JPH11236556A - 強制石油回収用圧入流体組成物、および石油回収方法 - Google Patents
強制石油回収用圧入流体組成物、および石油回収方法Info
- Publication number
- JPH11236556A JPH11236556A JP4209498A JP4209498A JPH11236556A JP H11236556 A JPH11236556 A JP H11236556A JP 4209498 A JP4209498 A JP 4209498A JP 4209498 A JP4209498 A JP 4209498A JP H11236556 A JPH11236556 A JP H11236556A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- viscosity
- oil
- fluid composition
- polysaccharide
- alcaligenes
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Abstract
(57)【要約】
【課題】 少量添加で流体に高い増粘作用を与え、さら
にその水溶液の耐熱性、耐塩性が優れ、安定した粘度を
維持することのできるポリマー攻法に使用される強制石
油回収用圧入流体組成物、及びこれを用いて石油を回収
する方法を提供する。 【解決手段】 アルカリゲネス属細菌が産生する多糖類
を含有する石油回収用圧入流体組成物、およびこの流体
組成物を用いて少なくとも１つの圧入井と少なくとも１
つの生産井により導通された地下含油層から石油を回収
する方法。
にその水溶液の耐熱性、耐塩性が優れ、安定した粘度を
維持することのできるポリマー攻法に使用される強制石
油回収用圧入流体組成物、及びこれを用いて石油を回収
する方法を提供する。 【解決手段】 アルカリゲネス属細菌が産生する多糖類
を含有する石油回収用圧入流体組成物、およびこの流体
組成物を用いて少なくとも１つの圧入井と少なくとも１
つの生産井により導通された地下含油層から石油を回収
する方法。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、強制石油回収にお
いて使用する水性圧入流体組成物に関するものである。
いて使用する水性圧入流体組成物に関するものである。
【０００２】
【従来の技術】石油を地中の油田から採油するとき、自
然のエネルギーにより噴出する、 あるいはポンプ圧、ガ
ス圧、水圧を利用しての採油がなされた後、さらに地下
原油含有層に残存する石油を採油するために人為的に強
制石油回収（ＥｎｈａｎｃｅｄＯｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒ
ｙ）する方法がとられている。
然のエネルギーにより噴出する、 あるいはポンプ圧、ガ
ス圧、水圧を利用しての採油がなされた後、さらに地下
原油含有層に残存する石油を採油するために人為的に強
制石油回収（ＥｎｈａｎｃｅｄＯｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒ
ｙ）する方法がとられている。
【０００３】強制石油回収する方法としては、水と石油
や重油などの油に界面活性剤を加えミクロエマルション
をつくり、これを地下原油含有層に圧入し原油を回収す
るミセラー攻法（米国特許第３,５０６,０７０号、同第
３,７４０,３４３号、同第３,９８３,９４０号、同第
３,９９０,５１５号、同第４,０１７,４０５号、および
同第４,０５９,１５４号など）、ポリアクリルアミド、
ポリアルキルアクリレート、ポリアルキルメタクリレー
ト、ポリアクリロニトリル、キサンタンガム等の水溶性
ポリマー物質を圧入水に添加して、水の粘度を上げ、石
油の採集率を向上させるポリマー攻法（英国特許第２,
０８２,１８９号、米国特許第３,３７２,７４９号）が
あり、最近では、ミクロエマルションを油層内へ少量圧
入した後、ポリマーの水溶液で後押しするミセル・ポリ
マー攻法が用いられている。
や重油などの油に界面活性剤を加えミクロエマルション
をつくり、これを地下原油含有層に圧入し原油を回収す
るミセラー攻法（米国特許第３,５０６,０７０号、同第
３,７４０,３４３号、同第３,９８３,９４０号、同第
３,９９０,５１５号、同第４,０１７,４０５号、および
同第４,０５９,１５４号など）、ポリアクリルアミド、
ポリアルキルアクリレート、ポリアルキルメタクリレー
ト、ポリアクリロニトリル、キサンタンガム等の水溶性
ポリマー物質を圧入水に添加して、水の粘度を上げ、石
油の採集率を向上させるポリマー攻法（英国特許第２,
０８２,１８９号、米国特許第３,３７２,７４９号）が
あり、最近では、ミクロエマルションを油層内へ少量圧
