NL9220008A - Werkwijze voor de microbieel verbeterde winning van olie. - Google Patents
Werkwijze voor de microbieel verbeterde winning van olie. Download PDFInfo
- Publication number
- NL9220008A NL9220008A NL9220008A NL9220008A NL9220008A NL 9220008 A NL9220008 A NL 9220008A NL 9220008 A NL9220008 A NL 9220008A NL 9220008 A NL9220008 A NL 9220008A NL 9220008 A NL9220008 A NL 9220008A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- oil
- oxygen
- formation
- injection water
- bacteria
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 34
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 65
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 57
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 57
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 41
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 41
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims description 25
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims description 20
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 14
- 239000012620 biological material Substances 0.000 claims description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 9
- 241001148470 aerobic bacillus Species 0.000 claims description 7
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 5
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 241001148471 unidentified anaerobic bacterium Species 0.000 claims description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 241000589291 Acinetobacter Species 0.000 claims description 2
- 241000186216 Corynebacterium Species 0.000 claims description 2
- 241000283986 Lepus Species 0.000 claims description 2
- 241000186359 Mycobacterium Species 0.000 claims description 2
- 241000187644 Mycobacterium vaccae Species 0.000 claims description 2
- 241000187654 Nocardia Species 0.000 claims description 2
- 241000589517 Pseudomonas aeruginosa Species 0.000 claims description 2
- 241000589776 Pseudomonas putida Species 0.000 claims description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 claims description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 claims description 2
- -1 ^ 2 Chemical class 0.000 claims 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims 1
- 241000894007 species Species 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 101100283604 Caenorhabditis elegans pigk-1 gene Proteins 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011449 brick Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000012792 core layer Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 235000021048 nutrient requirements Nutrition 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 230000037039 plant physiology Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010187 selection method Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 239000011573 trace mineral Substances 0.000 description 1
- 235000013619 trace mineral Nutrition 0.000 description 1
- 235000013343 vitamin Nutrition 0.000 description 1
- 239000011782 vitamin Substances 0.000 description 1
- 229940088594 vitamin Drugs 0.000 description 1
- 229930003231 vitamin Natural products 0.000 description 1
- 150000003722 vitamin derivatives Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
- C09K8/905—Biopolymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
- C12N—MICROORGANISMS OR ENZYMES; COMPOSITIONS THEREOF; PROPAGATING, PRESERVING, OR MAINTAINING MICROORGANISMS; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING; CULTURE MEDIA
- C12N1/00—Microorganisms, e.g. protozoa; Compositions thereof; Processes of propagating, maintaining or preserving microorganisms or compositions thereof; Processes of preparing or isolating a composition containing a microorganism; Culture media therefor
- C12N1/20—Bacteria; Culture media therefor
- C12N1/205—Bacterial isolates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
- C12P—FERMENTATION OR ENZYME-USING PROCESSES TO SYNTHESISE A DESIRED CHEMICAL COMPOUND OR COMPOSITION OR TO SEPARATE OPTICAL ISOMERS FROM A RACEMIC MIXTURE
- C12P1/00—Preparation of compounds or compositions, not provided for in groups C12P3/00 - C12P39/00, by using microorganisms or enzymes
- C12P1/04—Preparation of compounds or compositions, not provided for in groups C12P3/00 - C12P39/00, by using microorganisms or enzymes by using bacteria
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
- C12R—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBCLASSES C12C - C12Q, RELATING TO MICROORGANISMS
- C12R2001/00—Microorganisms ; Processes using microorganisms
- C12R2001/01—Bacteria or Actinomycetales ; using bacteria or Actinomycetales
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Zoology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Bioinformatics & Cheminformatics (AREA)
- Biotechnology (AREA)
- Genetics & Genomics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Microbiology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Virology (AREA)
- Tropical Medicine & Parasitology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mycology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Aeration Devices For Treatment Of Activated Polluted Sludge (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
Description
Korte aanduiding: Werkwijze voor de microbieel verbeterde winning van olie
De onderhavige uitvinding heeft betrekking op een werkwijze voor de microbieel verbeterende winning van olie.
Wanneer olie aanwezig is in ondergronds gelegen gesteente-formaties zoals zandsteen of mergel kan deze in het algemeen worden geëxploiteerd door boren in de oliehoudende lagen en het gebruikmaken van de bestaande overdrukken om de olie omhoog te drukken door het boorgat. Dit is bekend als primaire winning. Wanneer de overdruk een uitputting benadert is het gebruikelijk een overdruk te veroorzaken, bijvoorbeeld door water te injecteren in de formaties om de resterende olie uit te spoelen. Dit is bekend als secundaire verwijdering.
Zelfs na de secundaire verwijdering blijft echter een groot deel van de olie achter in de formaties; bij Noordzee-olie kan dit overeenkomen met 65 tot 75¾ van de oorspronkelijk aanwezige olie. Van deze resterende olie zal waarschijnlijk meer dan de helft aanwezig zijn in de vorm van druppels en als kanaaltjes, hechtend aan de steenformaties, die met water zijn gespoeld en de rest zal aanwezig zijn in zakken die zijn afgesneden van de afvoer uit het veld. De onderhaving uitvinding betreft de exploitatie van de beschikbare, maar hechtende olie die achterblijft in de steenformaties.
Een aantal verbeterde methoden voor het winnen van olie zijn voorgesteld en op deze doelstelling gericht. Een benadering is het combineren van druk met een verandering in de viscositeit van de olie en/of aanwezig water. Zodoende wordt een verdunningsmiddel of CO2 of stoom toegevoegd aan het reservoir om de viscositeit van de olie te verlagen, waardoor deze vrij wordt gemaakt. Anderzijds kunnen viscositeitsverhogende toevoeg-stoffen zoals polymeren worden toegevoegd aan het water dat wordt geïnjecteerd zodat de olie bij voorkeur wordt verplaatst. De toepassing van C02 heeft echter nadelen door de vorming van afzetlagen, waarbij het gebruik van stoom slechts effectief is bij beperkte reservoirs bij een lage temperatuur terwijl de andere toevoegstoffen zeer kostbaar zijn.
