EA003893B1 - Способ обработки углеводородоносного пласта - Google Patents
Способ обработки углеводородоносного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA003893B1 EA003893B1 EA200200527A EA200200527A EA003893B1 EA 003893 B1 EA003893 B1 EA 003893B1 EA 200200527 A EA200200527 A EA 200200527A EA 200200527 A EA200200527 A EA 200200527A EA 003893 B1 EA003893 B1 EA 003893B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- bacteria
- growth factor
- oil
- measure
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 50
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 title claims abstract 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims abstract description 33
- 239000003102 growth factor Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims abstract description 24
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 24
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229940088594 vitamin Drugs 0.000 claims abstract description 19
- 235000013343 vitamin Nutrition 0.000 claims abstract description 19
- 239000011782 vitamin Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229930003231 vitamin Natural products 0.000 claims abstract description 19
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 claims abstract description 9
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 241001148471 unidentified anaerobic bacterium Species 0.000 claims abstract description 8
- YBJHBAHKTGYVGT-ZKWXMUAHSA-N (+)-Biotin Chemical compound N1C(=O)N[C@@H]2[C@H](CCCCC(=O)O)SC[C@@H]21 YBJHBAHKTGYVGT-ZKWXMUAHSA-N 0.000 claims abstract description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- PVNIIMVLHYAWGP-UHFFFAOYSA-N Niacin Chemical compound OC(=O)C1=CC=CN=C1 PVNIIMVLHYAWGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- AUNGANRZJHBGPY-SCRDCRAPSA-N Riboflavin Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)CN1C=2C=C(C)C(C)=CC=2N=C2C1=NC(=O)NC2=O AUNGANRZJHBGPY-SCRDCRAPSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- OVBPIULPVIDEAO-LBPRGKRZSA-N folic acid Chemical compound C=1N=C2NC(N)=NC(=O)C2=NC=1CNC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CCC(O)=O)C(O)=O)C=C1 OVBPIULPVIDEAO-LBPRGKRZSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 230000000789 acetogenic effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- LXNHXLLTXMVWPM-UHFFFAOYSA-N pyridoxine Chemical compound CC1=NC=C(CO)C(CO)=C1O LXNHXLLTXMVWPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 5
- ALYNCZNDIQEVRV-UHFFFAOYSA-N 4-aminobenzoic acid Chemical compound NC1=CC=C(C(O)=O)C=C1 ALYNCZNDIQEVRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- AUNGANRZJHBGPY-UHFFFAOYSA-N D-Lyxoflavin Natural products OCC(O)C(O)C(O)CN1C=2C=C(C)C(C)=CC=2N=C2C1=NC(=O)NC2=O AUNGANRZJHBGPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- OVBPIULPVIDEAO-UHFFFAOYSA-N N-Pteroyl-L-glutaminsaeure Natural products C=1N=C2NC(N)=NC(=O)C2=NC=1CNC1=CC=C(C(=O)NC(CCC(O)=O)C(O)=O)C=C1 OVBPIULPVIDEAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- JZRWCGZRTZMZEH-UHFFFAOYSA-N Thiamine Natural products CC1=C(CCO)SC=[N+]1CC1=CN=C(C)N=C1N JZRWCGZRTZMZEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229960004050 aminobenzoic acid Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 229960002685 biotin Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 235000020958 biotin Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000011616 biotin Substances 0.000 claims abstract description 3
- FAPWYRCQGJNNSJ-UBKPKTQASA-L calcium D-pantothenic acid Chemical compound [Ca+2].OCC(C)(C)[C@@H](O)C(=O)NCCC([O-])=O.OCC(C)(C)[C@@H](O)C(=O)NCCC([O-])=O FAPWYRCQGJNNSJ-UBKPKTQASA-L 0.000 claims abstract description 3
- 229960002079 calcium pantothenate Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 229960000304 folic acid Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 235000019152 folic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000011724 folic acid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229960003512 nicotinic acid Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 235000001968 nicotinic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000011664 nicotinic acid Substances 0.000 claims abstract description 3
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N nitrate group Chemical group [N+](=O)([O-])[O-] NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229960002477 riboflavin Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 235000019192 riboflavin Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000002151 riboflavin Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229960003495 thiamine Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 235000019157 thiamine Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- KYMBYSLLVAOCFI-UHFFFAOYSA-N thiamine Chemical compound CC1=C(CCO)SCN1CC1=CN=C(C)N=C1N KYMBYSLLVAOCFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000011721 thiamine Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229940011671 vitamin b6 Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 2
- 235000008160 pyridoxine Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000011677 pyridoxine Substances 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 230000006870 function Effects 0.000 abstract description 3
- 241000894007 species Species 0.000 abstract description 3
- AGBQKNBQESQNJD-SSDOTTSWSA-N (R)-lipoic acid Chemical compound OC(=O)CCCC[C@@H]1CCSS1 AGBQKNBQESQNJD-SSDOTTSWSA-N 0.000 abstract 1