入した後、ポリマーの水溶液で後押しするミセル・ポリ
マー攻法が用いられている。
【０００４】地中の石油含有層は高温で、そこに共存す
る水には塩化ナトリウム、塩化カリウム、塩化マグネシ
ウム、塩化カルシウム、臭化ナトリウム、炭酸水素ナト
リウム、硫酸ナトリウム、硫酸水素ナトリウム、硫酸カ
リウムなど各種の塩類を多量に含んでおり、化学的に非
常に厳しい条件にある。
る水には塩化ナトリウム、塩化カリウム、塩化マグネシ
ウム、塩化カルシウム、臭化ナトリウム、炭酸水素ナト
リウム、硫酸ナトリウム、硫酸水素ナトリウム、硫酸カ
リウムなど各種の塩類を多量に含んでおり、化学的に非
常に厳しい条件にある。
【０００５】ミセラー攻法は、ミセル溶液と石油の置換
効率に優れているため、石油の回収率は高いという利点
を持つが、共存する水中にある各種塩類によってポリマ
ーが沈澱を生じるという欠点がある。この問題に対して
は、ポリエチレングリコールノニルフェニルエーテルや
ポリエチレングリコールオレイルエーテル等の安定化助
剤の添加が提案されている（特開昭６０−１５２７９４
号など）。
効率に優れているため、石油の回収率は高いという利点
を持つが、共存する水中にある各種塩類によってポリマ
ーが沈澱を生じるという欠点がある。この問題に対して
は、ポリエチレングリコールノニルフェニルエーテルや
ポリエチレングリコールオレイルエーテル等の安定化助
剤の添加が提案されている（特開昭６０−１５２７９４
号など）。
【０００６】ポリマー攻法に用いられるポリマーは、水
溶性に優れ、また低濃度で高い粘度を与えるものが選ば
れる。しかし、その石油回収率が低いという問題点があ
る。すなわち、ポリアクリルアミド、ポリアルキルアク
リレート、ポリアルキルメタクリレート、ポリアクリロ
ニトリル、キサンタンガムなどのポリマー水溶液は高温
では粘度が低下し、塩類の存在下でさらに粘度が低下す
ることもあって、実用上大きな問題を有していた。その
対策として、ポリアクリルアミド水溶液の高温での粘度
低下、特に経時的な低下を抑制するために、亜硫酸ナト
リウム、亜硫酸水素ナトリウム等の安定化剤を加える方
法（米国特許第２,９６０,４８６号、第３,７５３,９３
９号など）、キサンタン発酵ブロスに、亜硫酸ナトリウ
ム／亜硫酸水素ナトリウムの混合物を安定化剤として加
える方法（特開昭６１−２４２２９５号公報）が提案さ
れている。しかしながら、これらの方法でも、温度の上
昇に伴って、さらに塩類の存在下に起こるポリマー水溶
液の粘度低下を満足のいく程にまで抑制することはでき
ず、依然問題点の一つとして残されていた。
溶性に優れ、また低濃度で高い粘度を与えるものが選ば
れる。しかし、その石油回収率が低いという問題点があ
る。すなわち、ポリアクリルアミド、ポリアルキルアク
リレート、ポリアルキルメタクリレート、ポリアクリロ
ニトリル、キサンタンガムなどのポリマー水溶液は高温
では粘度が低下し、塩類の存在下でさらに粘度が低下す
ることもあって、実用上大きな問題を有していた。その
対策として、ポリアクリルアミド水溶液の高温での粘度
低下、特に経時的な低下を抑制するために、亜硫酸ナト
リウム、亜硫酸水素ナトリウム等の安定化剤を加える方
法（米国特許第２,９６０,４８６号、第３,７５３,９３
９号など）、キサンタン発酵ブロスに、亜硫酸ナトリウ
ム／亜硫酸水素ナトリウムの混合物を安定化剤として加
える方法（特開昭６１−２４２２９５号公報）が提案さ
れている。しかしながら、これらの方法でも、温度の上
昇に伴って、さらに塩類の存在下に起こるポリマー水溶
液の粘度低下を満足のいく程にまで抑制することはでき
ず、依然問題点の一つとして残されていた。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】本発明は、少量添加で
流体に高い増粘作用を与え、さらにその水溶液の耐熱
性、耐塩性が優れ、安定した粘度を維持することのでき
るポリマー攻法に使用される強制石油回収用圧入流体組
成物、及びこれを用いて石油を回収する方法を提供する
ことを目的とする。
流体に高い増粘作用を与え、さらにその水溶液の耐熱
性、耐塩性が優れ、安定した粘度を維持することのでき
るポリマー攻法に使用される強制石油回収用圧入流体組
成物、及びこれを用いて石油を回収する方法を提供する
ことを目的とする。
【０００８】
【課題を解決する手段】本発明者は、かかるポリマーの
温度による粘度低下、塩類の存在による粘度低下といっ
た問題を解決するべく鋭意研究を重ねた結果、特定の多
糖類からなるポリマーが極めて低濃度で高い増粘作用を
与え、また、それによって得られる水溶液は温度が上昇
しても粘度低下が極めて小さく、しかも共存する塩類の
影響も小さいことを見いだし、この知見に基づいて本発
明をなすに至った。
温度による粘度低下、塩類の存在による粘度低下といっ
た問題を解決するべく鋭意研究を重ねた結果、特定の多