Een andere benadering is de oppervlaktespanning en de capillaire krachten te veranderen zodat het water onder druk meer toegankelijk is voor de poriën en kanalen. Dit kan worden bereikt door toevoegen van alkalische spoelmiddelen of met behulp van oppervlakte-actieve middelen. Deze benade- ringen kunnen echter ook kostbaar worden.
Een andere benadering is het in situ verbranden. Dit omvat het pompen van lucht of zuurstof in de formatie en het ontsteken van de aanwezige gas/olie. In theorie zal de hitte die wordt geproduceerd de lichtere fracties mobiliseren als een verbrand!ngsfront dat voortdurend beweegt door •de formatie, waarbij de zwaardere teersoorten branden. In de praktijk is het echter nagenoeg onmogelijk de voortgang te regelen omdat de gassen de neiging hebben te stijgen terwijl het aanwezige water zinkt, hetgeen resulteert in een ongelijkmatig verbrandingsfront.
Een vierde benadering is een microbieel verbeterde winning van olie (MEOR). Dit brengt het gebruik van micro-organismen met zich zoals bacteriën om de olie vrij tê maken en een aantal systemen is voorgesteld. Bij het gebruik van niet geconsolideerde lagen zoals schaal olie kan het olie bevattende gesteente worden verpompt als een waterige suspensie naar bezinkvaten of reservoirs voor het instellen van het oppervlak waarbij dit wordt onderworpen aan aerobe bacteriën zoals beschreven in het Amerikaanse octrooischrift 2.907.389. De beschikbaarheid van zuurstof maakt het mogelijk voor de bacteriën zich te vermenigvuldigen onder toepassing van de olie als kool stofbron. Hierdoor produceren de bacteriën oppervlakteactieve stoffen die een werking hebben waarbij de olie in de vorm van druppels wordt vrijgemaakt. De oliedruppels zijn minder dicht dan water en drijven zodoende op het oppervlak. De olie wordt vervolgens verwijderd. Het is echter jammer dat het systeem niet op geschikte wijze kan worden toegepast bij geconsolideerde steenformaties, met name wanneer ze onder zee zijn gelegen.
In situ MEOR-methoden zijn in het algemeen gelegen binnen de twee categorieën, aerobe bacteriënsystemen, zoals met name beschreven in het Amerikaanse octrooi schrift 3.332.487 en de anaërobe bacteriënsystemen in WO 89/10463.
De duidelijke aanwezigheid van olie in een formatie betekent dat er geen enkele anaërobe bacteriën aanwezig kunnen zijn die zullen worden gevoed door de olie onder de heersende omstandigheden. Zodoende moet in anaërobe bacteriënsystemen een kool stofbron of "voedsel" worden toegevoerd. De gekozen bacteriën (opzettelijk of natuurlijk) zullen zodanig zijn dat ze het meest geschikt zijn onder de heersende omstandigheden met betrekking tot de consumptie van het bepaalde toegepaste voedsel. Ze zullen niet specifiek zijn aangepast om een invloed te hebben op de olie en daarom zal de werking hiervan op olie zijn alsof het een bijprodukt is. Anaërobe systemen hebben daarom de neiging zeer langzaam te zijn met betrekking tot het verkrijgen van de gewenste vrijmaking van de olie.
De afwezigheid van mogelijke zuurstof in oliehoudende formaties betekent dat een aëroob systeem moet worden toegepast, dan moet zuurstof worden toegevoerd. Wanneer echter aerobe bacteriën worden gebruikt en zuurstof (of lucht die zuurstof bevat) in de formatie wordt geïnjecteerd is de situatie verre van voldoende. Ten eerste is er een directe scheiding in een gasvormige en een waterige fase, hetgeen de regeling van het systeem zeer moeilijk maakt en in de praktijk het systeem beperkt tot een batch-gewijze bewerking. Ten tweede wordt een groot deel van de warmte ontwikkeld, die met het oog op de zuurstofrijke gasfase en het direct beschikbare verbrand-bare materiaal, een aanzienlijk risico geeft met betrekking tot explosie. Een afkoel end medium moet daarom ook worden toegepast.
Zodoende is een doelstelling volgens de onderhavige uitvinding het verkrijgen van een werkwijze voor MEOR die het mogelijk maakt dat resterende olie sneller wordt teruggewonnen dan mogelijk is met anaërobe systemen, maar zonder het risico van explosie.
Een verdere doelstelling volgens de onderhavige uitvinding is het verkrijgen en een dergelijke werkwijze die makkelijk kan worden geregeld en die continu zal zijn, te weten na begin in een bepaalde zone zal de werkwijze voortgaan tot nagenoeg alle olie is teruggewonnen zonder de noodzaak om de zone opnieuw te behandelen.
Volgens de uitvinding is een werkwijze verkregen voor het op mi-crobiële wijze verbeterd terugwinnen van olie om olie te winnen uit een oliehoudende tweede steenformatie, waarbij de formatie een toevoer omvat bij een eerste plaats en een af voer bij een tweede plaats en waarbij de werkwijze bestaat uit het injecteren van water dat een uitgangsmateriaal bevat voor zuurstof, in staat om ten minste 5 mg/1 vrije zuurstof te verkrijgen, in de formatie op de eerste plaats op afstand gelegen van de tweede plaats, waardoor de micro-organismen de mogelijkheid krijgen, die reeds aanwezig zijn in de formatie of die gelijktijdig hieraan worden toegevoerd met de zuurstof die aanwezig is met het te injecteren water waardoor een vermenigvuldiging plaats heeft onder toepassing van de olie als de belangrijkste bron voor koolstof en de zuurstof uit het te injecteren water als de belangrijkste bron voor zuurstof waardoor een laag biomateriaal wordt verkregen die werkt om de olie afkomstig uit de steenformatie te doen dissociëren, waarbij de gedissiocieerde olie vervolgens wordt verwijderd via de afvoer door het geïnjecteerde water.
