NO333281B1 - Fremgangsmate for mikrobielt okt oljegjenvinning - Google Patents
Fremgangsmate for mikrobielt okt oljegjenvinning Download PDFInfo
- Publication number
- NO333281B1 NO333281B1 NO20022114A NO20022114A NO333281B1 NO 333281 B1 NO333281 B1 NO 333281B1 NO 20022114 A NO20022114 A NO 20022114A NO 20022114 A NO20022114 A NO 20022114A NO 333281 B1 NO333281 B1 NO 333281B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- formation
- bacteria
- outlet
- vitamins
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 title description 2
- BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N bis(2-ethylhexyl) phthalate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC(CC)CCCC BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 57
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 229940088594 vitamin Drugs 0.000 claims abstract description 14
- 235000013343 vitamin Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- 239000011782 vitamin Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229930003231 vitamin Natural products 0.000 claims abstract description 14
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 claims abstract description 9
- 241001148471 unidentified anaerobic bacterium Species 0.000 claims abstract description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 34
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims description 27
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 24
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 24
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- YBJHBAHKTGYVGT-ZKWXMUAHSA-N (+)-Biotin Chemical compound N1C(=O)N[C@@H]2[C@H](CCCCC(=O)O)SC[C@@H]21 YBJHBAHKTGYVGT-ZKWXMUAHSA-N 0.000 claims description 4
- PVNIIMVLHYAWGP-UHFFFAOYSA-N Niacin Chemical compound OC(=O)C1=CC=CN=C1 PVNIIMVLHYAWGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- AUNGANRZJHBGPY-SCRDCRAPSA-N Riboflavin Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)CN1C=2C=C(C)C(C)=CC=2N=C2C1=NC(=O)NC2=O AUNGANRZJHBGPY-SCRDCRAPSA-N 0.000 claims description 4
- 230000000789 acetogenic effect Effects 0.000 claims description 4
- OVBPIULPVIDEAO-LBPRGKRZSA-N folic acid Chemical compound C=1N=C2NC(N)=NC(=O)C2=NC=1CNC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CCC(O)=O)C(O)=O)C=C1 OVBPIULPVIDEAO-LBPRGKRZSA-N 0.000 claims description 4
- JZRWCGZRTZMZEH-UHFFFAOYSA-N Thiamine Natural products CC1=C(CCO)SC=[N+]1CC1=CN=C(C)N=C1N JZRWCGZRTZMZEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AGBQKNBQESQNJD-SSDOTTSWSA-N (R)-lipoic acid Chemical compound OC(=O)CCCC[C@@H]1CCSS1 AGBQKNBQESQNJD-SSDOTTSWSA-N 0.000 claims description 2
- ALYNCZNDIQEVRV-UHFFFAOYSA-N 4-aminobenzoic acid Chemical compound NC1=CC=C(C(O)=O)C=C1 ALYNCZNDIQEVRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AUNGANRZJHBGPY-UHFFFAOYSA-N D-Lyxoflavin Natural products OCC(O)C(O)C(O)CN1C=2C=C(C)C(C)=CC=2N=C2C1=NC(=O)NC2=O AUNGANRZJHBGPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OVBPIULPVIDEAO-UHFFFAOYSA-N N-Pteroyl-L-glutaminsaeure Natural products C=1N=C2NC(N)=NC(=O)C2=NC=1CNC1=CC=C(C(=O)NC(CCC(O)=O)C(O)=O)C=C1 OVBPIULPVIDEAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AGBQKNBQESQNJD-UHFFFAOYSA-N alpha-Lipoic acid Natural products OC(=O)CCCCC1CCSS1 AGBQKNBQESQNJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229960004050 aminobenzoic acid Drugs 0.000 claims description 2
- 229960002685 biotin Drugs 0.000 claims description 2
- 235000020958 biotin Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000011616 biotin Substances 0.000 claims description 2
- FAPWYRCQGJNNSJ-UBKPKTQASA-L calcium D-pantothenic acid Chemical compound [Ca+2].OCC(C)(C)[C@@H](O)C(=O)NCCC([O-])=O.OCC(C)(C)[C@@H](O)C(=O)NCCC([O-])=O FAPWYRCQGJNNSJ-UBKPKTQASA-L 0.000 claims description 2
- 229960002079 calcium pantothenate Drugs 0.000 claims description 2
- 229960000304 folic acid Drugs 0.000 claims description 2
- 235000019152 folic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000011724 folic acid Substances 0.000 claims description 2