糖類からなるポリマーが極めて低濃度で高い増粘作用を
与え、また、それによって得られる水溶液は温度が上昇
しても粘度低下が極めて小さく、しかも共存する塩類の
影響も小さいことを見いだし、この知見に基づいて本発
明をなすに至った。
【０００９】すなわち、本発明は、アルカリゲネス属細
菌が産生する多糖類を含有することを特徴とする石油回
収用圧入流体組成物、ならびにこの流体組成物を用いて
少なくとも１つの圧入井と少なくとも１つの生産井によ
り導通された地下含油層から石油を回収する方法を提供
する。
菌が産生する多糖類を含有することを特徴とする石油回
収用圧入流体組成物、ならびにこの流体組成物を用いて
少なくとも１つの圧入井と少なくとも１つの生産井によ
り導通された地下含油層から石油を回収する方法を提供
する。
【００１０】
【発明の実施の形態】以下、本発明の実施の形態を説明
する。
する。
【００１１】本発明はアルカリゲネス属細菌、特に好ま
しくはアルカリゲネス レータスＢ１６株が産生する多
糖類を含んでなる石油回収用圧入流体組成物である。
しくはアルカリゲネス レータスＢ１６株が産生する多
糖類を含んでなる石油回収用圧入流体組成物である。
【００１２】アルカリゲネス属細菌、アルカリゲネス
レータス（Ａｌｃａｌｉｇｅｎｅｓｌａｔｕｓ）Ｂ１６
株は、ブダペスト条約に基づいて工業技術院生命工学技
術研究所にＦＲＥＭ ＢＰ−２０１５として寄託されて
いる。
レータス（Ａｌｃａｌｉｇｅｎｅｓｌａｔｕｓ）Ｂ１６
株は、ブダペスト条約に基づいて工業技術院生命工学技
術研究所にＦＲＥＭ ＢＰ−２０１５として寄託されて
いる。
【００１３】アルカリゲネス属細菌は、通常の微生物の
培養法を用いて培養することができる。好適な例は、特
開平２−２９１２９２号公報、または特開平４−２００
３８９号公報に記載されている。特に限定するものでは
ないが、例えば、炭素源としてフラクトース、グルコー
ス等の単糖類、シュークロースのような二糖類、でん
粉、コーンスターチのような天然ポリマー、オリーブ油
等の油類を、無機体窒素源として尿素、塩安、硝安、硫
安等を、有機窒素源としてトリプトン、酵母エキス、肉
エキス、ペプトン麦芽エキス等を、その他リン酸カリウ
ム、硫酸マグネシウム、食塩等の無機塩類を加えた培地
を用い、ｐＨが４〜１０、温度１５〜４０℃で行われ、
通常は通気撹拌培養で行われる。
培養法を用いて培養することができる。好適な例は、特
開平２−２９１２９２号公報、または特開平４−２００
３８９号公報に記載されている。特に限定するものでは
ないが、例えば、炭素源としてフラクトース、グルコー
ス等の単糖類、シュークロースのような二糖類、でん
粉、コーンスターチのような天然ポリマー、オリーブ油
等の油類を、無機体窒素源として尿素、塩安、硝安、硫
安等を、有機窒素源としてトリプトン、酵母エキス、肉
エキス、ペプトン麦芽エキス等を、その他リン酸カリウ
ム、硫酸マグネシウム、食塩等の無機塩類を加えた培地
を用い、ｐＨが４〜１０、温度１５〜４０℃で行われ、
通常は通気撹拌培養で行われる。
【００１４】アルカリゲネス属細菌が産生する多糖類
は、通常の多糖類分離方法を用いて容易に分離すること
ができる。分離方法は、特に限定するものではないが、
例えば、培養後、該培養液に約２倍量のエタノールを加
え、放置して析出した沈殿物を濾別し、エタノールおよ
び蒸留水にて洗浄後、凍結乾燥等により水分除去して得
られる。しかし、本発明では、分離精製せず培養物をそ
のまま使用することも可能である。
は、通常の多糖類分離方法を用いて容易に分離すること
ができる。分離方法は、特に限定するものではないが、
例えば、培養後、該培養液に約２倍量のエタノールを加
え、放置して析出した沈殿物を濾別し、エタノールおよ
び蒸留水にて洗浄後、凍結乾燥等により水分除去して得
られる。しかし、本発明では、分離精製せず培養物をそ
のまま使用することも可能である。
【００１５】本発明における石油回収用圧入流体組成物
は、該多糖類を水中に溶解したものであり、その濃度は
任意に選ばれるが、通常０．００１〜０．５重量％、好
ましくは０．００５〜０．２重量％である。０．００１
重量％以下では十分な粘度が得られず、また０．５重量
％以上では、溶解させるのに難しく、また安定な粘稠液
体とならないので取り扱い上好ましくない。
は、該多糖類を水中に溶解したものであり、その濃度は
任意に選ばれるが、通常０．００１〜０．５重量％、好
ましくは０．００５〜０．２重量％である。０．００１
重量％以下では十分な粘度が得られず、また０．５重量
％以上では、溶解させるのに難しく、また安定な粘稠液
体とならないので取り扱い上好ましくない。
【００１６】本発明の石油回収用圧入流体組成物はアル
カリゲネス属細菌が産生する多糖類を含むものである
が、本発明の効果が損なわれない限りにおいて、ポリア
クリルアミド、ポリアルキルアクリレート、ポリアルキ