- AGBQKNBQESQNJD-UHFFFAOYSA-N alpha-Lipoic acid Natural products OC(=O)CCCCC1CCSS1 AGBQKNBQESQNJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 235000019136 lipoic acid Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 abstract 1
- 235000019171 pyridoxine hydrochloride Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000011764 pyridoxine hydrochloride Substances 0.000 abstract 1
- 229960002663 thioctic acid Drugs 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 4
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 4
- 241001148470 aerobic bacillus Species 0.000 description 3
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000012010 growth Effects 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000013048 microbiological method Methods 0.000 description 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 2
- 108700029181 Bacteria lipase activator Proteins 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical class C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical class [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000009604 anaerobic growth Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 150000001669 calcium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 230000004083 survival effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Apparatus Associated With Microorganisms And Enzymes (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Biological Treatment Of Waste Water (AREA)
- Purification Treatments By Anaerobic Or Anaerobic And Aerobic Bacteria Or Animals (AREA)
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
- Coating Apparatus (AREA)
- Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
- Transition And Organic Metals Composition Catalysts For Addition Polymerization (AREA)
Abstract
Предложен способ обработки углеводородоносного объекта, например нефтеносного пласта формации (13). Указанный способ включает следующие стадии: нагнетание воды, содержащей источник витаминов, фосфатов и акцептор электронов, например нитрат, в формацию через первую входную область и обеспечение таких условий для анаэробных бактерий, уже присутствующих в формации (13) или вводимых одновременно с водой, которые способствуют их размножению с использованием нефти в качестве их основного источника углерода. В результате создается слой биомассы (16), способствующий отсоединению нефти от породы пласта (13). Отсоединенную нефть удаляют через выходное отверстие. Витамины подаются в систему с помощью среды, обладающей свойствами регулируемого выделения.
Description
Настоящее изобретение относится к способу обработки углеводородоносного пласта, и в особенности такой способ применим к добыче нефти усовершенствованным микробиологическим способом из пласта нефтеносной породы.
В том случае, когда нефть присутствует в таких пластах подземных формаций, как песчаник или известняк, обычно указанные породы разрабатывают путем бурения нефтеносных пластов, в результате чего существующее избыточное давление вытесняет нефть на поверхность буровой скважины. Такую операцию обычно называют первичным извлечением. По мере истощения пласта естественного избыточного давления становится недостаточно, и его (избыточное давление) обычно создают искусственно, например, нагнетанием воды в формации с целью вымывания заполимеризованной нефти. Такая операция известна под названием вторичного извлечения.
Однако даже после вторичного извлечения большая часть нефти остается в формации; при добыче нефти в Северном море это количество составляет до 75% от исходного количества нефти. Вероятно, более половины такой оставшейся нефти находится в виде капелек и каналов, прилипших к заводненным пластам формации, тогда как остаточное количество нефти может находиться в карманах, которые образуются на выходах из породы. Настоящее изобретение относится к извлечению доступной, но прилипшей нефти, оставшейся в пластах породы.
Для решения такой задачи было предложено большое число усовершенствованных способов нефтедобычи. Один из предложенных подходов состоит в объединенном действии давления и изменении вязкости нефти и/или присутствующей воды. В соответствии с таким предложением в пласт добавляют разбавитель, или СО2, или пар с целью уменьшения вязкости нефти, в результате чего нефть приобретает способность к движению. Другое решение состоит в том, что используют добавки, повышающие вязкость, например полимеры, которые добавляют в нагнетаемую воду, в результате чего происходит преимущественное вытеснение нефти. Однако применение СО2 нежелательно в связи с образованием накипи, использование пара эффективно только в случае неглубоких пластов с низкой температурой, а другие добавки очень дороги.
Другой подход к решению указанной проблемы состоит в изменении поверхностного натяжения и капиллярных сил, вследствие чего вода под давлением более доступна в отношении пор и каналов. Такой эффект может достигаться путем щелочного заводнения или с помощью поверхностно-активных веществ. Однако такие решения также имеют тенденцию к удорожанию процесса.
Другой способ представляет собой сжигание ίη 8Йи. Указанная операция осуществляется путем прокачивания через формацию воздуха или кислорода и возгорания присутствующих газа/нефти. Согласно теории образовавшееся тепло должно мобилизовать более легкие фракции по мере прохождения фронта горения через формацию, и при этом тяжелые смолы подвергаются горению. Однако на практике фактически невозможно регулировать течение такого процесса, поскольку газы проявляют тенденцию к перемещению в верхнюю часть зоны, а вода опускается вниз, вследствие чего образуется неровный фронт горения.