In dit systeem wordt op de op afstand gelegen zijde van de injectiebron de zuurstof de groei beperkende factor door het verbruik van zuurstof door de micro-organismen. De groei snel heid van de micro-organismen is natuurlijk afhankelijk van de beschikbare zuurstof. In het algemeen is een maximale groei gewenst en daarom is het gewenst om een hoge zuurstof-concentratie in het te injecteren water (en duidelijk ook in het te bewegen laag biomateriaal) te handhaven. In bepaalde situaties, waarbij het bijvoorbeeld gewenst is om de produktie van oppervlakte actieve middelen te stimuleren kan het zuurstofniveau in de waterfase worden verlaagd om de micro-organismen onder spanning te brengen bij de produktie van oppervlakte actieve middelen. Dit is althans een geschikte doelstelling om in staat te zijn de zuurstofconcentratie in te stellen in het te injecteren water.
Vervolgens kan een situatie worden ingesteld waarin de laag biomateriaal een front vormt tussen het zuurstofrijke te injecteren water en het water dat ontdaan is van zuurstof bij de afvoerzijde van het fromt. In het begin zou het van zuurstof ontdane water, het water in de formatie zijn of zuurstofvrij te injecteren water, maar wanneer de werkwijze voortduurd zal dit worden vervangen door injectiewater, ontdaan van de zuurstof hierin wanneer het door de laag biomateriaal wordt gevoerd. Wanneer het biomateriaal in contact is met de olie en toegang heeft tot zuurstof zal het zich voeden op de olie, waarbij de olie, afkomstig van het gesteente zal worden gedissocieerd door een of meer van de mechanismen. Het voornaamste mechanisme is waarschijnlijk de produktie van oppervlakte actieve stoffen die de krachten verlagen waarmee de olie is gebonden aan het gesteente. De druk van het te injecteren water drijft dan de olie uit de poriën van het gesteente en de olie wordt naar voren gestuwd door het te injecteren water.
De zuurstof wordt geheel geconsumeerd door het biomateriaal, waardoor het front wordt gehandhaafd wanneer het injectiewater hierdoor wordt gevoerd. Mogelijke olie aantastende micro-organismen die worden weggewassen door het water zullen sluimerend worden door het gebrek aan zuurstof. Wanneer de verplaatste olie in voorwaartse richting wordt gewassen zullen de micro-organismen bij de achterzijde van het front geen olie ter beschikking hebben en zullen sluimerend worden of als voedsel op elkaar zijn aangewezen. Dit reguleert op effectieve wijze de dikte van de laag biomateriaal waardoor wordt verzekend dat de zuurstof binnendringt bij het aan de voorzijde gelegen gedeelte van de laag, waardoor het mogelijk is dat verse olie hierop inwerkt. Zodoende wordt het front naar voren bewogen door de olie naar de afvoer en de bewerkte olie constant uitgespoeld door het injectiewater.
Door een werkwijze van natuurlijke selectie zullen alleen de meeste succesvolle micro-organismen actief zijn en dit zullen de micro-or-ganismen zijn die het meest effectief zijn onder toepassing van de olie. Ze zullen daarom het meest efficiënt werken bij het verplaatsen van de olie, waarschijnlijk door de produktie van oppervlakte actieve middelen. Door de spoelende werking echter van het injectiewater wordt de verplaatste olie verwijderd en zodoende zal slechts een zeer kleine hoeveelheid olie in feite door het biomateriaal worden verbruikt.
Een theorie met betrekking tot het dissociëren van de olie is dat de olie wordt gesplitst in zeer kleine druppels door de oppervlakte actieve middelen en deze worden uitgewassen. De houders van de octrooiaanvrage geloven echter dat de olie in het begin is aangebracht in lange strengen of ketens in de poriën van de steenstructuur en dat de oppervlakte actieve middelen slechts gedeelten van deze strengen beginnen te bewerken. Op deze wijze zullen de totale viskeuze krachten die samenhangen met een steng worden verlaagd en de druk van het te injecteren water uiteindelijk de gehele streng verplaatsten in plaats van te worden opgebroken door de oppervlakte actieve middelen. De micro-organismen kunnen elk van de hiertoe geschikte eencellige micro-organismen zijn zoals gisten, maar bij voorkeur bacteriën. Geschikte bacteriën kunnen zijn Pseudomonas putida, Pseudomonas aeruginosa, Corynebacterium lepus, Mycobacterium rhodochrous, Mycobacterium vaccae, Acinetobacter en Nocardia. De bacteriën die worden toegepast kunnen vooraf zijn geselecteerd en gekweekt om het injectiewater onder de heersende omstandigheden te stuwen.
De zuurstof in het injectiewater is bij voorkeur aanwezig als opgelost gas, hoewel indien gewenst kan het aanwezig zijn als elk ander bekend oxiderend middel in oplossing of suspensie. Geschikt oxiderende middelen kunnen H^, NaClOj, KC104, NaN03 zijn. Omdat de drukken samenhangende met het injectiewater noodzakelijkerwijs zeer hoog zijn om het water te kunnen injecteren is de hoeveelheid gasvormige zuurstof, die kan worden opgelost, namelijk aanzienlijk. De drukken die heersen in de oliebe-vattende formaties kunnen variëren van 200 tot 800 bar (20-80 MPa); bij deze drukken kan tot 4,0 g zuurstof zijn opgelost in een liter water. Deze hoeveelheid is nauwelijks voldoende om aerobe bacteriën in staat te stellen zich te vermenigvuldigen bij een voldoende snelheid bij een bulkstroomsnel-heid van het injectiewater dat laag genoeg is om beschadiging aan het reservoir te vermijden.