ルメタクリレート、ポリアクリロニトリル、キサンタン
ガムなどの水溶性ポリマー、石油スルホネート、アルキ
ルスルホネート、アルキルエーテルサルフェート、α−
オレフィンスルホネート等のアニオン性界面活性剤、ポ
リオキシエチレンアルキルエーテル、ポリオキシエチレ
ンアルキルフェニルエーテル、多価アルコール脂肪酸エ
ステル等の非イオン性界面活性剤、およびアルキルトリ
メチルアンモニウム塩、ジアルキルジメチルアンモニウ
ム塩などのカチオン性界面活性剤、あるいはアルカリ性
物質を併用することができる。
カリゲネス属細菌が産生する多糖類を含むものである
が、本発明の効果が損なわれない限りにおいて、ポリア
クリルアミド、ポリアルキルアクリレート、ポリアルキ
ルメタクリレート、ポリアクリロニトリル、キサンタン
ガムなどの水溶性ポリマー、石油スルホネート、アルキ
ルスルホネート、アルキルエーテルサルフェート、α−
オレフィンスルホネート等のアニオン性界面活性剤、ポ
リオキシエチレンアルキルエーテル、ポリオキシエチレ
ンアルキルフェニルエーテル、多価アルコール脂肪酸エ
ステル等の非イオン性界面活性剤、およびアルキルトリ
メチルアンモニウム塩、ジアルキルジメチルアンモニウ
ム塩などのカチオン性界面活性剤、あるいはアルカリ性
物質を併用することができる。
【００１７】本発明の石油回収用圧入流体組成物は、さ
らに亜硫酸ナトリウムやチオ硫酸ナトリウムのような安
定化剤を含んでいてもよい。
らに亜硫酸ナトリウムやチオ硫酸ナトリウムのような安
定化剤を含んでいてもよい。
【００１８】本発明の石油回収用圧入流体組成物は、例
えば圧入井と生産井により導通された地下含油層に、圧
入井を通して注入することにより使用することができ
る。
えば圧入井と生産井により導通された地下含油層に、圧
入井を通して注入することにより使用することができ
る。
【００１９】本発明の石油回収用圧入流体組成物は、少
ない添加量で十分な粘度が得られること、各種塩類の影
響が極めて小さいこと、さらに温度による粘度特性の変
化が小さいので、地下石油含有層の高温に晒されても流
動性、粘度の低下は実質的に起こらず安定した操業が可
能となる、などの優れた特徴を有している。
ない添加量で十分な粘度が得られること、各種塩類の影
響が極めて小さいこと、さらに温度による粘度特性の変
化が小さいので、地下石油含有層の高温に晒されても流
動性、粘度の低下は実質的に起こらず安定した操業が可
能となる、などの優れた特徴を有している。
【００２０】
【実施例】以下に実施例を挙げて本発明を説明するが、
本発明はこれらの実施例により何等限定されるものでは
ない。
本発明はこれらの実施例により何等限定されるものでは
ない。
【００２１】〔アルカリゲネス属アルカリゲネス レー
タスＢ１６株の培養、および多糖類の単離〕フコース
１５ｇ、ＫＨ2ＰＯ4 ６．８ｇ、ＭｇＳＯ4・７Ｈ2Ｏ
０．２ｇ、ＮａＣＬ ０．１ｇ、ＮａＮＯ3 ０．５ｇ、
肉エキス ０．５ｇ、を脱イオン水１Ｌに溶解し、ｐＨ
を７．４に調整した。この培地１５０ｍＬを５００ｍＬ
三角フラスコにとり、オートクレーブ中１２０℃、１５
分間滅菌した後、アリカリゲネスレータスＢ−１６株を
１白金耳の量加え、３０℃にてロータリー回転（１８０
ｒｐｍ）培養した。６日間培養した後、２倍量のエタノ
ールを加え、５℃にて一晩放置し沈殿物を得た。沈澱物
をＮｏ．２濾紙にて濾過し、エタノールにて２回洗浄
し、さらに蒸留水にて３回洗浄を行った。ドライアイス
と混ぜ、冷却してから、乳鉢にて粉砕し、さらにホモジ
ナイザーにて粉砕した。ここに単離した多糖類は、グル
コース、フコース、グルクロン酸、ラムノースを主成分
とし、分子量は５０００万以上の非常に大きな分子量の
ポリマーである。この多糖類は吸水性が５００ｇ／ｇ
（ポリマー）以上と非常に高く、また高い保水性を有し
ている。さらに高い増粘性をもち、かつその粘性は温度
や媒体の塩の影響を受けないという特徴を有している。
タスＢ１６株の培養、および多糖類の単離〕フコース
１５ｇ、ＫＨ2ＰＯ4 ６．８ｇ、ＭｇＳＯ4・７Ｈ2Ｏ
０．２ｇ、ＮａＣＬ ０．１ｇ、ＮａＮＯ3 ０．５ｇ、
肉エキス ０．５ｇ、を脱イオン水１Ｌに溶解し、ｐＨ
を７．４に調整した。この培地１５０ｍＬを５００ｍＬ
三角フラスコにとり、オートクレーブ中１２０℃、１５
分間滅菌した後、アリカリゲネスレータスＢ−１６株を
１白金耳の量加え、３０℃にてロータリー回転（１８０
ｒｐｍ）培養した。６日間培養した後、２倍量のエタノ
ールを加え、５℃にて一晩放置し沈殿物を得た。沈澱物
をＮｏ．２濾紙にて濾過し、エタノールにて２回洗浄
し、さらに蒸留水にて３回洗浄を行った。ドライアイス
と混ぜ、冷却してから、乳鉢にて粉砕し、さらにホモジ
ナイザーにて粉砕した。ここに単離した多糖類は、グル
コース、フコース、グルクロン酸、ラムノースを主成分
