| CN108219765A (zh) | 一种以无机盐为主的油藏内源微生物激活剂及其驱油方法 | |
| CN110566168A (zh) | 一种通过注入迪茨菌属激活内源微生物生物强化采油或污染治理的方法 | |
| Okoro et al. | Application of thermotolerant petroleum microbes at reservoir conditions for enhanced oil recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20120530 Termination date: 20211212 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |