MX2013011621A - Sistemas y metodos de recuperacion microbiana mejorada de petroleo. - Google Patents
Sistemas y metodos de recuperacion microbiana mejorada de petroleo.Info
- Publication number
- MX2013011621A MX2013011621A MX2013011621A MX2013011621A MX2013011621A MX 2013011621 A MX2013011621 A MX 2013011621A MX 2013011621 A MX2013011621 A MX 2013011621A MX 2013011621 A MX2013011621 A MX 2013011621A MX 2013011621 A MX2013011621 A MX 2013011621A
- Authority
- MX
- Mexico
- Prior art keywords
- water
- oil
- formation
- microbes
- oxygen
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 112
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 title claims abstract description 56
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 238
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 136
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 65
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 65
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 51
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 42
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims description 38
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 230000012010 growth Effects 0.000 claims description 17
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 16
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 15
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 13
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 7
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 4
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Inorganic materials [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound 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 claims description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 2
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 120
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 84
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 12
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 5
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 4
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 3
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 3
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000031018 biological processes and functions Effects 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 235000003869 genetically modified organism Nutrition 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 239000000370 acceptor Substances 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- -1 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 210000002421 cell wall Anatomy 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 2
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 241000203069 Archaea Species 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000233866 Fungi Species 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 1
- 230000004071 biological effect Effects 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009920 chelation Effects 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical class [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007483 microbial process Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910000403 monosodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019799 monosodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 235000016709 nutrition Nutrition 0.000 description 1
- 230000035764 nutrition Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006213 oxygenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003071 parasitic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000011946 reduction process Methods 0.000 description 1
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 150000003438 strontium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004083 survival effect Effects 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 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
- C09K8/582—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of bacteria
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W10/00—Technologies for wastewater treatment
- Y02W10/30—Wastewater or sewage treatment systems using renewable energies
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)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Purification Treatments By Anaerobic Or Anaerobic And Aerobic Bacteria Or Animals (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Se proporciona un método para recuperación microbiana mejorada de petróleo a partir de una formación que tiene petróleo que involucra tratar el agua que se va a inyectar en la formación que tiene petróleo para habilitar la actividad microbiana y agregar oxígeno a la actividad microbiana. El tratamiento aplicado al agua se basa, por lo menos en parte, en establecer por lo menos una condición en la formación que tiene petróleo favorable para la actividad microbiana que incrementa el movimiento de petróleo desde la formación que tiene petróleo.
Description
SISTEMAS Y METODOS DE RECUPERACION MICROBIANA MEJORADA DE
PETROLEO
CAMPO TECNICO
La presente invención se relaciona de manera general con el campo de la recuperación mejorada de petróleo (EOR) . Específicamente, la presente invención se relaciona con sistemas y métodos de recuperación microbiana mejorada de petróleo .
ANTECEDENTES DE LA INVENCION
El petróleo, (petróleo crudo) es una de las principales fuentes de energía en el mundo. El petróleo crudo se encuentra de modo natural en formaciones geológicas. Típicamente, el petróleo crudo se recupera al simplemente taladrar un pozo en una formación que tiene petróleo. Para algunos pozos, debido a que el petróleo se encuentra bajo presión en el depósito, el petróleo asciende a la superficie sin ayuda y su recuperación simplemente involucra construir tuberías para transportar el petróleo crudo a instalaciones de almacenamiento tales como tanques. Esto se conoce como recuperación primaria. Durante la vida de un pozo, no obstante, la presión del depósito desciende y a la postre se vuelve insuficiente para provocar que el petróleo ascienda a la superficie. En este escenario necesitan adoptarse medidas adicionales para hacer llegar el petróleo a la superficie. Estos métodos adicionales se conocen como métodos de recuperación secundarios. La recuperación de petróleo secundaria incluye: bombeo, inyección de agua, reinyección de gas natural y elevación por gas (inyección de aire, inyección de dióxido de carbono o inyección de otros gases en el pozo de extracción) .
Los métodos de recuperación de petróleo primarios y secundarios indicados antes habitualmente no resultan en que se recupere la totalidad del petróleo en la formación. En realidad, se calcula que aproximadamente la mitad a dos tercios del petróleo de una formación permanecen en esa formación después de recuperación de petróleo primaria y secundaria. Dejar tal cantidad de petróleo - un recurso finito - en cada formación no es deseable. En consecuencia, con el tiempo, se han desarrollado métodos adicionales para incrementar la proporción de petróleo recuperada de una formación después de que los métodos primarios y secundarios ya no proporcionan extracción adecuada de petróleo. Estos métodos se conocen como métodos de recuperación de petróleo a terciarios o mejorados. Los métodos de recuperación de petróleo mejorados comunes incluyen recuperación de petróleo mejorado térmico tal como inyección de vapor y quemado in situ, métodos de inundación química tal como inundación con polímeros, inundación con tensioactivos, inundación alcalina, inundación micelar e inundación alcalina-tensioactivo-polímero. No obstante, la combustión in situ es difícil de controlar, la inyección de vapor requiere equipo costoso de generación de vapor y la inundación química con frecuencia no es económica debido a los costos de las sustancias químicas. La recuperación microbiana mejorada de petróleo (MEOR) se puede utilizar como un proceso de recuperación de petróleo mejorado secundario o terciario que proporciona un método alternativo de EOR que se espera sea menos costoso y potencialmente más eficaz que los otros métodos EOR.
MEOR involucra el uso de organismos biológicos microbios - que crecen in situ en una formación para facilitar ya sea la producción de materiales para ayudar en la recuperación de petróleo o implementar un mecanismo para recuperación de petróleo. MEOR ha estado en existencia durante por lo menos 50 años y se considera que incrementa la recuperación de petróleo en una o una combinación de varias maneras. En primer lugar, los microbios producen tensioactivos en la formación. Los tensioactivos son agentes humectantes que disminuyen la tensión interfacial entre fluidos y/o sustancias. De esta manera, los tensioactivos producidos por microbios reducen la tensión interfacial de gotitas de petróleo que evitarían que el petróleo se moviera fácilmente a través de la formación. En segundo lugar, los microbios pueden producir gases tales como metano, dióxido de carbono, nitrógeno e hidrógeno. La producción de estos gases puede incrementar la presión en la formación y reducir la viscosidad del petróleo lo cual facilita la movilización del petróleo (hacia la superficie) . En tercer lugar, los microbios también producen compuestos, tales como ácidos, que disuelven carbonados y vuelven más permeable la formación de manera que el petróleo fluirá fácilmente a través de la formación a la superficie. En cuarto lugar otros compuestos (disolventes) producidos por los microbios pueden disminuir la viscosidad del petróleo de manera que fluye más fácilmente a través de la formación. En quinto lugar, los microbios descomponen los hidrocarburos en el petróleo lo que vuelve al petróleo menos viscoso y más fácil de recuperar. En sexto lugar, los microbios se pueden utilizar para taponar ciertas secciones de una formación que presenta petróleo como un método de modificación de flujo de fluido. Estas son solo algunas de las maneras en que se considera que MEOR incrementa la recuperación de petróleo.
Los procesos microbianos en el depósito involucran principalmente microbios anaeróbicos, en parte, debido a que es habitual que el contenido de oxigeno sea bajo en las formaciones que presentan petróleo. No obstante, también se ha practicado MEOR aeróbica como se describe, por ejemplo, en la patente de E.U.A. número 5,163,510 intitulada "Method of icrobial Enhanced Oil recovery", la descripción de la cual se incorpora en la presente en su totalidad como referencia. Aunque históricamente ha habido cierto éxito con MEOR de manera general, los resultados positivos no son consistentes y se puede concluir que el impacto general de MEOR, hasta la fecha, es marginal con respecto a una mejora en la proporción de petróleo recuperado de formaciones. Por lo tanto, existe la necesidad de volver a MEOR un método más exitoso para incrementar la recuperación de petróleo.