- 235000019136 lipoic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 229960003512 nicotinic acid Drugs 0.000 claims description 2
- 235000001968 nicotinic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000011664 nicotinic acid Substances 0.000 claims description 2
- LXNHXLLTXMVWPM-UHFFFAOYSA-N pyridoxine Chemical compound CC1=NC=C(CO)C(CO)=C1O LXNHXLLTXMVWPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000019171 pyridoxine hydrochloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000011764 pyridoxine hydrochloride Substances 0.000 claims description 2
- 229960002477 riboflavin Drugs 0.000 claims description 2
- 235000019192 riboflavin Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000002151 riboflavin Substances 0.000 claims description 2
- 241000894007 species Species 0.000 claims description 2
- 235000019157 thiamine Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000011721 thiamine Substances 0.000 claims description 2
- 229960002663 thioctic acid Drugs 0.000 claims description 2
- 229940011671 vitamin b6 Drugs 0.000 claims description 2
- 229960003495 thiamine Drugs 0.000 claims 1
- KYMBYSLLVAOCFI-UHFFFAOYSA-N thiamine Chemical compound CC1=C(CCO)SCN1CC1=CN=C(C)N=C1N KYMBYSLLVAOCFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000003722 vitamin derivatives Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 10
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 4
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000001464 adherent effect Effects 0.000 description 2
- 241001148470 aerobic bacillus Species 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000012792 core layer Substances 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019797 dipotassium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000003102 growth factor Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Inorganic materials [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
- C09K8/905—Biopolymers
-
- 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
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Purification Treatments By Anaerobic Or Anaerobic And Aerobic Bacteria Or Animals (AREA)
- Apparatus Associated With Microorganisms And Enzymes (AREA)
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Biological Treatment Of Waste Water (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte for mikrobielt økt olje- utvinning for utvinning av olje fra en oljeførende grunnformasjon (13). Fremgangs- måten omfatter følgende trinn: å injisere vann som inneholder en kilde for vitaminer, fosfater og en elektron-akseptor såsom nitrat, inn i formasjonen ved en første lokalitet (10) og la anaerobe bakterier, som enten allerede er til stede i formasjonen (13) eller som tilføres samtidig, formere seg ved bruk av oljen som deres hoved- karbonkilde. Dette etablerer et lag av biomasse (16) som virker til å skille ut oljen fra grunnformasjonen (13). Den utskilte oljen fjernes via et utløp (15).
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for mikrobielt økt oljeutvinning for utvinning av olje fra en oljeførende grunnformasjon, hvor formasjonen omfatter et innløp og et utløp, og hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: å injisere vann som inneholder fosfater og en elektronakseptor inn i formasjonen, å la mikroorganismer i form av anaerobe eller fakultative anaerobe bakterier, som enten allerede er til stede i formasjonen eller som innføres i formasjonen samtidig med fosfatene og elektronakseptoren, formere seg ved bruk av oljen som deres hovedkarbonkilde og derved etablere et lag av biomasse som virker til å skille ut oljen fra grunnformasjonen; og å fjerne den utskilte oljen via utløpet.
Når olje er til stede i underjordiske grunnformasjoner så som sandstein eller kalk, kan den generelt utvinnes ved å bore inn i de oljeførende lag og å la eksisterende overtrykk tvinge oljen opp i borehullet. Dette er kjent som primær fjerning. Når overtrykket nærmer seg uttømming, er det vanlig å lage et overtrykk, for eksempel ved å injisere vann inn i formasjonene for å spyle ut gjenstående olje. Dette er kjent som sekundær fjerning.