とし、分子量は５０００万以上の非常に大きな分子量の
ポリマーである。この多糖類は吸水性が５００ｇ／ｇ
（ポリマー）以上と非常に高く、また高い保水性を有し
ている。さらに高い増粘性をもち、かつその粘性は温度
や媒体の塩の影響を受けないという特徴を有している。
【００２２】〔比較に用いた化合物〕 キサンタンガム ：三晶（株）製、ケルザン（商品
名）、平均分子量２００万を用いた。
名）、平均分子量２００万を用いた。
【００２３】ポリアクリルアミド：東亜合成化学(株)製
・Ｎ−１０１（商品名）、平均分子量１０００万を用い
た。
・Ｎ−１０１（商品名）、平均分子量１０００万を用い
た。
【００２４】〔粘度の測定〕Ｂ型回転粘度計を用い、回
転数３０ｒｐｍで測定した。
転数３０ｒｐｍで測定した。
【００２５】〔実施例１ − 水溶液の温度による粘度
変化〕ＮａＣｌ；２３．９ｇ、ＭｇＣｌ2・６Ｈ2Ｏ；１
０．８ｇ、ＣａＣｌ2；１．２４ｇ、Ｎａ2ＳＯ4；４．
２９ｇ、ＮａＨＣＯ3；０．２１ｇをイオン交換水に溶
解し全体を１０００ｇとした。この水溶液にアルカリゲ
ネス レータスＢ１６株産出の多糖類、ポリアクリルア
ミド、キサンタンガムをそれぞれ溶解し、２０℃で１０
０センチポイズ（ｃｐｓ）になるように調製した。アル
カリゲネス レータスＢ１６株産出の多糖類は０．０１
６重量％、ポリアクリルアミドは０．２重量％、キサン
タンガムは０．０７重量％でそれぞれ１００ｃｐｓとな
った。それぞれの溶液を５００ｍＬフラスコに入れ、密
栓をして所定の温度に２４時間放置した後、それぞれを
２０℃に調製し、粘度を測定した。この結果を表１に示
す。
変化〕ＮａＣｌ；２３．９ｇ、ＭｇＣｌ2・６Ｈ2Ｏ；１
０．８ｇ、ＣａＣｌ2；１．２４ｇ、Ｎａ2ＳＯ4；４．
２９ｇ、ＮａＨＣＯ3；０．２１ｇをイオン交換水に溶
解し全体を１０００ｇとした。この水溶液にアルカリゲ
ネス レータスＢ１６株産出の多糖類、ポリアクリルア
ミド、キサンタンガムをそれぞれ溶解し、２０℃で１０
０センチポイズ（ｃｐｓ）になるように調製した。アル
カリゲネス レータスＢ１６株産出の多糖類は０．０１
６重量％、ポリアクリルアミドは０．２重量％、キサン
タンガムは０．０７重量％でそれぞれ１００ｃｐｓとな
った。それぞれの溶液を５００ｍＬフラスコに入れ、密
栓をして所定の温度に２４時間放置した後、それぞれを
２０℃に調製し、粘度を測定した。この結果を表１に示
す。
【００２６】
【表１】 各水溶液〔１００ｃｐｓ（２０℃）〕の粘度
に及ぼす保存温度の影響
に及ぼす保存温度の影響
【００２７】この結果より、アルカリゲネス レータス
Ｂ１６株産出の多糖類水溶液は、少量の添加で高い粘度
が得られ、かつ温度が高くともその粘度は変化せず、安
定した性状をしていることが認められた。
Ｂ１６株産出の多糖類水溶液は、少量の添加で高い粘度
が得られ、かつ温度が高くともその粘度は変化せず、安
定した性状をしていることが認められた。
【００２８】〔実施例２ − ９０℃保持における粘度
の経時変化〕実施例１と同様にして、９０℃で１００ｃ
ｐｓになるように水溶液を調製した。アルカリゲネス
レータスＢ１６株産出の多糖類は０．０１６重量％で、
ポリアクリルアミドは１．０重量％で、キサンタンガム
は０．３重量％でそれぞれ１００ｃｐｓとなった。それ
ぞれの溶液を５００ｍＬフラスコに入れ、密栓をして９
０℃にて３０日間放置した後、その粘度を測定した。測
定はいずれも９０℃にて行った。この結果を表２に示
す。
の経時変化〕実施例１と同様にして、９０℃で１００ｃ
ｐｓになるように水溶液を調製した。アルカリゲネス
レータスＢ１６株産出の多糖類は０．０１６重量％で、
ポリアクリルアミドは１．０重量％で、キサンタンガム
は０．３重量％でそれぞれ１００ｃｐｓとなった。それ
ぞれの溶液を５００ｍＬフラスコに入れ、密栓をして９
０℃にて３０日間放置した後、その粘度を測定した。測
定はいずれも９０℃にて行った。この結果を表２に示
す。
【００２９】
【表２】 各水溶液〔１００ｃｐｓ（９０℃）〕の９０
℃における粘度変化
℃における粘度変化
【００３０】この結果より、アルカリゲネス レータス
Ｂ１６株産出の多糖類水溶液は、少量の添加で粘度が上
がり、高温度に長時間放置しても粘度変化がなく、安定
した性状をしていることが認められた。
Ｂ１６株産出の多糖類水溶液は、少量の添加で粘度が上
がり、高温度に長時間放置しても粘度変化がなく、安定
した性状をしていることが認められた。
【００３１】〔実施例３ − 塩化ナトリウム存在下に
おける水溶液の粘度変化〕アリカリゲネスレータスＢ−
１６株産出の多糖類を０．４５重量％含む水溶液に、塩
化ナトリウムを所定量加え、３０℃にて、１時間放置後
の粘度を測定した。測定はいずれも３０℃にて行った。
この結果を表３に示す。
おける水溶液の粘度変化〕アリカリゲネスレータスＢ−
１６株産出の多糖類を０．４５重量％含む水溶液に、塩