RESUMEN BREVE DE LA INVENCION
La presente invención se relaciona con sistemas y métodos de recuperación microbiana mejorada de petróleo que involucra adaptar el ambiente en el cual viven los microbios en una formación que tiene petróleo. Las adaptaciones del ambiente facilitan la actividad microbiana que incrementa la recuperación de petróleo de la formación que tiene petróleo.
Algunas modalidades de la invención incluyen un método que involucra introducir microbios en una formación que tiene petróleo. El método incluye adicionalmente tratar agua que va a ser inyectada en la formación que tiene petróleo. El tratamiento aplicado al agua se basa, por lo menos en parte, en establecer por lo menos una condición en la formación que tiene petróleo favorable para la actividad microbiana que incremente el movimiento de petróleo desde la formación que tiene petróleo. El agua tratada se inyecta en la formación que tiene petróleo para establecer la condición. Las modalidades de la invención también incluyen introducir oxigeno en la formación que tiene petróleo.
Las modalidades de la invención también incluyen un método de recuperación microbiana mejorada de petróleo a partir de una formación que tiene petróleo que involucra utilizar microbios que residen de modo natural en la formación que tiene petróleo. El método incluye además tratar agua para introducción en la formación que tiene petróleo. El tratamiento del agua se basa, por lo menos en parte, en establecer por lo menos una condición en la formación que tiene petróleo favorable con la actividad microbiana que incrementa el movimiento de petróleo desde la formación que tiene petróleo. El agua tratada se inyecta en la formación que tiene petróleo para establecer la condición. Las modalidades de la invención también incluyen introducir oxigeno en la formación que tiene petróleo.
Modalidades adicionales de la invención incluyen un sistema para recuperación microbiana mejorada de petróleo a partir de una formación que tiene petróleo. El sistema incluye un aparato de suministro de oxigeno para suministrar oxigeno a los microbios en la formación que tiene petróleo. El sistema incluye además una instalación de tratamiento de agua para tratar agua para introducción en la formación que tiene petróleo. El tratamiento de agua realizado en la instalación de tratamiento de agua se basa, por lo menos en parte, en establecer por lo menos una condición en la formación que tiene petróleo favorable con la actividad microbiana que incrementa el movimiento de petróleo desde la formación que tiene petróleo.
Lo anterior ha delineado de manera más bien amplia las características y ventajas técnicas de la presente invención con el fin de que la descripción detallada de la invención que sigue se comprenda mejor. Las características y ventajas adicionales de la invención se describirán en lo siguiente lo cual forma el objetivo de las reivindicaciones de la invención. Se deberá apreciar por aquellos expertos en el ámbito que la concepción y modalidad específica descrita se puede utilizar fácilmente como base para modificación o diseño de otras estructuras para llevar a cabo los mismos propósitos de la presente invención. También se deberá notar por aquellos expertos en el ámbito que tales construcciones equivalentes no se apartan del espíritu y alcance de la invención como se establecen en la reivindicaciones anexas. Los rasgos novedosos los cuales se considera que son característicos de la invención tanto respecto a su organización como al método de operación junto con objetivos y ventajas adicionales se comprenderán mejor a partir de la siguiente descripción cuando se consideran en relación con las figuras anexas. No obstante, deberá entenderse de manera expresa que cada una de las figuras se proporciona con el propósito de ilustración y descripción únicamente y no se pretende que sea una definición de los límites de la presente invención.
DESCRIPCION BREVE DE LAS FIGURAS
Para una comprensión más completa de la presente invención ahora se hace referencia a las siguientes descripciones que se toman junto con las figuras anexas, en las cuales:
la figura 1 muestra un diagrama para un sistema para implementar métodos de MEOR de acuerdo con modalidades selectas de la invención;
la figura 2 muestra un diagrama de bloques funcional de acuerdo con las modalidades selectas de la invención; y
la figura 3 muestra un diagrama de un sistema de acuerdo con las modalidades selectas de la invención.
DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION
La figura 1 muestra un diagrama del sistema 10 para implementar métodos MEOR de acuerdo con modalidades de la invención. El sistema 10 incluye un pozo 103 de producción para recuperar petróleo crudo 109 que se localiza en un depósito de petróleo 108. El depósito de petróleo 108 se sitúa dentro de una formación que tiene petróleo 101. La formación 101 puede ser cualquier tipo de formación geológica y puede estar situada bajo sobrecarga 102. Aunque la formación 101 se muestra en tierra en la figura 1, se podrá apreciar que la formación 101 se puede localizar en tierra o mar adentro. El pozo de inyección 105 es un pozo utilizado para inyectar agua en el depósito de petróleo 108. El agua inyectada se puede utilizar para inundación con agua y para proporcionar un medio para el crecimiento de microbios utilizados en MEOR de petróleo 109. El agua producida 125 puede ser la fuente de agua utilizada en inundación con agua y/o para proporcionar un medio para crecimiento microbiano en el depósito de petróleo 108. El agua de la formación 111 se presenta de modo natural en el depósito de agua 110 y puede ser la fuente de agua utilizada y la inundación con agua y/o proporcionar un medio para el crecimiento microbiano en el depósito de petróleo 108. No obstante, el agua para el sistema 10 también se puede obtener de otras fuentes tales como otras formaciones y otros cuerpos de agua tales como ríos, corrientes, lagos, etc. En realidad, el agua utilizada en el proceso MEOR puede ser adquirida, por ejemplo de una autoridad municipal. El agua 113 de estas otras fuentes puede ser almacenada en un almacenamiento de agua 112. La estación de bombeo 106 puede incluir una o más bombas. La estación de bombeo 106 bombea agua 111 desde el depósito de agua 110 por medio de un pozo de agua 104 o desde un almacenamiento de agua 112. Las modalidades de la invención establecen adaptaciones al ambiente en el depósito de petróleo 108 para facilitar la actividad microbiana que incrementa la recuperación de petróleo del depósito 108. Como se describe adicionalmente en lo siguiente, el sistema 10 incluye tratamiento de agua 114, un aparato de suministro de oxígeno 116, un aparato de inyección de microbios 117 y- un aparato de suministro de nutrientes 118 como componentes que se pueden utilizar en procesos MEOR para realizar estas adaptaciones.
La figura 2 muestra un diagrama de bloques funcional - lí ele acuerdo con modalidades seleccionadas de la invención. El proceso 20 es un proceso MEOR que se puede aplicar, por ejemplo, a la formación que tiene petróleo 101. La formación que tiene petróleo 101 incluye el depósito de petróleo 108 que ha sido sometido a recuperación primaria o primaria y secundaria. Como es habitual con la mayor parte de los depósitos de petróleo, después de que se ha aplicado recuperación primaria o primaria y secundaria a la formación 101, una cantidad significativa de petróleo 109 permanece atrapada en la formación 101. De esta manera, el proceso 20 se puede aplicar a la formación que tiene petróleo 101 para recuperar petróleo 109 que los métodos primario o primario y secundario no fueron capaces de recuperar. Se deberá apreciar que el proceso MEOR 20, en modalidades de la invención, puede proporcionar mejores resultados si se implementa como el inicio de la recuperación secundaria. El proceso 20 puede comenzar en la etapa 201, la cual involucra determinar microbios que van a ser utilizados en el proceso MEOR. El. proceso 20, se ha determinado que los microbios 107 sean los microbios que se utilizarán. Los microbios 107 pueden ser microbios que existen de manera natural en un depósito de petróleo 108 o en una formación que tiene petróleo 101 (como se utiliza en la presente, los microbios nativos de una formación son microbios que existen de manera natural en esa formación) . De manera alternativa, los microbios 107 pueden no ser nativos del depósito de petróleo 108 o de la formación que tiene petróleo 101 sino que pueden ser introducidos en la misma con el fin de obtener una actividad microbiana deseada. En realidad, los microbios 107 se pueden utilizar de microbios nativos y no nativos con respecto a la formación que tiene el petróleo 101. La utilización de microbios como se describe en la presente incluye determinar que existen microbios en la formación de petróleo, determinar si estos microbios pueden proporcionar la actividad microbiana deseada para recuperar microbios 109 y, si se identifica que los microbios son adecuados, basarse en estos microbios para la actividad microbiana deseada. La utilización de microbios también incluye inyectar microbios en la formación que tiene petróleo que se sabe proporcionan la actividad microbiana deseada.
Los microbios 107 pueden incluir uno o más microbios que se seleccionan de bacterias, arqueobacterias, hongos y levaduras, etc., o combinaciones de los mismos. En modalidades de la invención, por lo menos algunos microbios 107 pueden ser aeróbicos o facultativos. Además, los microbios 107 pueden incluir microbios no caracterizados de inóculos naturales, por ejemplo, microbios de agua de mar, agua de arroyos, lodo y suciedad. Los microbios 107 también pueden incluir microbios caracterizados de inóculos naturales los cuales presentan un escenario en donde de sabe que los microbios tienen la capacidad para crecer con hidrocarburos como la fuente de carbono principal bajo condiciones similares a las de un depósito. Los ejemplos de microbios utilizados en modalidades de la invención incluyen microbios que degradan hidrocarburos utilizando oxigeno, nitratos o sulfatos como aceptores de electrones y que tienen tensioactivos como una parte de su membrana y/o pared celular.
Los microbios 107 también pueden incluir organismos manipulados/modificados genéticamente (los GMO) . Estos GMO pueden ser manipulados para adaptarse a condiciones de depósito particulares o para incrementar la actividad microbiana particular para incrementar la recuperación de petróleo tal como la capacidad de degradar hidrocarburos, utilizar oxigeno, nitratos o sulfatos como aceptores de electrones o tener tensioactivos como parte de su membrana y/o pared celular. Se debe hacer notar que el microbio 107 puede incluir cualquier combinación de diferentes tipos de microbios descrita en lo anterior.
En la etapa 202 se determina el ambiente que facilita de mejor manera el crecimiento de población de microbios 107. Esta determinación puede incluir experimentos de control que monitorean el crecimiento microbiano como una función de cambios en el ambiente en el cual se colocan los microbios 107. Por ejemplo se pueden identificar las condiciones de agua que facilitan de mejor manera el crecimiento de la población microbiana de los microbios 107. Esto puede involucrar cambiar las propiedades del agua y realizar pruebas respecto al impacto que tienen estos cambios sobre el crecimiento microbiano de los microbios 107. Las propiedades de agua que pueden afectar el crecimiento microbiano y por lo .tanto pueden hacer variar los experimentos control incluyen contenido de metales pesados, pH, salinidad, contenido de aniones, contenido de cationes, demanda de oxigeno bioquímico, carbono orgánico total y propiedades de precipitación .
En base en la determinación de las condiciones de agua que facilitan mejor el crecimiento microbiano de microbios 107 las especificaciones para el agua que van a ser utilizadas en el proceso MEOR 20 pueden establecerse en la etapa 203. Debe hacerse notar que aunque los experimentos control pueden identificar un intervalo particular para el crecimiento microbiano ideal con respecto a una propiedad particular del agua, el intervalo puede variar debido a otros criterios. Por ejemplo, una mayor salinidad del agua puede deteriorar el desempeño microbiano. Si se determina que para una población de microbios particular la salinidad ideal para el agua en la cual crecerá la población es 5-10% se apreciará que la especificación de agua que va a ser utilizada en el sistema puede establecerse, por ejemplo, en 5-8% para satisfacer algún otro criterio. La relación entre propiedad de agua y otra propiedad de agua también puede guiar la especificaciones establecidas para el agua en general. No obstante, no es necesario que cada aspecto de la especificación siempre satisfaga las condiciones ideales para crecimiento microbiano. Puede haber casos en donde el proceso MEOR pueda operar efectivamente aunque la especificación del agua con respecto a una propiedad particular no se encuentre dentro del intervalo ideal identificado proporcionado por los experimentos control.
Una vez que se establece la especificación para el agua que se utilizará en el proceso MEOR, en la etapa 204, se identifica la fuente de agua. Típicamente, la fuente de agua serán depósitos de agua en la formación que tiene petróleo desde la cual se extrae el petróleo. De esta manera, la inyección de agua en una formación que tiene petróleo, como se utiliza en la presente, incluye extraer agua de la formación que tiene petróleo, tratar el agua y reinyectar el agua en la formación que tiene petróleo. Por ejemplo, en el sistema 10, el pozo de agua 104, el cual es abastecido por el depósito de agua 110, es una fuente del agua de formación 11 para uso en la recuperación microbiana mejorada de petróleo del petróleo
109 desde el depósito de petróleo 108. No obstante, la formación de agua 111 puede o no satisfacer una especificación establecida determinada para el proceso MEOR. De esta manera, el agua de la formación 111 se puede analizar en la etapa 205. De modo similar, el agua 113 del almacenamiento 112, la cual es suministrada por fuentes de agua diferentes de los depósitos de agua o aguas producidas de la formación que tiene petróleo 101 se pueden analizar en la etapa 205.
En la etapa 206, se realiza una determinación de si el agua de formación 111 o el agua 113 satisface la especificación del agua que va a ser utilizada en el proceso MEOR 20 al comparar las especificaciones establecidas con los resultados del análisis en la etapa 205. Si el agua no satisface las especificaciones establecidas entonces, en la etapa 207, el agua es tratada. Para tratar el agua, la estación de bombeo 106 bombea agua desde el depósito de agua
110 por medio del pozo de agua 104 o desde un almacenamiento de agua 112 a un sistema de tratamiento de agua 114. Las válvulas vi y v2 controlan la fuente desde la cual la estación de bombeo 106 bombea. En realidad, la estación de bombeo 106 puede bombear desde más de una fuente al sistema de tratamiento de agua 114. Por ejemplo, se pueden abrir las válvulas vi y v2 para permitir que la estación de bombeo 106 bombee de modo concurrente desde el pozo de agua 104 y el almacenamiento de agua 112 al sistema de tratamiento de agua 114.
El sistema de tratamiento de agua 114 puede tener diferentes tipos de equipo y sistemas para obtener diferentes propiedades de agua para el agua utilizada en el proceso 20. Las propiedades de agua que se pueden ajustar por el sistema de tratamiento de agua 114 incluyen demanda de oxígeno bioquímico/carbono orgánico total, contenido de metales pesados, pH y salinidad, contenido de aniones, contenido de cationes, propiedades de precipitación. Cada una de estas propiedades ' y su incidencia en el proceso MEOR se describe a su vez más adelante.
Demanda bioquímica de oxígeno, carbono orgánico total, demanda química de oxígeno
Es importante que el agua de inyección para MEOR esté libre o contenga solo cantidades limitadas de carbono orgánico. La demanda biológica de oxígeno (BOD) , el carbono orgánico total (TOC) y la demanda química de oxígeno (COD) son indicadores de carbono orgánico/contaminantes en agua. Esto es, BOD, TOC y COD son medidas conocidas de la calidad del agua. BOD es una medida de la cantidad de oxígeno utilizado por organismos aeróbicos en agua para descomponer material orgánico presente en el agua. TOC es la cantidad de carbono orgánico contenido en la materia orgánica en agua. COD es la cantidad de compuestos orgánicos en agua. El carbono orgánico en agua puede provenir de diversas fuentes que incluyen programas de tratamiento químico que se utilizan en el campo para evitar o inhibir corrosión de o precipitación de incrustaciones en equipo de recuperación de petróleo.
Las bajas concentraciones de BOD, TOC y COD son importantes para un MEOR eficaz por al menos tres motivos. En primer lugar, la actividad microbiana de MEOR se puede enfocar en procesos que involucran hidrocarburos desde el depósito 108 como fuente de carbono. En segundo lugar, los niveles elevados de BOD, TOC y COD pueden provocar el desarrollo de botones bacterianos parásitos que consumen tanto el nutriente inyectado como el oxígeno inyectado que están destinados para soportar los procesos de reducción de oxígeno dentro del depósito 108. La remoción o disminución de BOD, TOC y COD permite que los procesos de reducción de oxígeno MEOR estén sostenidos dentro del depósito. En tercer lugar, las comunidades de microbios que se encuentran de modo natural están presentes en el agua inyectada, dentro de la superficie de las lineas de flujo, el equipo de tubería y las partes tubulares del pozo de perforación. La exposición de estas comunidades microbianas propias a los nutrientes, oxígeno y contaminación con carbono orgánico puede generar la formación y crecimiento de biopelícula que puede incrustar y obturar el equipo de la superficie, las líneas de flujo y las partes tubulares del pozo de perforación. La remoción o eliminación de BOD, TOC y COD puede minimizar la posibilidad de bioincrustación .
En algunas modalidades de la invención, el BOD de agua que se va a utilizar en el proceso MEOR se establece en 0-20 miligramos por litro. BOD, TOC y COD se pueden reducir por cualquier método de tratamiento de agua conocido en el ámbito. Por ejemplo, la reducción de BOD, TOC y COD se puede realizar por sedimentación en tanques de sedimentación por gravedad, filtración por mallas, oxidación química, procesos biológicos, por ejemplo, en lagunas aeróbicas, facultativas y anaeróbicas, sistemas de lodo activado, sistemas de aireación, etc .
La figura 3 muestra un sistema específico para eliminar o controlar contaminantes orgánicos en agua de inyección, de acuerdo con una modalidad de la invención. El sistema 30 involucra un proceso controlado de reducción de nitrógeno para consumir carbono orgánico antes de la inyección de nutrientes y oxigeno que soporten el proceso MEOR. De esta manera, el tratamiento de agua 114 puede comprender al sistema 30 y se puede implementar antes de inyección de oxígeno por el aparato de suministro de oxigeno 116, la inyección de microbios por el aparato de inyección de microbios 117 y la inyección de nutrientes por el aparato de suministro de nutrientes 118. El sistema 30 incluye un tanque de retención de agua 301 el cual típicamente se utiliza corriente arriba de la bomba de inyección de agua 302. El aparato de inyección de nitrato y fosfato 304 inyecta nitrato (típicamente nitrato de sodio) y fosfato (típicamente fosfato monosódico o ácido fosfórico) directamente corriente arriba del tanque de retención 301. De manera alternativa, el nitrato y fosfato se bombean al tanque de retención 301 en cantidades suficientes para soportar la reducción de contenido orgánico. El proceso de desnitrificación limitado en carbono se lleva a cabo dentro del tanque de retención de agua 301 con el carbono orgánico que es consumido en el proceso. Las cantidades de nitrato y fosfato que deben ser inyectadas se pueden determinar y controlar por monitoreo del agua efluente del tanque de retención 301 vía muestreado y análisis o tiempo real con, por ejemplo, una sonda tal como una sonda de absorción ultravioleta 303 que se puede desplegar para medir concentraciones de nitrato, COD, TOC y BOD. Debe hacerse notar que en modalidades de la invención en donde el tratamiento de agua 114 comprende el sistema 30, entonces el suministro de nutrientes por el aparato de suministro de nutrientes 118 se puede eliminar del sistema 10.
Metales pesados
Los metales pesados son alimentos metálicos que pueden ser tóxicos a la actividad biológica. Los ejemplos de metales pesados incluyen mercurio, cadmio, plomo, cromo, estroncio, bario, cobre, boro y arsénico. En algunas modalidades de la invención, es deseable mantener el contenido de metales pesados por debajo de 15 miligramos por litro. Los metales pesados en concentraciones altas inhiben los procesos biológicos en los microbios. De esta manera, es deseable limitar el contenido de metal pesado a niveles tolerables en el agua para ser utilizada en el proceso MEOR 20. El sistema de tratamiento de agua 114 puede utilizar varios métodos diferentes para reducir el contenido de metal pesado. Estos métodos incluyen precipitación, floculación, reducción, extracción, quelación e intercambio de iones, etc.
pH
El pH es una medida de la acidez o alcalinidad. La actividad microbiana se ve afectada por cambios en el pH. En algunas modalidades de la invención un intervalo preferido de pH es de 5 a 9 y un intervalo más preferido es de 6 a 8.5. Se puede alterar el pH al remover compuestos ácidos o básicos que existen en el agua que es tratada o por adición/formación de ácidos y bases.
Salinidad
La salinidad es el contenido de sal en el agua. Diferentes microbios pueden sobrevivir en aguas de salinidades diferentes. Cambiar la salinidad del agua para satisfacer las necesidades particulares de los microbios que son utilizados puede incluir agregar sal o remover sal del agua. La remoción de sal se puede realizar por destilación y por procesos de membrana que utilizan osmosis inversa, etc. En algunas modalidades de la invención se prefiere una salinidad menor de 10%. En otras modalidades de la invención se prefiere una salinidad de menos de 5%.
Contenido de aniones
El contenido de aniones es una medida de la cantidad de aniones tales como nitratos, fosfatos, sulfatos, cloruros, bicarbonatos y carbonato presente en agua. El contenido de aniones se relaciona con la salinidad debido a que conforme aumenta la salinidad aumenta también el contenido de aniones. Además, el contenido de aniones proporciona una indicación de nutrientes que pueden estar disponibles para los microbios. El contenido de aniones puede variar por procesos de adición o remoción similares a los utilizados para ajustar la salinidad.
Contenido de cationes
El contenido de cationes es una medida de la cantidad de cationes tales como calcio, magnesio, sodio, potasio, cobre, bario, estroncio y hierro. El contenido de cationes también proporciona una indicación de nutrientes que pueden estar disponibles para los microbios. El contenido de cationes puede variar por procesos de adición o remoción similares a los utilizados para ajustar la salinidad.
Propiedades de precipitación
Las propiedades de precipitación del agua indican si los sólidos es probable que precipiten del agua. Es importante identificar las propiedades de precipitación del agua debido a que existe una alta tendencia de que se produzca precipitación en el agua utilizada en los procesos MEOR esto puede resultar en que los pozos (por ejemplo, tal como el pozo de inyección 105 y el pozo de producción 103) se obturen con respecto al tiempo. Por ejemplo, los hidróxidos de hierro tienden a precipitar a partir de formación de agua cuando se incrementa el nivel de oxigeno en el agua. Cuando se mezclan aguas diferentes, se sabe que los compuestos de bario y estroncio precipitan de las aguas de formación producidas. Un incremento de pH a partir de la remoción de CO2 del agua puede resultar en precipitación de carbonato de calcio. Los aniones y cationes presentes en el agua y el pH del agua son indicadores de la probabilidad de que pueden presentarse problemas de precipitación cuando se utiliza el agua en procesos MEOR. Adicionalmente , las pruebas de precipitación se pueden llevar a cabo al duplicar en el laboratorio condiciones que probablemente existan en la formación 101, durante MEOR y medir el nivel de precipitación que se produce.
Como se indica en lo anterior, las modalidades de la invención pueden utilizar diversos tipos de procesos de tratamiento de agua que incluyen procesos físicos, químicos y biológicos. Los procesos de tratamiento de agua pueden involucrar la remoción y/o reducción de los tratamientos químicos de campos petroleros que tienen agua de formación contaminada 111 en los procesos de recuperación primarios y secundarios. La invención no se limita a los diversos métodos de tratamiento de agua descritos en la presente dado que se pueden utilizar otros métodos de tratamiento. Además, adicionalmente a los procesos de tratamiento que aquí se describen, un método de tratamiento adicional puede involucrar combinar simplemente un lote de agua que tenga ciertas propiedades con otro lote de agua que tenga propiedades diferentes con el fin de obtener agua que satisfaga las especificaciones establecidas. Por ejemplo, si el agua de formación 111 tiene una salinidad de 20%, se puede reducir la salinidad a menos de 10% al combinar el agua de formación 111 con agua 113 (en este ejemplo, agua dulce) del almacenamiento de agua 112.