Bij voorkeur zal de hoeveelheid zuurstof, die is opgelost, variëren van 1 mg/1 tot 4.000 mg/1, meer in het bijzonder van 40 mg/1 tot 400 mg/1, hoewel de feitelijke hoeveelheid afhankelijk zal zijn van de heersende omstandigheden. De hoeveelheid zuurstof die aanwezig is moet niet zoveel zijn dat dit toxisch zal zijn voor de bacteriën.
De micro-organismen zullen bij elke mogelijk uitvoeringsvorm COg produceren wanneer ze zich vermenigvuldigen. Wanneer echter zuurstof opgelost in injectiewater wordt gebruikt zal het volume C02 dat wordt geproduceerd 1:1 mol ai re verhouding bedragen met de verbruikte zuurstof en zal daarom binnendringen in de oplossing, met name omdat de oplosbaarheid hiervan veel hoger is dan die van vloeistof. Er kan meer COg dan aangegeven door deze verhouding worden geproduceerd door andere reacties waarin zuurstof uit een andere bron wordt genomen, bijvoorbeeld water wanneer de bio-aantasting van de koolwaterstofmolecuien eenmaal is begonnen. Zelfs wanneer een oxiderend middel wordt gebruikt zal de oplosbaarheid van C02 voldoende zijn om fasescheiding te vermijden. De geproduceerde C02 zal een gunstige invloed hebben op de winning van olie uit de formatie.
In de praktijk is het vermijden van een gasfase zeer belangrijk omdat microbiële activiteit slechts kan plaatshebben in de vloeibare fase. Indien een gasfase aanwezig is zal de hechting van olie aan de steenformatie binnen de gasfase onaangetast blijven door de micro-organismen.
Hoewel veel eisen met betrekking tot het voedingsmiddel voor de micro-organismen bestaan, waaraan wordt voldaan door de mineralen die natuurlijk aanwezig zijn, kunnen aan het injectiewater de essentiele vergoedingsstoffen worden toegevoegd in het bijzonder ter verkrijging van een bron voor stikstof en fosfaten. Voorbeelden van de voedingsstoffen zijn NaN03, KN03, NH4N03,Na2HP04, K2HP04, NH4C1. .
Het zal duidelijk zijn dat door het gebruik van een systeem vol- gens de uitvinding de laag van het zich voortbewegende biomateriaal op ef-feciënte wijze alle olie in de nabijheid hiervan verwijdert. De olie zal worden verplaatst en weggespoeld of zal worden verbruikt en omgezet omdat mogelijke olie die niet wordt verplaatst aanwezig zal blijven in de zuurstofrijke zijde. Zodoende moet een enkelvoudige continue bewerking voldoende zijn om een bepaalde zone te behandelen. De vrijgemaakte olie kan worden afgescheiden van het water, mineralen en organisch materiaal volgens conventionele methoden, hoewel het gewenst is om enige vooraf uit te voeren scheiding bij blootstelling aan lucht te minimaliseren om verdere micro-biële werking op de olie te vermijden.
Wanneer de formatie is uitgeput is er geen noodzaak aan verdere bewerkingen van de aangegeven soort, waarna de produktiezone zal worden gesloten.
De uitvinding kan in de praktijk worden toegepast op verschillende wijzen en een uitvoeringsvorm zal nu nader worden beschreven aan de hand van een voorbeeld met verwijzing naar de bijgevoegde tekening waarin: fig. 1 een schematische vertikale doorsnede is die het begin aangeeft van een methode volgens de uitvinding in een formatie die resterende olie bevat en fig. 2 tot 4 vergelijkbare vereenvoudige doorsneden zijn die de achtereenvolgende stappen in de werkwijze weergeven.
De uitvinding zal ook nader worden toegelicht met verwijzing naar een op laboratoriumschaal gekontroleerde testbewerking uitgevoerd door Terje Torsvik, Roald Nilsen en Janiche Beeder allen van het Dept. of Microbiology and Plant Physiology, University of Bergen.
Fig. 1 geeft een oliebron weer onder zee die is onderworpen aan een primaire/secundaire verwijdering door middel van een injectiebron 10. Onder de zee 11 zijn verschillende kernlagen 12 weergegeven, een resterende oliebevattende formatie 13 en een daarondergelegen stenen bevattend bed 14. Een producerent boorgat 15 en het injectieboorgat 10 strekken zich uit in de formatie 13 bij de uitvoeringsvorm van een Noordzee-olieveld zoals het Gullfaks veld, waarbij de formatie 13 kan bestaan uit geconsolideerde zandsteen die een grote hoeveelheid hieraan hechtende olie bevatten en waarbij met formatie wordt gespoeld en met injectiewater zonder zuurstof.
Injectiewater 17 wordt in de formatie 13 toegevoerd via de injectiebron 10. Indien er geen aerobe bacteriën aanwezig zijn in de formatie 13 op basis van natuurlijke oorsprong of door de bewerkingen die vooraf zijn uitgevoerd zullen aerobe bacteriën worden toegevoerd via de injectie-bron 10, bijvoorbeeld met het injectiewater 17. Het injectiewater 17 is rijk aan zuurstof en verschillende minerale voedingsstoffen zoals amonia en fosfaten.
Wanneer het zuurstofrijke injectiewater 17 wordt gebruikt komen de bacteriën en de olie in gemeenschappelijk contact, waarbij de bacteriën de olie aantasten en zich vermenigvuldigen waardoor een biofilm 16 ontstaat waarbij een deel van de olie wordt omgezet tot lichtere fracties en oppervlakte actieve middelen of surfactanten worden geproduceerd. De produktie-bron 15 zal werken als put en er zal een totale stroming zijn van bio-organisch materiaal (biofilm) geproduceerd door de micro-organismen, olie en injectie/formatiewater uit de injectiebron 10 naar de produktiebron 15.