化ナトリウムを所定量加え、３０℃にて、１時間放置後
の粘度を測定した。測定はいずれも３０℃にて行った。
この結果を表３に示す。
【００３２】
【表３】 塩化ナトリウム濃度によるＢ−１６多糖類水
溶液粘度の変化
溶液粘度の変化
【００３３】この結果より、本発明のアリカリゲネスレ
ータスＢ−１６株産出の多糖類水溶液は、塩化ナトリウ
ムの濃度が高くとも粘度変化がなく、安定した性状を示
していることが認められた。
ータスＢ−１６株産出の多糖類水溶液は、塩化ナトリウ
ムの濃度が高くとも粘度変化がなく、安定した性状を示
していることが認められた。
【００３４】〔実施例４ − 原油回収試験〕透過率約
５００ｍｄ、孔隙率約２０％で、直径３．８ｃｍ、長さ
２８ｃｍのベレア砂岩コア（坑井より採取した地層サン
プル）を用いた。まず、コアにブライン（塩化ナトリウ
ム濃度：８重量％）を充分飽和させてコアホルダーに装
填し、ここにＡＰＩ比重約３３゜のパラフィン油を、１
０フィート／日の速度でブラインが流出しなくなるまで
圧入し、油を充填した。続いて０．５フィート／日の同
じ速度でブラインを圧入して、流出液中に油が実質的に
なくなるまで水攻を行い原油を回収した。水攻終了時に
おいて流出液中の原油量は痕跡量であった。続いて同じ
速度で本発明のアリカリゲネスレータスＢ−１６株産出
の多糖類０．０１６重量％の水溶液を１００％孔隙容積
圧入し、その後ブラインを同じ速度で約１５０％孔隙容
積圧入した。回収した油量は、油回収率は水攻後の残油
に対して６９％であった。
５００ｍｄ、孔隙率約２０％で、直径３．８ｃｍ、長さ
２８ｃｍのベレア砂岩コア（坑井より採取した地層サン
プル）を用いた。まず、コアにブライン（塩化ナトリウ
ム濃度：８重量％）を充分飽和させてコアホルダーに装
填し、ここにＡＰＩ比重約３３゜のパラフィン油を、１
０フィート／日の速度でブラインが流出しなくなるまで
圧入し、油を充填した。続いて０．５フィート／日の同
じ速度でブラインを圧入して、流出液中に油が実質的に
なくなるまで水攻を行い原油を回収した。水攻終了時に
おいて流出液中の原油量は痕跡量であった。続いて同じ
速度で本発明のアリカリゲネスレータスＢ−１６株産出
の多糖類０．０１６重量％の水溶液を１００％孔隙容積
圧入し、その後ブラインを同じ速度で約１５０％孔隙容
積圧入した。回収した油量は、油回収率は水攻後の残油
に対して６９％であった。
【００３５】
【発明の効果】本発明の石油回収用圧入流体組成物は、
強制原油回収における従来のポリマー攻法での問題点で
あった水溶液の継時的な粘度低下、特に温度の上昇、塩
の存在によって加速される粘度低下を克服し、安定した
石油回収プロセスが可能となった。また少量添加で非常
に高い溶液粘度が得られることから経済性にも優れ、高
石油回収率が達成できるという効果を有する。
強制原油回収における従来のポリマー攻法での問題点で
あった水溶液の継時的な粘度低下、特に温度の上昇、塩
の存在によって加速される粘度低下を克服し、安定した
石油回収プロセスが可能となった。また少量添加で非常
に高い溶液粘度が得られることから経済性にも優れ、高
石油回収率が達成できるという効果を有する。
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 倉根 隆一郎 茨城県つくば市東１丁目１番３ 工業技術 院生命工学工業技術研究所内
Claims (3)
- 【請求項１】 アルカリゲネス属細菌が産生する多糖類
を含有することを特徴とする石油回収用圧入流体組成
物。 - 【請求項２】アルカリゲネス属細菌がアルカリゲネス
レータス（Ａｌｃａｌｉｇｅｎｅｓｌａｔｕｓ）Ｂ１６
株（ＦＲＥＭ ＢＰ−２０１５）である請求項１記載の
石油回収用圧入流体組成物。 - 【請求項３】少なくとも１つの圧入井と少なくとも１つ
の生産井が導通した地下含油層から石油を回収する方法
であって、請求項１または２に記載の石油回収用圧入流
体組成物を用いることを特徴とする方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP4209498A JPH11236556A (ja) | 1998-02-24 | 1998-02-24 | 強制石油回収用圧入流体組成物、および石油回収方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP4209498A JPH11236556A (ja) | 1998-02-24 | 1998-02-24 | 強制石油回収用圧入流体組成物、および石油回収方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH11236556A true JPH11236556A (ja) | 1999-08-31 |
Family
ID=12626427