Después del tratamiento de agua en la etapa 207, el agua tratada es analizada en la etapa 205 y otra determinación realizada en el proceso 206 de si se satisface la especificación establecida. Una vez que se satisface la especificación establecida, el agua tratada 123 es bombeada desde el sistema de tratamiento de agua 114 vía la línea 115 hacia el pozo de inyección 105. Deberá hacerse notar que si el agua de formación 111 y el agua 113 satisfacen las especificaciones de agua establecidas, el agua de formación 111 y el agua 113 se pueden bombear directamente del pozo de agua 104 por la estación de bombeo 106 al pozo de inyección 105, por ejemplo, mediante el cierre de las válvulas v3 y v6 y apertura de las válvulas v4 y v5.
En algunas modalidades de la invención, el agua tratada 123 puede no ser suficiente para proporcionar las condiciones ideales para crecimiento microbiano. Por ejemplo, las modalidades de la invención utiliza microbios aeróbicos en el proceso MEOR y estos microbios requieren oxígeno para supervivencia. No existe suficiente oxigeno en la formación que tiene petróleo 101 y por lo tanto el oxígeno necesitará ser agregado a la formación que tiene petróleo 101 de manera que los microbios 107 puedan sobrevivir en la misma. De esta manera, en la etapa 208 se puede realizar una determinación de si el proceso MEOR requiere la adición de oxígeno para los microbios 107. No obstante, debe hacerse notar que el oxígeno en exceso puede afectar negativamente las propiedades de MEOR de los microbios 107. Si se determina que debe agregarse oxígeno, en la etapa 209 se agrega una cantidad predeterminada de oxígeno. El oxígeno se puede agregar por diversos medios. Por ejemplo, el oxígeno o el aire se pueden inyectar dentro del agua tratada 123 por el aparato de suministro de oxígeno 116 vía la línea 119 (como se muestra en la figura 1) . Los sistemas de introducción de aire se describen en la patente de E.U.A. número 6,546,962 intitulada "Introduction of Air into Injection Water", la descripción de la cual se incorpora en la presente como referencia. El aparato de suministro de oxigeno puede incluir bombas de inyección, expulsores, etc. De manera adicional o alternativa a la inyección de aire u oxigeno en el agua tratada 123, se pueden inyectar en el agua tratada 123 compuestos que produzcan oxigeno o se pueden inyectar directamente en la formación de petróleo 101. Los compuestos productores de oxigeno pueden incluir H202, NaC103, KC104 y NaN03 y combinaciones de los mismos. En algunas modalidades de la invención, el contenido de oxígeno se ajusta a 0.2-15 ppm.
En la etapa 210 se realiza una determinación de si los microbios 107 deben agregarse a la formación 101. Puede ser necesario agregar microbios 107 a la formación 101, por ejemplo cuando no hay microbios o existe una cantidad insuficiente de microbios en la formación 101. Además, un tipo particular de microbio puede desearse en el proceso EOR aplicado a la formación 101. Si la adición de microbios se determina que es necesaria, los microbios 107 van a ser agregados en la etapa 121 por el aparato de inyección de microbios 117 por medio de la línea 120. El aparato de inyección de microbios puede incluir, por ejemplo, bombas para bombear microbios 107 dispersados en un medio líquido.
Además del oxígeno, los microbios 107 requerirán nutrientes para sobrevivir. El tipo y cantidad de nutrientes requeridos por los microbios 107 pueden conocerse en base en el conocimiento en el ámbito acerca del microbio 10 . Adicionalmente, el tipo y cantidad de nutrientes requeridos por los microbios 107 se puede determinar por experimentos de crecimiento controlado. A partir de esta información se puede determinar, en la etapa 212, si los nutrientes se deben agregar al agua tratada 123. Si la totalidad de los nutrientes requeridos no están presentes en el agua tratada 123, entonces los nutrientes se agregan al agua tratada 123 por el aparato de suministro de nutrición 118 vía la linea 121 en la etapa 213. De manera alternativa, se pueden agregar los nutrientes a la formación 101 por otros métodos además de inyección en el agua tratada 123. Los ejemplos de nutrientes de acuerdo con las modalidades de la invención incluyen NaN03, KN03, NH4NO3, Na2HP04, K2HP04, Ca(N03)2 y NH4C1.
Debe hacerse notar que si la adición de oxigeno y/o nutriente se requiere en las etapas 209 y 213 puede depender de factores tales como el tipo de microbios 107, el tipo de petróleo 109, la profundidad del depósito 108, etc. Además, en modalidades de la invención que involucran combinación, por ejemplo, de agua de formación 111 y agua 113, sin tratamiento adicional en el sistema de tratamiento de agua 114, la combinación se puede realizar en la estación de bombeo 106. La estación de bombeo 106 puede después bombear el agua combinada directamente a la formación que tiene petróleo 101 por medio del pozo de agua 105. En este escenario, el oxigeno, los microbios y nutrientes se pueden inyectar en la linea 124 para suministro a la formación que tiene petróleo 101 por medio del pozo de agua 105.
En la etapa 214, el agua tratada 123, la cual puede haber sido corregida con oxigeno, microbios, nutrientes o combinaciones de los mismos, se inyecta en la formación que tiene petróleo 101 por medio de la linea 115 y el pozo de inyección 105. Una vez que el agua tratada 123, los microbios
107, el oxigeno y los nutrientes se colocan en el depósito
108, en la etapa 215, la acción microbiana se permite que se lleva a cabo y la producción de petróleo en incremento se monitorea en el pozo de producción 103. En otras palabras, se permite que transcurra tiempo suficiente para que los microbios 107 crezcan sobre el petróleo residual (petróleo 109) al consumir los nutrientes del oxigeno. Al crecer en el petróleo 109, los microbios reducen la tensión interfacial entre el petróleo 109 y el agua en la formación que tiene petróleo 101 (agua tratada 123 y agua que de otra manera existe en la formación) y reduce la permeabilidad en relación al agua en la formación que tiene petróleo 101. En algunas modalidades de la invención, el tratamiento de agua aplicado en el sistema de tratamiento de agua 114 se dirige para incrementar uno particular o más de la capacidad de los microbios 107 para crecer en petróleo 109 para reducir la tensión interfacial entre el petróleo 109 y el agua en la formación que tiene petróleo y reducir la permeabilidad relativa de agua. La permeabilidad relativa de agua reducida, como consecuencia, desviará nutrientes a áreas del depósito 108 en donde estimulará la interacción de microbios 107 con el petróleo atrapado 109 para incrementar la producción de petróleo 109.
Después de que se ha producido actividad microbiana suficiente para incrementar la recuperación de petróleo, el petróleo se recupera en la etapa 216. La recuperación de petróleo en la etapa 216 puede involucrar procesos de recuperación que incluyen inundación con agua. El agua utilizada en inundación con agua en la etapa 216 puede ser agua de formación 111, agua 113 o agua de otras fuentes. El petróleo crudo 109 se recupera del pozo de petróleo 103 por medio de tuberías al separador/almacenamiento, tal como una granja de tanque 122. En la granja de tanques 122 el agua de producción 125 (agua recuperada junto con petróleo 109) se separa del petróleo 109. En algunas modalidades, el agua de producción 125 puede ser transportada al almacenamiento de agua 112 o a un almacenamiento separado. El agua de producción después se puede tratar por el sistema de tratamiento de agua 114 y se puede utilizar en el proceso de recuperación de petróleo como se describe en lo anterior con respecto al agua de formación 111 y el agua 113.