Het injectiewater 17 wordt door de formatie 13 bewogen naar het boorgat 15 met een snelheid van ongeveer 0,1-15 m/dag 'waardoor het formatie/injectiewater vooruit gedreven wordt.
Het formatiewater wordt verwijderd via het boorgat 15. De oppervlakte actieve middelen, geproduceerd door de biofilm 16 helpen de krachten waardoor de olie is gehecht aan de formatie van de stenen te verlagen en zodoende maakt de stroming van het injectiewater 17 in feite de olie 18 los en deze wordt in voorwaartse richting gevoerd door de formatie 15.
Wanneer het injectiewater 17 door de biofilm 16 stroomt wordt de zuurstof verbruikt door de vermenigvuldigende bacteriën. Een "steady state" wordt bereikt wanneer de dikte van de bacteriënlaag zodanig is dat geen zuurstof het uiteinde aan de voorzijde ontsnapt. In dit statum ontvangen de bacteriën bij het aan de voorkant gelegen uiteinde van de laag minder zuurstof dan de bacteriën bij de achterzijde en vermenigvuldigen zodoende langzaam. De bacteriën bij de achterzijde raken echter zonder voedsel (olie) en worden zodoende gedood. Dit leidt tot een verlaging van de dikte van de laag en zodoende bereikt meer zuurstof de aan de voorzijde gelegen lagen waardoor de bacteriën daarbij de mogelijkheid hebben te vermenigvuldigen. Op deze wijze beweegt de laag bacteriën voortdurend door de formatie 13 met een snelheid van ongeveer 0,1 tot 15 m/dag. De zuurstof wordt zodoende de controlerende factor van de bacteriële werking. Mogelijke olie aantastende bacteriën die worden uitgewassen door het injectiewater zullen hun activiteit eindigen wanneer ze eenmaal de laag met bacteriën hebben verlaten omdat er geen beschikbare zuurstof zal zijn.
Zoals weergegeven in fig. 3 stroomt de vrijgemaakte olie naar buiten in het boorgat 15 met het injectiewater. Dit wordt teruggewonnen bij het oppervlak en de scheiding wordt volgens een op zich bekende wijze uitgevoerd.
Tot slot bereikt de biofilm 16 het boorgat 15 en de bron wordt afgesloten zoals weergegeven in fig 4. De formatie 13 zal dan zijn uitgeput voor de olie die hieraan tot nu toe hechtte.
Hoewel de fig. 1 tot 3 de werking weergeven volgens de uitvinding in één dimensie, zal het duidelijk zijn dat in de praktijk de situatie voor een groot gedeelte meer complex zal zijn. In het bijzonder zullen de bacteriën 16 zodanig zijn gerangschikt dat ze op de booropening 15 inwerken vanaf een of alle richtingen zoals schematisch is weergegeven in fig. 4. Verder zou er mogelijk een aantal boorgaten zijn, die gelijktijdig in gebruik kunnen zijn.
Na het verwijderen van de bacteriën 16 zal de bron 15 worden gesloten.
De beschreven methode is niet op de een of andere wijze beperkt tot de teritoriale winning van olie. Deze kan gelijktijdig worden gebruikt met de injectie van water bij de secundaire oliewinning evenals bij de start van de produktie van een olieveld indien en wanneer de injectie van water geschikt is gebleken. Het zal voor een deskundige op dit gebied duidelijk zijn dat het gebruik van de injectie van water eventueel in combinatie met deze methode afhankelijk zal zijn van de gekozen strategie ter bereiding van koolwaterstoffen uit een bepaald olieveld.
Testvoorbeeld 1
Een kern van Hopeman zandsteen met afmetingen van 5X45 cm die resterende olie bevat na spoelen met water werd gebruikt. De kern had de volgende specificatie:
Volume 884 cm3 o
Poriënvolume 166 cm
Permeabiliteit 700 mD
3
Resterende olie 61 cm
Bevochtigbaarheid nat met water
Injectiewater, dat inocula-bacteriën bevatte, bevatten een gemengde populatie van aerobe olie aantasters, tot groeien gebracht bij 45 °C die door de kern werden gevoerd bij een nominale druk van 2 bar en bij een oppervlaktesnelheid van 0,5 m per dag. De temperatuur werd gehouden op 45 °C. De samenstelling van het injectiewater was als volgt: K2HP04 1.0 g/1 NH4C1 0,25 g/1
NaCl 20,0 g/1
MgCl2*6H20 3,0 g/1 KC1 0,5 g/1
CaCl2*2H20 0,15 g/1
NaHC03 1,8 g/1 5 ml/1 vitamine oplossing 1 ml/1 oplossing van sporenelementen zuurstof 1 ml/1
Onder toepassing van deze omstandigheden werd additioneel 5,5 cm olie geproduceerd tijdens het doorvoeren door 22 poriënvolume- 3 equivalenten. Dit geeft een verhouding van 2,5 cm olie geproduceerd voor elke miligram zuurstof die is geïnjecteerd, hetgeen een zuurstofrendement is van 2.500.
Claims (17)
1. Werkwijze voor de microbieel versterkte winning van olie voor het terugwinnen van olie uit een oliebevattende formatie van gesteente, waarbij de formatie een toevoer en een eerste plaats omvat en een afvoer en een tweede plaats, waarbij de methode bestaat uit het injecteren van water dat een zuurstofbron bevat, in staat tot het geven van ten minste 5 mg/1 vrije zuurstof, in de formatie op de eerste plaats op afstand van de tweede plaats, waarbij de micro-organismen, die reeds aanwezig zijn in de formatie of die gelijktijdig met het zuurstofbevattende injectiewater worden toegevoerd, in staat zijn om zich te vermenigvuldigen onder toepassing van olie als de belangrijkste kool stofbron en de zuurstof uit het injectiewater als de belangrijkste zuurstofbron waardoor een laag biomateriaal wordt verkregen dat de olie afkomstig uit de formatie van gesteente dissocieert, en het verwijderen van de gedissocieerde olie uit de afvoer door het injectiewater.