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP4209498A Pending JPH11236556A (ja) | 1998-02-24 | 1998-02-24 | 強制石油回収用圧入流体組成物、および石油回収方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH11236556A (ja) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008050645A1 (fr) * | 2006-10-27 | 2008-05-02 | Kabushiki Kaisha Yaskawa Denki | Système d'extraction de pétrole et système de surveillance de l'extraction de pétrole |
| KR101235914B1 (ko) | 2011-05-18 | 2013-02-21 | 세종대학교산학협력단 | 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법 |
| CN105370250A (zh) * | 2014-11-10 | 2016-03-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 从井筒到地层注入化学剂的浓度分配方法 |
-
1998
- 1998-02-24 JP JP4209498A patent/JPH11236556A/ja active Pending
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008050645A1 (fr) * | 2006-10-27 | 2008-05-02 | Kabushiki Kaisha Yaskawa Denki | Système d'extraction de pétrole et système de surveillance de l'extraction de pétrole |
| KR101235914B1 (ko) | 2011-05-18 | 2013-02-21 | 세종대학교산학협력단 | 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법 |
| CN105370250A (zh) * | 2014-11-10 | 2016-03-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 从井筒到地层注入化学剂的浓度分配方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1113233A (en) | Polymer solutions for use in oil recovery | |
| US3305016A (en) | Displacement of oil from partially depleted reservoirs | |
| US4941533A (en) | Subterranean permeability modification by using microbial polysaccharide polymers | |
| CA1217589A (en) | Crosslinking composition and method of preparation | |
| US3868997A (en) | Process for preparing and using aqueous polyacrylamide solutions for the secondary recovery of oil | |
| US4463806A (en) | Method for surfactant waterflooding in a high brine environment | |
| US20070215355A1 (en) | Methods of Treating Wellbores with Recyclable Fluids | |
| US4128482A (en) | Mobility control of aqueous fluids in porous media | |
| US4466889A (en) | Polyvalent metal ion chelating agents for xanthan solutions | |
| US4291765A (en) | Water flooding process using multiple fluids | |
| US4664713A (en) | Composition for and method of altering the permeability of a subterranean formation | |