Aunque una modalidad preferida de la presente invención se ha descrito con referencia a las etapas de la figura 2, se apreciará que la operación de la presente invención no se limita a las etapas particulares y/o al orden de las etapas particulares ilustradas en la figura 2. En consecuencia, las modalidades alternativas pueden proporcionar funcionalidad como se describe en la presente utilizando diversas etapas en una secuencia diferente a la de la figura 2. Por ejemplo, la inyección de oxigeno, microbios y nutrientes (etapas 209, 211 y 213) se pueden llevar a cabo de manera consecutiva. Además, la inyección de microbios (etapa 211) se puede llevar a cabo antes de la inyección de oxigeno (etapa 209) o después de la inyección de nutrientes (etapa 213) . Cualquier orden de implementación de las etapas 209, 211 y 213 se puede utilizar en modalidades de la invención, que incluyen implementar dos o más etapas 209,' 211 y 213 concurrentemente. Además, las etapas de la figura 2 se pueden realizar en procesos por lotes distintos o en un proceso continuo o como combinaciones de los mismos. Por ejemplo, un proceso en lotes puede involucrar llevar a cabo inyección de oxigeno, microbios y nutrientes (etapas 209, 211 y 213) consecutivamente y después permitir que la actividad microbiana se lleve a cabo por un cierto periodo de tiempo antes de que se recupere el petróleo 109 en la etapa 216. Por otra parte, un proceso continuo puede involucrar realizar de manera continua y concurrente la inyección de oxigeno, microbios y nutrientes (etapas 209, 211 y 213) sobre el tiempo y recuperar concurrentemente petróleo en la etapa 216.
Aunque la presente invención y sus ventajas se han descrito con detalle, deberá entenderse que se pueden realizar en la presente diversos cambios, sustituciones y alteraciones sin por esto apartarse del espíritu y alcance de la invención como se define en las reivindicaciones anexas. Además, el alcance de la presente solicitud no se pretende que esté limitado a modalidades particulares del proceso, máquinas, manufactura, composición de materia, medios, métodos y etapas que se describen en la especificación. Como una persona habitualmente experta en el ámbito lo apreciará con facilidad a partir de la descripción de la presente invención, los procesos, máquinas, manufactura, composiciones de materia, medios, métodos o etapas existentes actualmente o desarrollados posteriormente que realicen sustancialmente la misma función o que obtengan sustancialmente el mismo resultado que las modalidades correspondientes aquí descritas se puede utilizar de acuerdo con la presente invención. En consecuencia, las reivindicaciones anexas se pretende que incluyan dentro de su alcance a tales procesos, máquinas, manufactura, composiciones de materia, medios, métodos o etapas .
Claims (38)
1. Un método de recuperación microbiana mejorada de petróleo a partir de una formación que tiene petróleo, caracterizado porque comprende: utilizar microbios nativos a la formación que tiene petróleo para incrementar la recuperación de petróleo; tratar agua para introducción en la formación que tiene petróleo, en donde el tratamiento se basa, por lo menos en parte, en el establecimiento de por lo menos una condición en la formación que tiene petróleo favorable a la actividad microbiana, de los microbios nativos, que incrementa el movimiento de petróleo desde la formación que tiene petróleo; inyectar el agua tratada en la formación que tiene petróleo para establecer por lo menos una condición; e introducir oxigeno en la formación que tiene petróleo para consumo por los microbios nativos.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: analizar el agua antes del tratamiento con agua.
3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el análisis comprende llevar a cabo experimentos de crecimiento biológico de por lo menos parte de los microbios en por lo menos una porción del agua antes del tratamiento de agua.
. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque comprende además: llevar a cabo experimentos de crecimiento biológico de por lo menos parte de los microbios en por lo menos una porción del agua tratada.
5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: introducir por lo menos un nutriente en la formación que tiene petróleo para consumo por los microbios.
6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque por lo menos un nutriente se selecciona de la lista que consiste de NaN03, KN03 NH4N03, Na2HP04, K2HP04, Ca(N03)2 y NH4C1.
7. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque por lo menos un nutriente se introduce en la formación que tiene petróleo por medio del agua tratada.
8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el oxigeno se agrega al agua inyectada .
9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además recuperar el agua de una fuente dentro de la formación que tiene petróleo.
10. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el tratamiento comprende diluir el agua recuperada con agua que no se origina de la formación que tiene petróleo.
11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tratamiento de agua comprende la reducción de cualquier propiedad que se selecciona de la lista que consiste de: demanda de oxigeno bioquímico del agua y carbono orgánico total del agua.
12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tratamiento de agua comprende la reducción del contenido de metal pesado de agua.
13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tratamiento de agua comprende ajustar cualquier propiedad que se selecciona de la lista que consiste de: pH y salinidad o combinaciones de los mismos.
14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tratamiento de agua comprende ajustar la concentración de por lo menos un anión en el agua.
15. El método de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque por lo menos un anión se selecciona de la lista que consiste de: nitratos, fosfatos, sulfatos y cloruros y combinaciones de los mismos.
16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tratamiento comprende ajustar la concentración de por lo menos un catión en el agua.
17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque por lo menos un catión se selecciona de la lista que consiste de: calcio, magnesio, sodio, potasio, hierro y combinaciones de los mismos.
18. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tratamiento de agua comprende cualquier proceso que se selecciona de la lista que consiste de: reducción de la demanda de oxigeno bioquímica' del agua, reducción del carbono orgánico total de agua, reducción del contenido de metal pesado de agua, ajuste del pH de agua, ajuste de la salinidad del agua, ajuste de la concentración de por lo menos un anión en el agua, ajuste de la concentración de por lo menos un catión en el agua y combinaciones de los mismos.
19. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: remover el petróleo de la formación que tiene petróleo.
20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque la remoción comprende cualquiera de lo siguiente que se selecciona de la lista que consiste de: inundación con agua y recuperación térmica mejorada de petróleo .
21. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: introducir por lo menos un nutriente en la formación que tiene petróleo, en donde los microbios crecen sobre el petróleo residual en la formación que tiene petróleo al consumir los nutrientes del oxigeno, en donde el crecimiento microbiano reduce la tensión interfacial entre el petróleo residual y el agua y reduce la permeabilidad relativa del agua .
22. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los microbios comprenden microbios aeróbicos.
23. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la utilización comprende determinar microbios que son nativos a la formación que tiene petróleo y basarse en los microbios nativos para la actividad microbiana.
24. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la utilización comprende inyectar los microbios nativos en la formación que tiene petróleo para la actividad microbiana.
25. Un método de recuperación microbiana mejorada de petróleo a partir de una formación que tiene petróleo, caracterizado porque comprende: utilizar microbios aeróbicos nativos a la formación que tiene petróleo; analizar agua para introducción en la formación que tiene petróleo; tratar el agua basada en el análisis, en donde el tratamiento se basa, por lo menos en parte, en establecer por lo menos una condición en la formación que tiene petróleo favorable para la actividad microbiana, de los microbios aeróbicos nativos, que incrementa el movimiento de petróleo desde la formación que tiene petróleo; inyectar el agua tratada en la formación que tiene petróleo para establecer por lo menos una condición; introducir, oxigeno en la formación que tiene petróleo para consumo por los microbios aeróbicos nativos; e introducir por lo menos un nutriente en la formación que tiene petróleo para consumo por los microbios aeróbicos nativos. ,
26. Un método de recuperación microbiana mejorada de petróleo a partir de una formación que tiene petróleo, caracterizado porque comprende: introducir microbios en una formación que tiene petróleo ; tratar agua para introducción en la formación que tiene petróleo, en donde el tratamiento se basa, por lo menos en parte, en establecer por lo menos una condición en la formación que tiene petróleo favorable para la actividad microbiana de los microbios introducidos, que incrementa el movimiento de petróleo desde la formación que tiene petróleo; inyectar el agua tratada en la formación que tiene petróleo para establecer por lo menos una condición; e introducir oxigeno en la formación que tiene petróleo para consumo por los microbios introducidos.
27. El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque comprende además: analizar el agua antes del tratamiento de agua.
28. El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque comprende además: introducir por lo menos un nutriente en la formación que tiene petróleo para consumo por los microbios.
29. El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque comprende además: introducir oxigeno en la formación que tiene petróleo para consumo por los microbios.
30. El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque el tratamiento de agua comprende cualquier proceso que se selecciona de la lista que consiste de: reducción de la demanda de oxigeno bioquímica del agua, reducción del carbono orgánico total de agua, reducción del contenido de metal pesado de agua, ajuste del pH de agua, ajuste de la salinidad del agua, ajuste de la concentración de por lo menos un anión en el agua, ajuste de la concentración de por lo menos un catión en el agua y combinaciones de los mismos.