2. Werkwijze volgens conclusie 1, waarbij de micro-organismen bacteriën zijn.
3. Werkwijze volgens conclusie 2, waarbij de bacteriën in hoofdzaak olie aantastende aerobe bacteriën zijn en eventueel anaërobe bacteriën.
4. Werkwijze volgens conclusie 3, waarbij de bacteriën in hoofdzaak bestaan uit species van het genus Pseudomonas putida, Pseudomonas aeruginosa, Corynebacterium lepus, Mycobacterium rhodochrous, Mycobacterium vaccae, Acinetobacter of Nocardia.
5. Werkwijze volgens een van de voorafgaande conclusies, waarbij de zuurstofbron in het injectiewater opgeloste gasvormige zuurstof is.
6. Werkwijze volgens een van de conclusies 1 tot 4 waarbij de zuurstofbron in het injectiewater is verkregen door oxiderende verbindingen zoals ^2, NaClOg, KCIO^ of NaNO^, eventueel in conbinatie met opgeloste gasvormige zuurstof.
7. Werkwijze volgens conclusie 5 of conclusie 6, waarbij de concentratie van de zuurstof is gelegen tussen 1 mg/1 en 4.000 mg/1.
8. Werkwijze volgens een van de voorafgaande conclusies, waarbij de zuurstofconcentratie is gelegen beneden een niveau waarbij het toxisch is ten aanzien van de micro-organismen.
9. Werkwijze volgens een van de voorafgaande conclusies, waarbij het injectiewater ook minerale voedingsstoffen bevat.
10. Werkwijze volgens conclusie 9, waarbij de minerale voedingsstoffen een stikstofbron bevatten en een bron van fosfaten.
11. Werkwijze volgens een van de voorafgaande conclusies, waarbij de oppervlaktesnelheid van het injectiewater door de oliehoudende formatie is gelegen tussen 0,1 en 15 m/dag.
12. Werkwijze volgens een van de voorafgaande conclusies, waarbij de micro-organismen oppervlakte actieve stoffen produceren die werken om de olie te verplaatsen.
13. Werkwijze volgens conclusie 12, waarbij de toevoer van zuurstof en mogelijke voedingsstoffen in het injectiewater met tussenpozen nagenoeg wordt gereduceerd om de produktie van oppervlakte actieve stoffen door de micro-organismen toe te voegen.
14. Werkwijze volgens conclusie 13, waarbij de reductie wordt uitgevoerd gedurende een periode van 5 tot 50 uren.
15. Werkwijze volgens een van de voorafgaande conclusies, toegepast op meer dan een afvoer van de oliehoudende formatie.
16. Werkwijze volgens een van de voorafgaande conclusies, waarbij de afvoer een boorgat is.
17. Werkwijze voor de microbieel verbeterde winning van olie zoals hierbij beschreven met verwijzing naar en zoals weergegeven in de bijgevoegde tekeningen.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB9101840 | 1991-01-29 | ||
GB9101840A GB2252342B (en) | 1991-01-29 | 1991-01-29 | Method of microbial enhanced oil recovery |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NL9220008A true NL9220008A (nl) | 1993-11-01 |
Family
ID=10689130
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NL9220008A NL9220008A (nl) | 1991-01-29 | 1992-01-27 | Werkwijze voor de microbieel verbeterde winning van olie. |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5163510A (nl) |
AU (1) | AU648873B2 (nl) |
BR (1) | BR9205534A (nl) |
CA (1) | CA2100328C (nl) |
DK (1) | DK87493D0 (nl) |
GB (1) | GB2252342B (nl) |
NL (1) | NL9220008A (nl) |
WO (1) | WO1992013172A1 (nl) |
Families Citing this family (50)
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 |
US5858766A (en) * | 1990-08-24 | 1999-01-12 | Brookhaven Science Associates | Biochemical upgrading of oils |
EP0668246B1 (de) * | 1993-02-15 | 2000-06-14 | Boris Gerasimovich Murzakov | Verfahren unter Anwendung der Stämme von Acinetobacter Species (Bicoccum), Arthrobacter Species und Rhodococcus Species zur biologischen Behandlung von Ölverunreinigungen |
US5869325A (en) * | 1996-03-22 | 1999-02-09 | Atlantic Richfield Company | Use of bacteria to break gels used in well treatment fluids |
CA2317714C (en) | 1998-01-09 | 2007-07-10 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Introduction of air into injection water |
GB9919495D0 (en) | 1999-08-18 | 1999-10-20 | Cma International Ltd | Recovery oil |
GB9926157D0 (en) | 1999-11-04 | 2000-01-12 | Norske Stats Oljeselskap | Method of microbial enhanced oil recovery |
GB9926156D0 (en) * | 1999-11-04 | 2000-01-12 | Norske Stats Oljeselskap | Method of treating a hydrocarbon-bearing measure |
US6543535B2 (en) | 2000-03-15 | 2003-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for stimulating microbial activity in a hydrocarbon-bearing, subterranean formation |
US7052901B2 (en) * | 2000-10-31 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Bacteria-based and enzyme-based mechanisms and products for viscosity reduction breaking of viscoelastic fluids |
CN1500132A (zh) * | 2000-11-17 | 2004-05-26 | 原油中常态与支链烷烃的微生物诱发可控裂解 | |
CN1318729C (zh) * | 2003-10-28 | 2007-05-30 | 华东理工大学 | 组合式微生物驱油方法 |
US8092559B2 (en) | 2004-05-12 | 2012-01-10 | Luca Technologies, Inc. | Generation of hydrogen from hydrocarbon bearing materials |
CA2569770C (en) * | 2004-06-17 | 2012-02-21 | Statoil Asa | Water reductions in subterranean formations |
CA2569782C (en) | 2004-06-17 | 2011-09-27 | Statoil Asa | Prevention or reduction of particle migration in hydrocarbon formations |
US7906304B2 (en) * | 2005-04-05 | 2011-03-15 | Geosynfuels, Llc | Method and bioreactor for producing synfuel from carbonaceous material |