Четвертый подход состоит в усовершенствовании нефтедобычи в результате использования микробов (МЕОВ). Такой способ предусматривает применение таких микроорганизмов, как бактерии для вытеснения нефти, и для указанной цели были предложены различные системы. В случае неуплотненных объектов, таких как битуминозные сланцы, нефтеносная порода может перекачиваться как водная суспензия в отстойные бассейны или резервуары, где на нее воздействуют аэробные бактерии, например, в соответствии со способом, раскрытым в патенте США 2907389. Доступность кислорода обеспечивает возможность размножения бактерий с использованием нефти в качестве источника углерода. При осуществлении такого процесса бактерии вырабатывают поверхностно-активные вещества, которые способствуют свободному перемещению нефти в виде капелек. Поскольку такие капельки нефти обладают меньшей плотностью, чем вода, они всплывают на поверхность. В результате, осуществляется извлечение нефти. К сожалению, подобную систему неудобно использовать на уплотненных породах, особенно в том случае, когда они расположены ниже уровня моря.
Ιη 8Йи МЕОВ способы обычно подразделяют на две категории, аэробные бактериальные системы, типичные представители которых описаны в патенте США 3332487, и анаэробные бактериальные системы, описанные в XV О 89/10463.
Наличие нефти в формации означает, что в этом случае не могут присутствовать какие-либо анаэробные бактерии, питающиеся нефтью в превалирующих условиях. Таким образом, в случае анаэробных бактериальных систем предполагается, что должен поставляться источник углерода или «пищи». Однако в таких обстоятельствах отобранные бактерии (преднамеренно или естественным путем) в превалирующих условиях должны быть максимально приспособлены к потреблению используемой конкретной «пищи». Эти микроорганизмы специально не адаптированы к воздействию на нефть, и в этой связи их воздействие на нефть уподобляется функциям побочных продуктов, и поэтому рассматриваемые анаэробные системы действуют очень медленно в плане достижения желательного извлечения нефти.
Отсутствие кислорода в нефтеносных формациях означает, что в случае использования аэробных бактерий кислород следует вводить в формацию. Однако при использовании аэробных бактерий и введении кислорода (или воздуха, содержащего кислород) в формацию создается довольно неудовлетворительная ситуация. Вопервых, происходит немедленное разделение на газообразную и водную фазы, что сильно затрудняет контроль такой системы, и в практических условиях такая система может использоваться лишь периодическим образом. Во-вторых, происходит выделение большого количества тепла, что увеличивает опасность взрыва, учитывая наличие обогащенной кислородом газовой фазы и присутствие легкодоступного горючего материала. В этом случае также должна использоваться охлаждающая среда.
Один из способов, имеющих отношение к рассматриваемой проблеме, описан в XV О 92/13172. В этой ссылке описывается усовершенствованный микробиологический способ нефтедобычи, предназначенный для добычи нефти из вторичного нефтеносного пласта породы, причем в одном месте рассматриваемого пласта расположен вход, а в другом - выход, причем рассматриваемый способ включает нагнетание воды, содержащей источник кислорода, способный обеспечивать концентрацию, по меньшей мере, 5 мг/л свободного кислорода в первый участок, находящийся на некотором расстоянии от второго участка, что обеспечивает размножение микроорганизмов, уже присутствующих в пласте или введенных в него одновременно с нагнетаемой водой, содержащей кислород, с использованием нефти в качестве основного источника углерода и кислорода из нагнетаемой воды в качестве их основного источника кислорода, в результате чего образуется слой биомассы, способствующий отделению нефти от пласта породы, причем отделенная нефть далее удаляется через выходной участок под воздействием нагнетаемой воды.
При использовании рассматриваемой системы на задней стороне нагнетательной скважины кислород становится фактором, лимитирующим рост биомассы из-за потребления кислорода микроорганизмами. Естественно, скорость роста микроорганизмов зависит от имеющегося в распоряжении кислорода. При использовании рассматриваемой системы желателен максимальный рост и поэтому желательно поддерживать высокую концентрацию кислорода в нагнетаемой воде (как и в развивающемся слое биомассы). Полевые испытания, проведенные в последние годы в Австрии, показали, что использование рассматриваемой системы позволяет достичь трехкратного повышения нефтедобычи.
Однако было установлено, что рассматриваемая система эффективна лишь на небольшом расстоянии от места введения кислорода. Кроме этого, в связи с проблемами коррозии желатель но избегать использования нагнетаемого кислорода. Указанная проблема приобретает особую важность при ремонте оборудования, подверженного коррозии, в то время как его замена является трудной и дорогостоящей операцией.
Известно, что сульфат-восстанавливающие бактерии (8КВ), нитрат-восстанавливающие бактерии (ΝΚΒ), железо-восстанавливающие бактерии (1КВ)и ацетогенные бактерии способны к анаэробному росту на нефти, если их обеспечивают необходимыми неорганическими питательными веществами. Как показали лабораторные исследования, кислород может быть заменен некоторыми факторами роста с целью достижения уменьшения остаточной концентрации нефти.