Likevel, selv etter sekundær fjerning, forblir en stor del olje i formasjonene, i tilfellet med nordsjøolje kan dette representere opp til 75% av den opprinnelig tilstedeværende oljen. Av denne gjenværende oljen vil sannsynligvis mer enn halvparten være i form av dråper og kanaler som hefter til grunnformasjonene som er oversvømt av vann, og resten vil være i lommer som er avskåret fra utløpene fra feltet. Foreliggende oppfinnelse vedrører utvinning av den tilgjengelige, men vedheftende, oljen som blir igjen i grunn-formas j onene.
Et antall fremgangsmåter for økt oljeutvinning har vært foreslått for dette formålet. En tilnærming er å kombinere trykk med en endring av viskositeten i oljen og/eller vannet som er til stede. Således tilsettes det en fortynner eller CO2eller damp til reservoaret for å redusere oljens visko-sitet, noe som derved lar den bli frigitt. Alternativt kan viskositetsøkende tilsetningsstoffer så som polymerer tilsettes til injeksjonsvannet slik at oljen fortrinnsvis blir drevet ut. Imidlertid er anvendelse av CO2ufordelaktig på grunn av beleggdannelse, bruk av damp er bare effektivt i grunne reservoarer med lav temperatur, mens de andre tilsetningsstoffene er svært kostbare.
En annen tilnærming er å forandre overflatespenningen og kapillærkreftene slik at vannet under trykk blir mer til-gjengelig for porene og kanalene. Dette kan oppnås ved spyling med alkalier eller ved hjelp av surfaktanter. Imidlertid har også disse tilnærmingsmåtene en tendens til å være kostbare.
En annen tilnærmingsmåte er in situ forbrenning. Denne innebærer å pumpe luft eller oksygen inn i formasjonen og å tenne på den tilstedeværende gassen/oljen. I teorien vil den produserte varmen bevege de lettere fraksjonene etter hvert som en forbrenningsfront stadig beveger seg gjennom formasjonen, hvor de tyngre tjærestoffene brenner. I praksis er det imidlertid nesten umulig å kontrollere fremdriften, fordi gassene har en tendens til å stige, mens vannet som er til stede synker, noe som resulterer i en ujevn forbrenningsfront.
En fjerde tilnærmingsmåte er mikrobielt økt oljeutvinning (MEOR). Denne innebærer bruk av mikroorganismer så som bakterier for å drive ut oljen, og et antall systemer har blitt foreslått. I tilfelle av ukonsoliderte geologiske lag, så som oljeskifrer, kan den oljeførende bergarten pumpes som en vandig suspensjon (slurry) til bunnfellingstanker ved overflaten eller til reservoarer hvor den utsettes for aerobe bakterier, slik det er beskrevet i US 2907389. Tilgjengelig-het på oksygen lar bakteriene mangfoldiggjøre seg ved bruk av oljen som karbonkilde. Ved å gjøre dette, produserer bakteriene surfaktanter som virker til å frigi oljen som dråper. Oljedråpene har mindre tetthet enn vann og flyter dermed til overflaten. Oljen fjernes deretter. Dessverre kan ikke systemet på en gunstig måte anvendes på konsoliderte grunnformasjoner, særlig når de er undersjøiske.
Fremgangsmåter for in situ MEOR faller generelt inn i to kategorier, aerobe bakteriesystemer, slik det er typisk beskrevet i US 3332487, og anaerobe bakteriesystemer som beskrevet i WO 89/10463.
Den faktiske eksistensen av olje i en formasjon betyr at det ikke kan være til stede noen anaerobe bakterier som vil kunne leve på oljen under de rådende forholdene. Derfor har det vært antatt at i anaerobe bakteriesystemer må det til-føres en karbonkilde eller "mat". Under disse omstendighetene vil imidlertid de utvalgte bakteriene (enten med hensikt eller naturlig) være dem som er mest egnet under de rådende forholdene for konsum av den aktuelle maten som anvendes. De vil ikke være spesielt tilpasset for å ha en virkning på oljen, og derfor vil deres virkning på oljen være som om den var et biprodukt, og disse anaerobe systemene har derfor en tendens til å være svært langsomme i å oppnå ønsket frigiving av oljen.