US20060223160A1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-05 | Luca Technologies, Llc | Systems and methods for the isolation and identification of microorganisms from hydrocarbon deposits |
US20060223153A1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-05 | Luca Technologies, Llc | Generation of materials with enhanced hydrogen content from anaerobic microbial consortia |
US20060223159A1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-05 | Luca Technologies, Llc | Generation of materials with enhanced hydrogen content from microbial consortia including thermotoga |
US8210261B2 (en) * | 2005-04-26 | 2012-07-03 | Statoil Asa | Method of well treatment and construction |
US7426960B2 (en) | 2005-05-03 | 2008-09-23 | Luca Technologies, Inc. | Biogenic fuel gas generation in geologic hydrocarbon deposits |
US7416879B2 (en) * | 2006-01-11 | 2008-08-26 | Luca Technologies, Inc. | Thermacetogenium phaeum consortium for the production of materials with enhanced hydrogen content |
GB2434868B (en) | 2006-02-06 | 2010-05-12 | Statoil Asa | Method of conducting a seismic survey |
US7922893B2 (en) * | 2006-02-08 | 2011-04-12 | International Business Machines Corporation | System and method for preparing near-surface heavy oil for extraction using microbial degradation |
US7977282B2 (en) | 2006-04-05 | 2011-07-12 | Luca Technologies, Inc. | Chemical amendments for the stimulation of biogenic gas generation in deposits of carbonaceous material |
US7696132B2 (en) | 2006-04-05 | 2010-04-13 | Luca Technologies, Inc. | Chemical amendments for the stimulation of biogenic gas generation in deposits of carbonaceous material |
EP1854860A1 (en) * | 2006-05-09 | 2007-11-14 | Stichting Geodelft | Biosealing |
GB2442749B (en) | 2006-10-12 | 2010-05-19 | Electromagnetic Geoservices As | Positioning system |
GB2450502B (en) * | 2007-06-26 | 2012-03-07 | Statoil Asa | Microbial enhanced oil recovery |
US7472747B1 (en) | 2007-08-01 | 2009-01-06 | Savannah River Nuclear Solutions, Llc | Biological enhancement of hydrocarbon extraction |
US7681639B2 (en) * | 2008-06-17 | 2010-03-23 | Innovative Drilling Technologies LLC | Process to increase the area of microbial stimulation in methane gas recovery in a multi seam coal bed/methane dewatering and depressurizing production system through the use of horizontal or multilateral wells |
US20100035309A1 (en) * | 2008-08-06 | 2010-02-11 | Luca Technologies, Inc. | Analysis and enhancement of metabolic pathways for methanogenesis |
CN101892171B (zh) * | 2009-05-21 | 2013-06-05 | 中国科学院微生物研究所 | 复合微生物菌剂及其制备方法和它在提高原油产量中的应用 |
US8479813B2 (en) | 2009-12-16 | 2013-07-09 | Luca Technologies, Inc. | Biogenic fuel gas generation in geologic hydrocarbon deposits |
MX336364B (es) * | 2009-12-21 | 2015-11-06 | Inst Mexicano Del Petróleo | Proceso biotecnologico para la recuperacion de hidrocarburos en medios porosos de baja permeabilidad. |
AU2010334769B2 (en) * | 2009-12-24 | 2014-02-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In-situ microbial oxygen generation and hydrocarbon conversion in a hydrocarbon containing formation |
CN102213087B (zh) * | 2010-04-12 | 2014-02-19 | 北京大学 | 联合吞吐和驱替的微生物采油方法 |
CN102213088A (zh) * | 2010-04-12 | 2011-10-12 | 北京大学 | 一种微生物采油方法 |
WO2012006483A2 (en) * | 2010-07-09 | 2012-01-12 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | A method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
US9376610B2 (en) | 2010-11-01 | 2016-06-28 | E I Du Pont De Nemours And Company | Methods, strains, and compositions useful for microbially enhanced oil recovery: Arcobacter clade 1 |
CA2823752A1 (en) * | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
RU2467050C1 (ru) * | 2011-03-22 | 2012-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для снижения вязкости нефти в условиях низкотемпературных месторождений |
US8826975B2 (en) * | 2011-04-12 | 2014-09-09 | Glori Energy Inc. | Systems and methods of microbial enhanced oil recovery |
US8783345B2 (en) | 2011-06-22 | 2014-07-22 | Glori Energy Inc. | Microbial enhanced oil recovery delivery systems and methods |
US9004162B2 (en) | 2012-03-23 | 2015-04-14 | Transworld Technologies Inc. | Methods of stimulating acetoclastic methanogenesis in subterranean deposits of carbonaceous material |
US10030514B2 (en) * | 2013-01-03 | 2018-07-24 | Titan Oil Recovery, Inc. | Method of monitoring the flow of natural or injected water during oil field recovery processes using an organic tracer |
US9868895B2 (en) * | 2013-06-18 | 2018-01-16 | Titan Oil Recovery, Inc. | Method of gravity assisted microbiologically enhanced oil recovery by improving the distribution of nutrients introduced into oil producing rock formations |
WO2015038820A1 (en) | 2013-09-12 | 2015-03-19 | Geo Fossil Fuels, Llc | Microbial enhanced oil recovery method |
CN104695919B (zh) * | 2015-02-15 | 2018-02-16 | 南开大学 | 一种选择性激活油藏主要有益菌并保持高浓度的方法 |
CA3033366A1 (en) | 2016-08-10 | 2018-02-15 | Geo Fossil Fuels, Llc | Compositions comprising and methods of making bio-polymers |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2742398A (en) * | 1951-06-09 | 1956-04-17 | Texaco Development Corp | Method of removing deposits of wax and like materials |