Основное препятствие для рассматриваемого процесса состоит в том, что, как и в случае с кислородом, факторы роста потребляются вблизи места их введения, что ограничивает интервал эффективности рассматриваемого процесса.
В этой связи цель настоящего изобретения заключается в разработке способа введения фактора роста глубоко в пласт с целью обеспечения улучшенного микробиологического способа нефтедобычи.
В соответствии с настоящим изобретением предусматривается способ обработки углеводородоносного пласта, который включает приведение микроорганизмов в контакт с пластом; обеспечение микроорганизмов факторами роста; обеспечение размножения микроорганизмов с использованием углеводорода в качестве их основного источника углерода, в результате чего образуется слой биомассы, способствующий отсоединению углеводорода от пласта; и удаление отсоединенного углеводорода; причем рассматриваемый способ предусматривает подачу факторов роста с помощью среды, регулирующей их выделение и распределение по пласту в результате их подачи в течение определенного периода времени.
Описанный способ особенно подходит для мобилизации и выделения нефти из нефтеносного пласта породы. Кроме этого, рассматриваемый способ хорошо адаптируется к повышению эффективности микробиологической обработки, предназначенной для удаления парафина, асфальта и отложений накипи с поверхности эксплуатационной скважины в результате продолжения процесса в течение более длительного периода времени. Указанный способ также может применяться для восстановления почвы в случае ее загрязнения углеводородами.
Предпочтительно указанные микроорганизмы находятся в форме анаэробных или специальных анаэробных бактерий. Среда для регулируемого выделения предпочтительно включает пористый инертный носитель, пропитанный факторами роста. Типичные носители могут включать сферические частицы из акрилат5 ного и/или стирольного полимеров, имеющие размер порядка 20 мкм, предпочтительно 1-5 мкм. С другой стороны, для этой цели могут использоваться микрокапсулы, содержащие факторы роста или микроэмульсии и микрогранулы.
Обычно в качестве факторов роста используют витамины, однако, для этой цели могут применяться также другие органические материалы, такие как органические кислоты и сахара, которые выполняют функции предшественников продукции витаминов ίη δίΐιι.
Предпочтительно носитель фактора роста вводится в пласт с использованием воды. Нагнетаемая вода также содержит источник фосфатов и акцептор электронов. Удобно, когда рассматриваемые бактерии либо уже присутствуют в пласте, либо вводятся одновременно с витаминами, фосфатами и акцептором электронов.
Предпочтительно донор электронов представляет собой нитрат, добавляемый в виде соли кальция, калия, натрия или аммония, хотя для указанной цели могут использоваться и сульфаты. Предпочтительно, чтобы с нагнетаемой водой не вводилось существенное количество кислорода. Используемые бактерии представляют собой деградирующие нефть анаэробные и/или специальные анаэробные бактерии. Предпочтительно рассматриваемые бактерии относятся к разновидностям видов 8КБ, ΝΚΒ, 1КБ и/или представляют собой ацетогенные бактерии.
Механизм процесса выделения во времени зависит от соотношения скорость диффузии/нестабильность фактора роста внутри носителя. Обычно для выделения половины содержимого фактора роста требуется период времени, измеряемый неделями. Однако скорость выделения должна иметь примерно постоянное значение, поскольку окружающая температура способна ускорять процесс, по крайней мере, его начальный период.
Предпочтительно указанные витамины включают один или более из следующих веществ или их смеси: В12, биотин, фолиевая кислота, никотиновая кислота, аминобензойная кислота, пантотенат кальция, пиридоксин НС1, рибофлавин, тиаминовая или тиоктеновая кислота. Указанные витамины предпочтительно вводят в пласт последовательно. С другой стороны, указанные вещества можно вводить периодически, например 1 раз в день.
Предпочтительно индивидуальная концентрация витаминов при их введении в нагнетаемую воду составляет величину, лежащую в интервале значений 0,1-100 мкг/л, и более предпочтительно в интервале значений 1-10 мкг/л. Предпочтительно поверхностная скорость нагнетания воды через пласт в том случае, когда рассматриваемый пласт представляет собой нефтеносную формацию, составляет величину, находящуюся в интервале значений 0,1-15 м/день, более предпочтительно 0,3-2 м/день. Указанная формация может включать входной и выходной участки. Предпочтительно входной и выходной участки находятся в различных положениях на расстоянии друг от друга, хотя вход и выход могут быть совмещены, как это имеет место в эксплуатационной скважине.
При прямоточной промывке вытеснительной скважины водой микроорганизмы в задней части фронта лишены нефти и находятся в спячке либо поедают друг друга. Такое явление эффективно регулирует толщину слоя биомассы, обеспечивая проникновение витаминов, фосфатов и акцептора электронов в переднюю часть слоя, приводя в действие порции свежей нефти. Таким образом, фронт продвигается через нефть в направлении выхода, а отсоединенная нефть непрерывно омывается нагнетаемой водой.