31. El método de " conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque comprende además: remover el petróleo de la formación que tiene petróleo .
32. El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado porque los microbios comprenden microbios aeróbicos .
33. Un método de recuperación microbiana mejorada de petróleo a partir de una formación que tiene petróleo, caracterizado porque comprende: introducir microbios aeróbicos . en la formación que tiene petróleo; analizar agua para introducción en la formación que tiene petróleo; tratar el agua en base en el análisis, en donde el tratamiento se basa, por lo menos en parte, en establecer por lo menos una condición en la formación que tiene petróleo favorable con la actividad microbiana, de los microbios aeróbicos introducidos que incrementa el movimiento del petróleo desde la formación que tiene petróleo; inyectar el agua tratada en la formación que tiene petróleo para establecer por lo menos una condición; introducir oxigeno en la formación que tiene petróleo para consumo por los microbios aeróbicos introducidos; e introducir por lo menos un nutriente en la formación que tiene petróleo para consumo por los microbios aeróbicos.
34. Un sistema para recuperación microbiana mejorada de petróleo a partir de una formación que tiene petróleo, el sistema está caracterizado porque comprende: un aparato de suministro de oxígeno para suministrar ¡ oxígeno a los microbios en la formación que tiene petróleo; y una instalación de tratamiento de agua para tratar agua para introducción en la formación que tiene petróleo, en donde el tratamiento se basa, por lo menos en parte, en establecer por lo menos una condición en la formación que tiene petróleo favorable con la actividad microbiana que incrementa el movimiento de petróleo desde la formación que tiene petróleo.
35. El sistema de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado porque el aparato de suministro de oxigeno comprende un aparato para inyectar oxigeno o compuestos que producen oxigeno en el agua que surge de la instalación de tratamiento de agua.
36. El sistema de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado porque la instalación de tratamiento de agua comprende equipamiento para realizar cualquier proceso que se selecciona de la lista que consiste de: reducción de la demanda de oxigeno bioquímica del agua, reducción del carbono orgánico total de agua, reducción del contenido de metal p'esado de agua, ajuste del pH de agua, ajuste de la salinidad del agua, ajuste de la concentración de por lo menos un anión en el agua, ajuste de la concentración de por lo menos un catión en el agua y combinaciones de los mismos.
37. El sistema de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado porque comprende además un aparato de suministro de nutriente para suministrar nutrientes a los microbios en la formación que tiene petróleo.
38. El sistema de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado porque comprende además: un aparato de inyección de microbios para inyectar microbios en el agua que surge de la instalación de tratamiento de agua.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/085,308 US8826975B2 (en) | 2011-04-12 | 2011-04-12 | Systems and methods of microbial enhanced oil recovery |
| PCT/US2012/025175 WO2013105983A1 (en) | 2011-04-12 | 2012-02-15 | Systems and methods of microbial enhanced oil recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| MX2013011621A true MX2013011621A (es) | 2013-10-25 |
Family
ID=47005537
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| MX2013011621A MX2013011621A (es) | 2011-04-12 | 2012-02-15 | Sistemas y metodos de recuperacion microbiana mejorada de petroleo. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8826975B2 (es) |
| CN (1) | CN103534330A (es) |
| AR (1) | AR085873A1 (es) |
| BR (1) | BR112013026061A2 (es) |
| CA (1) | CA2831591C (es) |
| GB (1) | GB2503400B (es) |
| MX (1) | MX2013011621A (es) |
| RU (1) | RU2559978C2 (es) |
| WO (1) | WO2013105983A1 (es) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8783345B2 (en) * | 2011-06-22 | 2014-07-22 | Glori Energy Inc. | Microbial enhanced oil recovery delivery systems and methods |
| US9732372B2 (en) | 2012-11-29 | 2017-08-15 | M-I L.L.C. | Use of rapid onsite bacteria test for oil and gas applications |
| 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 |
| US9650561B2 (en) * | 2013-06-18 | 2017-05-16 | Titan Oil Recovery, Inc. | Method of biological permeability modification of oil reservoirs using resident microorganisms and nutrient supplementation |
| WO2015038820A1 (en) * | 2013-09-12 | 2015-03-19 | Geo Fossil Fuels, Llc | Microbial enhanced oil recovery method |
| WO2015179545A1 (en) * | 2014-05-20 | 2015-11-26 | Titan Oil Recovery, Inc. | Method for increasing recovery of oil from carbonate oil reservoirs utilitzing an "in situ" organic approach |
| IL233483A (en) * | 2014-07-02 | 2015-04-30 | Mekorot Water Co Ltd | A method of biological treatment of contaminated water |
| EP3164573A4 (en) * | 2014-07-03 | 2017-12-13 | Titan Oil Recovery, Inc. | Method of monitoring the flow of natural or injected water during oil field recovery processes using an organic tracer |
| WO2016022779A1 (en) | 2014-08-06 | 2016-02-11 | Envera, Llc | Bacterial spore compositions for industrial uses |
| CN105626015B (zh) * | 2015-07-29 | 2018-07-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高微生物单井吞吐效果的方法 |
| EA201890544A1 (ru) | 2015-09-22 | 2018-08-31 | 9668241 Канада Инк. | Гравитационный дренаж с применением пара под микробиологическим воздействием |
| CN107676071B (zh) * | 2016-08-01 | 2020-03-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种减弱原油生物降解稠化的低成本增产方法 |
| US11001746B2 (en) | 2016-08-10 | 2021-05-11 | Geo Fossil Fuels, Llc | Compositions comprising and methods of making bio-polymers |
| CN110346540B (zh) * | 2019-06-24 | 2021-06-29 | 遵义师范学院 | 一种针对微生物驱油解堵检测装置及其检测方法 |
Family Cites Families (51)
| 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 |
| US3332487A (en) | 1963-09-30 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Aerobic bacteria in oil recovery |
| US4640767A (en) | 1978-01-24 | 1987-02-03 | Canadian Patents & Development Ltd/Societe Canadienne Des Brevets Et D'exploitation Ltd. | Hydrocarbon extraction agents and microbiological processes for their production |
| US4286660A (en) | 1979-03-23 | 1981-09-01 | Gesellschaft Fur Biotechnologische Forschung Gmbh | Process and installation for the flooding of petroleum deposits and oil shale |
| US4446919A (en) | 1982-04-26 | 1984-05-08 | Phillips Petroleum Company | Enhanced oil recovery using microorganisms |
| US4450908A (en) | 1982-04-30 | 1984-05-29 | Phillips Petroleum Company | Enhanced oil recovery process using microorganisms |
| US4475590A (en) | 1982-12-13 | 1984-10-09 | The Standard Oil Company | Method for increasing oil recovery |
| US4558739A (en) | 1983-04-05 | 1985-12-17 | The Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Situ microbial plugging process for subterranean formations |
| US4659463A (en) | 1984-10-10 | 1987-04-21 | Water Soft, Inc. | System to remove contaminants from water |
| US4678033A (en) | 1986-09-08 | 1987-07-07 | Atlantic Richfield Company | Hydrocarbon recovery process |
| US4799545A (en) | 1987-03-06 | 1989-01-24 | Chevron Research Company | Bacteria and its use in a microbial profile modification process |
| US4947932A (en) | 1987-03-06 | 1990-08-14 | Chevron Research Company | Phosphate compound that is used in a microbial profile modification process |
| 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 |
| US4905761A (en) | 1988-07-29 | 1990-03-06 | Iit Research Institute | Microbial enhanced oil recovery and compositions therefor |
| 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 |
| 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 |
| US5143155A (en) | 1991-03-05 | 1992-09-01 | Husky Oil Operations Ltd. | Bacteriogenic mineral plugging |