US2807570A (en) * | 1953-01-16 | 1957-09-24 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of petroleum oil |
US2907389A (en) * | 1956-06-18 | 1959-10-06 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil from oil sands and the like |
US3332487A (en) * | 1963-09-30 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Aerobic bacteria in oil recovery |
US3846290A (en) * | 1972-09-29 | 1974-11-05 | Sun Research Development | Reclamation of hydrocarbon contaminated ground waters |
US4349633A (en) * | 1980-11-10 | 1982-09-14 | Worne Howard E | Process of microbial extraction of hydrocarbons from oil sands |
US4401569A (en) * | 1981-07-09 | 1983-08-30 | Groundwater Decontamination Systems, Inc. | Method and apparatus for treating hydrocarbon and halogenated hydrocarbon contaminated ground and ground water |
US4475590A (en) * | 1982-12-13 | 1984-10-09 | The Standard Oil Company | Method for increasing oil recovery |
US4522261A (en) * | 1983-04-05 | 1985-06-11 | The Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Biosurfactant and enhanced oil recovery |
US4588506A (en) * | 1984-11-08 | 1986-05-13 | Fmc Corporation | Stimulation of biooxidation processes in subterranean formations |
US4678033A (en) * | 1986-09-08 | 1987-07-07 | Atlantic Richfield Company | Hydrocarbon recovery process |
US4971151A (en) * | 1988-04-19 | 1990-11-20 | B.W.N. Live-Oil Pty. Ltd. | Recovery of oil from oil reservoirs |
US4905761A (en) * | 1988-07-29 | 1990-03-06 | Iit Research Institute | Microbial enhanced oil recovery and compositions therefor |
-
1991
- 1991-01-29 GB GB9101840A patent/GB2252342B/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-02-21 US US07/658,684 patent/US5163510A/en not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-01-27 AU AU11816/92A patent/AU648873B2/en not_active Ceased
- 1992-01-27 WO PCT/NO1992/000016 patent/WO1992013172A1/en active Application Filing
- 1992-01-27 CA CA002100328A patent/CA2100328C/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-01-27 NL NL9220008A patent/NL9220008A/nl not_active Application Discontinuation
- 1992-01-27 BR BR9205534A patent/BR9205534A/pt not_active IP Right Cessation
-
1993
- 1993-07-26 DK DK93874A patent/DK87493D0/da not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB9101840D0 (en) | 1991-03-13 |
GB2252342A (en) | 1992-08-05 |
DK87493A (da) | 1993-07-26 |
CA2100328A1 (en) | 1992-07-30 |
US5163510A (en) | 1992-11-17 |
GB2252342B (en) | 1995-01-11 |
WO1992013172A1 (en) | 1992-08-06 |
AU1181692A (en) | 1992-08-27 |
AU648873B2 (en) | 1994-05-05 |
DK87493D0 (da) | 1993-07-26 |
CA2100328C (en) | 2003-03-25 |
BR9205534A (pt) | 1994-04-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NL9220008A (nl) | Werkwijze voor de microbieel verbeterde winning van olie. | |
US6758270B1 (en) | Method of microbial enhanced oil recovery | |
US2660550A (en) | Secondary recovery of petroleum oil by desulfovibrio | |
US4446919A (en) | Enhanced oil recovery using microorganisms | |
NO329482B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av en hydrokarbonforende formasjon | |
EP3490940B1 (fr) | Procede de traitement d'une eau de production issue d'un procede de recuperation assistee du petrole et/ou du gaz | |
Belyaev et al. | Use of microorganisms in the biotechnology for the enhancement of oil recovery | |
US20130160994A1 (en) | Reducing sulfide in production fluids during oil recovery | |
CA2645654C (en) | Inhibiting reservoir souring using a treated injection water | |
RU2559978C2 (ru) | Системы и способы микробиологического повышения нефтеотдачи пластов | |
NO854432L (no) | Biooksydasjonsprosess. | |
US20120273189A1 (en) | Prevention of biomass aggregation at injection wells | |
EP2613863A1 (en) | Improvements relating to hydrocarbons recovery | |
US20190093463A1 (en) | Hydraulic Fracturing with Nanobubbles | |
US20130056214A1 (en) | Reducing sulfide in production fluids during oil recovery | |
US8573300B2 (en) | Reducing sulfide in oil reservoir production fluids | |
Bubela | Geobiology and microbiologically enhanced oil recovery | |
RU2321732C2 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
WO2014056949A2 (en) | A method for recovering oil | |
RU2584440C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
RU1839679C (ru) | Способ вытеснени остаточной нефти из обводненного нефт ного пласта | |
Hitzman et al. | Innovative MIOR process utilizing indigenous reservoir constituents | |
Ayoub et al. | tREAtIng PROduCEd WAtER FROM An OIL RESERvOIR FOR RE-InJECtIOn And EnHAnCEd OIL RECOvERy | |
RU2115726C1 (ru) | Способ вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта | |
Jang et al. | Mechanisms of microbial enhanced oil recovery |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
BA | A request for search or an international-type search has been filed | ||
BA | A request for search or an international-type search has been filed | ||
BB | A search report has been drawn up | ||
BA | A request for search or an international-type search has been filed | ||
BV | The patent application has lapsed | ||
BB | A search report has been drawn up | ||
BC | A request for examination has been filed | ||
BV | The patent application has lapsed |