В результате процесса естественной селекции вырастают и развиваются только наиболее жизнеспособные микроорганизмы, которые представляют собой наиболее эффективных потребителей нефти. В результате этого такие микроорганизмы наиболее эффективны в извлечении нефти, возможно, в результате продуцирования поверхностно-активных веществ. Однако вследствие смывающего действия нагнетаемой воды вытесненная нефть удаляется и лишь небольшая ее часть в действительности потребляется биомассой.
Одна из теорий, объясняющих природу диссоциации нефти, состоит в том, что предполагается расщепление нефти на мелкие капельки под действием поверхностно-активных веществ и их вымывание. Однако авторы настоящего изобретения полагают, что вначале нефть располагается в пористой структуре породы в виде длинных жил или лент и поверхностноактивные вещества оказывают воздействие лишь на часть таких жил. Вследствие этого силы вязкости, удерживающие жилу, уменьшаются и под действием давления нагнетаемой воды происходит постепенное отделение жилы в целом, а не ее расщепление под действием поверхностно-активных веществ.
В качестве микроорганизмов могут применяться любые традиционные анаэробные и/или специальные анаэробные бактерии. Подходящими бактериями могут служить 8КБ, ΝΚΒ, 1КБ и ацетогенные бактерии. Рассматриваемые бактерии могут подвергаться предварительной селекции и культивации на выживание в нагнетаемой воде при превалирующих условиях.
Примерами подходящих нитратов и фосфатов могут служить ΝαΝΟ3, ΚΝΟ3, ΝΗ4ΝΟ3, Са(ЦО3)2, Να2ΗΡΟ4 и К2НРО4. Если предполагается применять сульфаты, то могут использоваться соли, присутствующие в морской воде в естественных условиях.
Следует отметить, что при использовании системы согласно изобретению развивающийся слой биомассы может эффективно убрать все количество нефти, с которым он сталкивается. Нефть извлекается из формации и вымывается из нее либо она потребляется и подвергается превращению, хотя некоторая часть нефти может оставаться. Выделенная нефть может отделяться от воды, минералов и органических материалов традиционными способами, хотя желательно минимизировать любое предсепарационное воздействие воздуха с целью исключения дополнительного микробиологического воздействия на нефть.
Настоящее изобретение может реализовываться на практике различными способами, и ниже описывается одно из технических решений в виде примера со ссылкой на следующие сопровождающие рисунки:
фиг. 1 схематично изображает вертикальный разрез, демонстрирующий инициирование способа согласно изобретению в остаточной нефтеносной формации; и фиг. 2-4 представляют собой аналогичные упрощенные виды, демонстрирующие последующие стадии процесса.
Фиг. 1 изображает подводную нефтяную скважину, подвергнутую первичному/вторичному извлечению с помощью нагнетательной скважины 10. Ниже уровня моря 11 расположены различные основные пласты 12, остаточная нефтеносная формация 13 и нижележащая основная горная порода 14. Эксплуатационная скважина 15 и нагнетательная скважина 10 входят в нефтеносную формацию 13. В случае нефтяного месторождения в Северном море, например месторождения СиШакк, формация 13 может представлять собой уплотненный песчаник, содержащий большое количество прилипшей нефти, заводненный водой формации и нагнетаемой водой, не содержащей кислорода.
Нагнетательную воду 17 вводят в формацию 13 через нагнетательную скважину 10. Если в формации 13 отсутствуют подходящие анаэробные бактерии естественным образом или за счет предварительных операций, анаэробные бактерии будут вводиться через нагнетательную скважину 10, например, совместно с нагнетательной водой. Нагнетательная вода 17 содержит витамины и минеральные питательные вещества, включающие нитраты и фосфаты, но практически не содержит кислорода. Витамины нанесены на инертный носитель, включающий акрилатные полимерные сферы. Носитель сконструирован таким образом, чтобы обеспечить пролонгированное выделение витаминов. Таким образом, по мере поступления нагнетательной воды в формацию витамины будут выделяться регулируемым способом.
В случае присутствия витаминов и минералов в нагнетательной воде 17 бактерии и нефть приводятся во взаимный контакт, бактерии воздействуют на нефть и размножаются, в результате чего создается биологическая пленка 16, превращающая часть нефти в более легкие фракции и продуцирующая поверхностноактивные агенты. Эксплуатационная скважина выполняет функции слива, и создается общий поток биоорганического материала (биопленка) с участием микроорганизмов, нефти и системы нагнетательная вода/вода формации из нагнетательной скважины 10 в направлении эксплуатационной скважины 15.