| US5368099A (en) | 1992-11-04 | 1994-11-29 | Phillips Petroleum Company | Injection of dextrins for subterranean microbial processes |
| US5327967A (en) | 1992-12-22 | 1994-07-12 | Phillips Petroleum Company | Utilization of phosphite salts as nutrients for subterranean microbial processes |
| US5341875A (en) | 1992-12-22 | 1994-08-30 | Phillips Petroleum Company | Injection of phosphorus nutrient sources under acid conditions for subterranean microbial processes |
| US5360064A (en) | 1992-12-22 | 1994-11-01 | Phillips Petroleum Company | Injection of organic phosphates for subterranean microbial processes |
| US5363913A (en) | 1993-08-30 | 1994-11-15 | Phillips Petroleum Company | Injection of sequestering agents for subterranean microbial processes |
| RU2078916C1 (ru) * | 1995-05-17 | 1997-05-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Состав для обработки нефтяного месторождения |
| US6546962B1 (en) * | 1998-01-09 | 2003-04-15 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Introduction of air into injection water |
| 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 |
| 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 | |
| GB0028264D0 (en) | 2000-11-20 | 2001-01-03 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
| GB0028269D0 (en) | 2000-11-20 | 2001-01-03 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
| GB0108086D0 (en) | 2001-03-30 | 2001-05-23 | Norske Stats Oljeselskap | Method |
| GB0112343D0 (en) | 2001-05-21 | 2001-07-11 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
| MX2008011686A (es) | 2001-05-25 | 2010-05-27 | Marathon Oil Co | Inhibicion de sulfuracion del deposito utilizando una inyeccion de agua tratada. |
| WO2005005773A2 (en) | 2003-07-14 | 2005-01-20 | The Energy Research Institute | A process for enhanced recovery of crude oil from oil wells using novel microbial consortium |
| US7407583B2 (en) | 2004-06-16 | 2008-08-05 | University Technologies International, Llp | In-situ groundwater nitrification and de-nitrification remediation system |
| US7426960B2 (en) | 2005-05-03 | 2008-09-23 | Luca Technologies, Inc. | Biogenic fuel gas generation in geologic hydrocarbon deposits |
| CN1995694B (zh) * | 2006-01-06 | 2011-01-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种污水注入本源微生物的驱油方法 |
| US7416879B2 (en) | 2006-01-11 | 2008-08-26 | Luca Technologies, Inc. | Thermacetogenium phaeum consortium for the production of materials with enhanced hydrogen content |
| US7681638B2 (en) | 2007-06-15 | 2010-03-23 | Glori Oil Limited | Wellbore treatment for reducing wax deposits |
| WO2009009382A2 (en) | 2007-07-12 | 2009-01-15 | Glori Oil Limited | Process for enhanced oil recovery using a microbial consortium |
| US7472747B1 (en) | 2007-08-01 | 2009-01-06 | Savannah River Nuclear Solutions, Llc | Biological enhancement of hydrocarbon extraction |
| US7740063B2 (en) | 2008-08-20 | 2010-06-22 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Method for identification of novel anaerobic denitrifying bacteria utilizing petroleum components as sole carbon source |
| BRPI1008388A2 (pt) | 2009-02-23 | 2017-06-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | método e sistema para recuperar hidrocarbonetos de uma formação de subsuperfície em uma área de desenvolvimento, e, método para tratar água em uma instalação de tratamento de água |
| US8316933B2 (en) | 2009-08-28 | 2012-11-27 | Geo Fossil Fuels Llc | Microbial enhanced oil recovery methods |
| BR112012006046A2 (pt) | 2009-09-17 | 2019-09-24 | Mri Global | método para o crescimento e metabolização de micróbios. |
| CN101699025B (zh) | 2009-10-30 | 2012-11-14 | 华东理工大学 | 一种调控微生物采油的方法 |
| CN101988380B (zh) | 2010-08-07 | 2013-07-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种构建油藏驱油微生物群落提高原油采收率的方法 |
| US8720546B2 (en) | 2010-11-01 | 2014-05-13 | E I Du Pont De Nemours And Company | Prevention of biomass aggregation at injection wells |
-
2011
- 2011-04-12 US US13/085,308 patent/US8826975B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-02-15 WO PCT/US2012/025175 patent/WO2013105983A1/en active Application Filing
- 2012-02-15 CA CA2831591A patent/CA2831591C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-02-15 BR BR112013026061A patent/BR112013026061A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-02-15 MX MX2013011621A patent/MX2013011621A/es active IP Right Grant
- 2012-02-15 CN CN201280018074.7A patent/CN103534330A/zh active Pending
- 2012-02-15 RU RU2013150205/03A patent/RU2559978C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-02-15 GB GB1318159.9A patent/GB2503400B/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-04-04 AR ARP120101196A patent/AR085873A1/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20120261117A1 (en) | 2012-10-18 |
| BR112013026061A2 (pt) | 2019-09-24 |
| US8826975B2 (en) | 2014-09-09 |
| CN103534330A (zh) | 2014-01-22 |
| GB2503400A (en) | 2013-12-25 |
| AR085873A1 (es) | 2013-10-30 |
| RU2559978C2 (ru) | 2015-08-20 |
| CA2831591A1 (en) | 2013-07-18 |
| RU2013150205A (ru) | 2015-05-20 |
| GB2503400B (en) | 2016-11-02 |
| GB201318159D0 (en) | 2013-11-27 |
| WO2013105983A1 (en) | 2013-07-18 |
| CA2831591C (en) | 2016-11-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8826975B2 (en) | Systems and methods of microbial enhanced oil recovery | |
| Wang et al. | Geochemical and microbial characterizations of flowback and produced water in three shale oil and gas plays in the central and western United States | |
| Gieg et al. | Biological souring and mitigation in oil reservoirs | |
| Butkovskyi et al. | Removal of organic compounds from shale gas flowback water | |
| Chen et al. | Microbial compositional and functional traits of BTEX and salinity co-contaminated shallow groundwater by produced water | |
| Zhang et al. | The treatment of flowback water in a sequencing batch reactor with aerobic granular sludge: performance and microbial community structure | |
| Abousnina et al. | Comparison between oily and coal seam gas produced water with respect to quantity, characteristics and treatment technologies: a review | |
| Enning et al. | Evaluating the efficacy of weekly THPS and glutaraldehyde batch treatment to control severe microbial corrosion in a simulated seawater injection system | |
| Ng et al. | Replacing the use of freshwater with seawater: problems, solutions, and applications | |
| Zhuang et al. | Oxidation treatment of shale gas produced water: Molecular changes in dissolved organic matter composition and toxicity evaluation | |
| Camilo | Bioreactor reduces atrazine and nitrate in tile drain waters | |
| Hussain et al. | Advanced technologies for produced water treatment | |
| Eckford et al. | Using nitrate to control microbially-produced hydrogen sulfide in oil field waters | |
| Janson et al. | Biotreatment of hydrate-inhibitor-containing produced waters at low pH | |
| Lv et al. | Application of a H 2-based MBfR in advanced nitrogen removal from real municipal secondary effluent | |
| Prajapat et al. | Application of biotechnology in oil and gas industries | |
| JP2011173037A (ja) | 土壌または地下水の浄化方法、および微生物用栄養組成物の濃度確認方法 | |
| Eisenlord et al. | Environmental impact analysis on the hydraulic fracture test site (HFTS) | |
| Zhu | Microbial control | |
| Nicholas | Evaluation of a sequencing batch reactor followed by media filtration for organic and nutrient removal from produced water | |
| Freedman | Biologically active filtration for treatment of produced water and fracturing flowback wastewater in the O&G industry | |
| Hummel | Sulfate Reduction in Produced Water via Expanded Granular Sludge-Bed Reactors | |
| Walker et al. | Sulfate removal from coal mine water in Western Pennsylvania: Regulatory requirements, design, and performance | |
| Rajbongshi et al. | A Review on Oilfield Produced Water and Its Treatment Technologies | |
| Robertson et al. | Rapid, Economic Microbial Monitoring Methodologies for Determining Treated Water Stability |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FG | Grant or registration |