| EP0670359A1 (fr) | Fluide de traitement de puits de forage utilisant des dérivés cellulosiques modifiés hydrophobiquement comme réducteur de filtrat, et procédé d'utilisation | |
| CA1173771A (en) | Fluid displacement with heteropolysaccharide solutions, and the microbial production of heteropolysaccharides | |
| CA1184023A (en) | Oil recovery by surfactant-alcohol waterflooding | |
| CA1239921A (en) | Composition for and method of altering the permeability of a subterranean formation | |
| CN106522906B (zh) | 韦兰胶在特高温油藏驱油中提高采收率的应用 | |
| US11549053B2 (en) | Compositions and methods for enhanced oil recovery from low permeability formations | |
| US4141842A (en) | Waterflood oil recovery process employing stabilized biopolymers | |
| US4548268A (en) | Method for oil recovery using a polymer containing fluid | |
| US3850244A (en) | Polymer flooding process | |
| US3163212A (en) | Combination fracturing and secondary recovery method | |
| US3618664A (en) | Oil recovery method using an aqueous fluid drive | |
| Vossoughi et al. | Permeability modification by in-situ gelation with a newly discovered biopolymer | |
| JPH11236556A (ja) | 強制石油回収用圧入流体組成物、および石油回収方法 | |
| US4078607A (en) | Oil recovery process using improved thickened aqueous flooding liquids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Effective date: 20050119 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 |
|
| RD03 | Notification of appointment of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7423 Effective date: 20050119 |
|
| RD04 | Notification of resignation of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424 Effective date: 20050120 |
|
| A521 | Written amendment |
Effective date: 20050119 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821 |
|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711 Effective date: 20050221 |
|
| A521 | Written amendment |
Effective date: 20050221 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20070803 |
|
| A02 | Decision of refusal |
Effective date: 20071115 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 |