Нагнетательная вода 17 движется через формацию 13 в направлении скважины 15 со скоростью около 0,1-15 м/день, перенося систему нагнетательная вода/вода формации. Вода формации отводится через скважину 15. Поверхностно-активные вещества, вырабатываемые биопленкой 16, помогают уменьшить силы сцепления нефти с пластом породы и, вследствие этого, текущая нагнетательная вода 17 в действительности извлекает нефть 18 и выносит ее из формации 13.
По мере прохождения нагнетательной воды 17 через биопленку 16 витамины и минералы потребляются в результате размножения бактерий и нефть частично также потребляется, но, в основном, извлекается и выносится нагнетательной водой. Бактерии в передней части слоя сталкиваются с прилипшей нефтью и тем самым усиливают степень отделения нефти. Однако бактерии, находящиеся на периферии, лишены пищи (нефти), и вследствие этого они погибают. Таким образом, слой бактерий равномерно движется через формацию 13 со скоростью около 0,1-15 м/день.
Как показано на фиг. 3, отделенная нефть 18 перетекает в скважину 15 совместно с нагнетательной водой. Органический материал разделяют на поверхности и разделение проводят традиционным способом.
В конечном счете, биопленка 16 достигает буровой скважины 15 и скважину закрывают, как показано на фиг. 4. После этого ресурс нефти, предварительно присоединенной к пласту формации 13, истощается.
Хотя фиг. 1-3 изображают этапы настоящего изобретения в одном измерении, следует иметь в виду, что на практике сталкиваются со значительно более сложными ситуациями. Главным образом, это касается того, что бактерии биопленки 16 должны быть организованы таким образом, чтобы сходиться в буровой скважине 15 по многим или всем направлениям, как это схематически показано на фиг. 4. Кроме этого, имеется вероятность использования нескольких буровых скважин, работающих одновременно.
Claims (23)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки углеводородоносного пласта, включающий стадии приведения микроорганизмов в контакт с пластом; обеспечения микроорганизмов факторами роста; создания условий для размножения микроорганизмов с использованием углеводорода в качестве их основного источника углерода, вследствие чего создается слой биомассы, выполняющий функции вещества, отделяющего углеводород; причем факторы роста поставляются с помощью среды с регулируемым их выделением и распределяются по пласту в результате их поставки в течение заранее определенного периода времени.
- 2. Способ по п.1, в котором микроорганизмы представляют собой анаэробные и специальные анаэробные бактерии.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором среда с регулируемым выделением включает пористый инертный носитель, пропитанный фактором роста.
- 4. Способ по п.1 или 2, в котором среда с регулируемым выделением включает микрокапсулы, содержащие фактор роста.
- 5. Способ по п.1 или 2, в котором среда с регулируемым выделением включает микроэмульсию или микрогранулы, содержащие фактор роста.
- 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором фактор роста нагнетают в пласт с использованием воды.
- 7. Способ по п.6, в котором нагнетательная вода также содержит источник фосфатов и акцептор электронов.
- 8. Способ по п.7, в котором бактерии либо уже присутствуют в пласте, или их вводят в него совместно с фактором роста, фосфатами и акцептором электронов.
- 9. Способ по п.7 или 8, в котором акцептор электронов представляет собой нитрат.
- 10. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором с нагнетательной водой практически не вводится кислород.
- 11. Способ по любому из пп.2-10, в котором рассматриваемые бактерии, в основном, представляют собой разновидности сульфат-восстанавливающих бактерий, нитрат-восстанавливающих бактерий, железо-восстанавливающих бактерий или ацетогенных бактерий.
- 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором фактор роста непрерывно вводят в пласт.
- 13. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором поверхностная скорость нагнетания воды в пласт составляет 0,1-5 м/день.
- 14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором фактор роста представляет собой витамины.
- 15. Способ по п.14, в котором витамины включают одно или более из следующих веществ: В12, биотин, фолиевая кислота, никотиновая кислота, аминобензойная кислота, пантотенат кальция, пиридоксин НС1, рибофлавин, тиамин и тиоктеновая кислота.
- 16. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором концентрация витаминов при выделении в нагнетательную воду составляет величину, лежащую в интервале значений 0,1-100.
- 17. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором микроорганизмы вырабатывают поверхностно-активные вещества, выполняющие функции агентов, отслаивающих нефть.
- 18. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором обрабатываемый объект представляет собой почву, загрязненную углеводородами.
- 19. Способ по любому из пп.1-17, в котором объект обработки представляет собой углеводородсодержащий пласт породы.
- 20. Способ по п.19, в котором формация включает участок входа и участок выхода.
- 21. Способ по п.20, в котором участок входа находится в одном месте, а участок выхода в другом месте, находящемся на расстоянии от первого участка.
- 22. Способ по п.20, в котором вход и выход совмещены друг с другом.
- 23. Способ по любому из пп.19-22, который может применяться на более чем одном выходном участке из нефтеносной формации.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB9926156.2A GB9926156D0 (en) | 1999-11-04 | 1999-11-04 | Method of treating a hydrocarbon-bearing measure |
| PCT/GB2000/004222 WO2001033041A1 (en) | 1999-11-04 | 2000-11-03 | Method of treating a hydrocarbon-bearing formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200200527A1 EA200200527A1 (ru) | 2002-12-26 |
| EA003893B1 true EA003893B1 (ru) | 2003-10-30 |
Family
ID=10863968
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200200527A EA003893B1 (ru) | 1999-11-04 | 2000-11-03 | Способ обработки углеводородоносного пласта |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7124817B1 (ru) |
| EP (1) | EP1235974B1 (ru) |
| AT (1) | ATE287025T1 (ru) |
| AU (1) | AU1159001A (ru) |
| DE (1) | DE60017456D1 (ru) |
| DK (1) | DK1235974T3 (ru) |
| EA (1) | EA003893B1 (ru) |
| GB (1) | GB9926156D0 (ru) |
| NO (1) | NO329482B1 (ru) |
| WO (1) | WO2001033041A1 (ru) |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BRPI0512154B1 (pt) | 2004-06-17 | 2016-07-05 | Statoil Asa | método de controlar água em uma formação subterrânea, uso de um agente de tratamento de controle de água, uso de um organossilano, método de tratamento de uma formação subterrânea produzindo água e hidrocarboneto, agente de tratamento de controle de água, e, método de vedar ou tamponar uma formação subterrânea rica em água |
| WO2005124100A1 (en) | 2004-06-17 | 2005-12-29 | Statoil Asa | Well treatment |
| US20060223153A1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-05 | Luca Technologies, Llc | Generation of materials with enhanced hydrogen content from anaerobic microbial consortia |
| AU2006238942A1 (en) | 2005-04-26 | 2006-11-02 | Statoilhydro 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 |
| EP1854860A1 (en) * | 2006-05-09 | 2007-11-14 | Stichting Geodelft | Biosealing |
| GB2450502B (en) * | 2007-06-26 | 2012-03-07 | Statoil Asa | Microbial enhanced oil recovery |
| US20090082227A1 (en) * | 2007-08-24 | 2009-03-26 | Hnatow Linda L | Application of anaerobic denitrifying bacteria utilizing petroleum components as sole carbon source for oil |
| WO2010027455A1 (en) * | 2008-09-04 | 2010-03-11 | Ciris Energy, Inc. | Solubilization of algae and algal materials |
| US8528634B2 (en) * | 2009-02-23 | 2013-09-10 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Method of improving oil recovery from an oil reservoir using an enriched anaerobic steady state microbial consortium |
| US8479813B2 (en) * | 2009-12-16 | 2013-07-09 | Luca Technologies, Inc. | Biogenic fuel gas generation in geologic hydrocarbon deposits |
| IN2012DN06285A (ru) | 2009-12-18 | 2015-09-25 | Ciris Energy Inc | |
| CN101936151A (zh) * | 2010-09-10 | 2011-01-05 | 天津亿利科石油技术发展有限公司 | 一种微生物固定化调剖驱油的方法 |
| 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 |
| 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 |
| US20140367087A1 (en) * | 2013-06-18 | 2014-12-18 | Titan Oil Recovery, Inc. | Method of modification in oil reservoirs using resident microorganisms and nutrient supplementation through biological wettability alteration |
| CN106607183B (zh) * | 2017-02-09 | 2019-11-08 | 中国矿业大学 | 一种模块化高密度煤系油页岩提质工艺及提质系统 |
| CN108278105A (zh) * | 2018-01-10 | 2018-07-13 | 北京科技大学 | 低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法 |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2907389A (en) | 1956-06-18 | 1959-10-06 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil from oil sands and the like |
| US3105014A (en) * | 1961-12-07 | 1963-09-24 | Tidewater Oil Company | Bacterial treatment of media containing hydrocarbons and sulfides |
| US3332487A (en) | 1963-09-30 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Aerobic bacteria in oil recovery |
| US4456067A (en) | 1981-04-03 | 1984-06-26 | Marathon Oil Company | Process for inhibiting hydrate formation in producing gas wells |
| GB8331546D0 (en) | 1983-11-25 | 1984-01-04 | Exxon Research Engineering Co | Polymeric compositions |
| US4670166A (en) | 1985-02-27 | 1987-06-02 | Exxon Chemical Patents Inc. | Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid |
| US4906575A (en) | 1987-03-06 | 1990-03-06 | Chevron Research Company | Phosphate compound that is used in a microbial profile modification process |
| US4971151A (en) | 1988-04-19 | 1990-11-20 | B.W.N. Live-Oil Pty. Ltd. | Recovery of oil from oil reservoirs |
| US4986354A (en) | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
| AU655591B2 (en) * | 1990-06-08 | 1995-01-05 | Oms Investments, Inc. | Controlled-release microbe nutrients and method for bioremediation |
| US5044435A (en) * | 1990-07-16 | 1991-09-03 | Injectech, Inc. | Enhanced oil recovery using denitrifying microorganisms |
| US5083611A (en) | 1991-01-18 | 1992-01-28 | Phillips Petroleum Company | Nutrient injection method for subterranean microbial processes |
| GB2252342B (en) | 1991-01-29 | 1995-01-11 | Norske Stats Oljeselskap | Method of microbial enhanced oil recovery |
| GB9104491D0 (en) * | 1991-03-04 | 1991-04-17 | Archaeus Tech Group | Stimulation of oil production |
| US5753122A (en) * | 1995-08-15 | 1998-05-19 | The Regents Of The University Of California | In situ thermally enhanced biodegradation of petroleum fuel hydrocarbons and halogenated organic solvents |
| US6287846B1 (en) * | 1998-04-16 | 2001-09-11 | Board Of Trustees Operating Michigan State University | Method and compositions for providing a chemical to a microorganism |
-
1999
- 1999-11-04 GB GBGB9926156.2A patent/GB9926156D0/en not_active Ceased
-
2000
- 2000-11-03 AU AU11590/01A patent/AU1159001A/en not_active Abandoned
- 2000-11-03 US US10/129,495 patent/US7124817B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-03 DE DE60017456T patent/DE60017456D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-03 EA EA200200527A patent/EA003893B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-11-03 EP EP00973034A patent/EP1235974B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-03 DK DK00973034T patent/DK1235974T3/da active
- 2000-11-03 WO PCT/GB2000/004222 patent/WO2001033041A1/en active IP Right Grant
- 2000-11-03 AT AT00973034T patent/ATE287025T1/de not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-05-02 NO NO20022115A patent/NO329482B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20022115L (no) | 2002-07-03 |
| ATE287025T1 (de) | 2005-01-15 |
| NO20022115D0 (no) | 2002-05-02 |
| EP1235974A1 (en) | 2002-09-04 |
| NO329482B1 (no) | 2010-10-25 |
| EA200200527A1 (ru) | 2002-12-26 |
| WO2001033041A1 (en) | 2001-05-10 |
| US7124817B1 (en) | 2006-10-24 |
| EP1235974B1 (en) | 2005-01-12 |
| DK1235974T3 (da) | 2005-05-30 |
| GB9926156D0 (en) | 2000-01-12 |
| DE60017456D1 (de) | 2005-02-17 |
| AU1159001A (en) | 2001-05-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5163510A (en) | Method of microbial enhanced oil recovery | |
| EA003893B1 (ru) | Способ обработки углеводородоносного пласта | |
| US6758270B1 (en) | Method of microbial enhanced oil recovery | |
| CA1317540C (en) | Oil recovery process using microbial combinations | |
| US4446919A (en) | Enhanced oil recovery using microorganisms | |
| Belyaev et al. | Use of microorganisms in the biotechnology for the enhancement of oil recovery | |
| US8720546B2 (en) | Prevention of biomass aggregation at injection wells | |
| US20120241148A1 (en) | Control of fluid flow during treatment of subterranean sites using well fluid injection | |
| US8479813B2 (en) | Biogenic fuel gas generation in geologic hydrocarbon deposits | |
| Tanner et al. | Microbially enhanced oil recovery from carbonate reservoirs | |
| Bryant et al. | Microbial-enhanced waterflooding field pilots | |
| US8061422B2 (en) | Process for enhancing the production of oil from depleted, fractured reservoirs using surfactants and gas pressurization | |
| Vadie et al. | Utilization of indigenous microflora in permeability profile modification of oil bearing formations | |
| Barika et al. | Microorganisms: A Tool for Technological Advancement with Focus on Enhanced Oil Recovery in the Oil and Gas Industry. A Review | |
| Springham | Microbiological methods for the enhancement of oil recovery | |
| Bubela | Geobiology and microbiologically enhanced oil recovery | |
| Mokhatab et al. | Microbial enhanced oil recovery techniques improve production | |
| Brown | The use of microorganisms to enhance oil recovery | |
| Hitzman et al. | Innovative MIOR process utilizing indigenous reservoir constituents | |
| Pilots et al. | Abstrac= | |
| EA009635B1 (ru) | Способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений | |
| Pilots et al. | bMicrobial Systems Corporation, Chelsea, OK | |
| Coty | XVII. Microorganisms of Oil Recovery: Status of Microbial Oil Recovery | |
| Bryant et al. | MICROBIAL ENHANCED WATERFLOODING FIELD PROJECT | |
| de Almeida et al. | DEVELOPMENT AND APPLICATION OF IN SITU BIOTECHNOLOGICAL PROCESSES TO RECOVERY OIL IN MATURE OIL FIELDS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| TC4A | Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent | ||
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
| MK4A | Patent expired |
Designated state(s): AZ KZ RU |