Fraværet av oksygen i oljeførende formasjoner betyr at dersom det skal brukes et aerobt system, må det tilføres oksygen. Når aerobe bakterier benyttes og oksygen (eller luft, som inneholder oksygen) injiseres inn i formasjonen, er situasjonen imidlertid langt fra tilfredsstillende. For det første skjer det en umiddelbar separasjon til en gassfase og en vannholdig fase, noe som gjør kontroll av systemet svært vanskelig, og i praksis begrenses systemet til en satsvis (batch-type) operasjon. For det andre genereres det en stor del varme, som med henblikk på den oksygenrike gassfasen og det lett tilgjengelige brennbare materialet representerer en betydelig eksplosjonsrisiko. Et kjølemedium må derfor også anvendes.
En måte å ta hånd om dette på er beskrevet i
WO 92/13172. Denne publikasjonen beskriver en fremgangsmåte for mikrobielt økt oljeutvinning for utvinning av olje fra en oljeførende andre grunnformasjon, hvor formasjonen omfatter et innløp ved en første lokalitet og et utløp ved en andre lokalitet, hvor fremgangsmåten omfatter: å injisere vann, som inneholder en oksygenkilde som er i stand til å avgi minst 5 mg/l fritt oksygen, inn i formasjonen ved en første lokalitet som er anbrakt i avstand fra den andre lokaliteten, og la mikroorganismer, som enten allerede er til stede i formasjonen eller som tilføres samtidig med injeksjonsvannet som inneholder oksygen, for å formere seg ved bruk av olje som deres hovedkarbonkilde og oksygenet fra injeksjonsvannet som deres hovedoksygenkilde, og derved etablere et lag av biomasse som virker til å utskille oljen fra grunnformasjonen, og deretter å fjerne den utskilte oljen via utløpet ved hjelp av injeksjonsvannet.
I dette systemet, på den siden som ligger fjernest fra injeksjonsbrønnen, blir oksygenet den vekstbegrensende faktoren på grunn av mikroorganismenes konsum av oksygen. Vekstraten for mikroorganismene er naturligvis avhengig av det tilgjengelige oksygenet. I dette systemet er maksimal vekst ønskelig, og derfor er det ønskelig å opprettholde en høy oksygenkonsentrasjon i injeksjonsvannet (og helt klart også i det fremvoksende laget av biomasse). Feltprøver i Østerrike i de senere årene har vist at ved bruk av dette systemet, har det vært mulig å oppnå en trefoldig økning av olj eproduksj onen.
Det er imidlertid funnet at dette systemet virker effektivt kun over en relativt kort avstand fra injeksjons-stedet for oksygen. Videre er det ønskelig å unngå bruk av injisert oksygen for å unngå problemer med korrosjon. Dette er særlig akutt i situasjoner hvor utstyret som er mottakelig for korrosjon er fjerntliggende og/eller vanskelig og dyrt å skifte ut.
Det er kjent at sulfatreduserende bakterier (SRB), nitratreduserende bakterier (NRB), jernreduserende bakterier (IRB) og acetogene bakterier kan vokse anaerobisk på olje hvis de har de nødvendige inorganiske næringsstoffene. Laboratoriestudier har vist at oksygen kan erstattes av visse vekstfaktorer, for eksempel vitaminer, for å oppnå en reduksjon av den gjenværende oljekonsentrasjonen.
Det er derfor et formål med foreliggende oppfinnelse å produsere olje ved hjelp av en fremgangsmåte for mikrobielt økt oljeutvinning som fortrinnsvis unngår bruk av injisert oksygen. Det er videre et formål med oppfinnelsen å tilveie-bringe en fremgangsmåte for mikrobielt økt oljeutvinning som er effektiv over større avstander.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en fremgangsmåte for mikrobielt økt oljeutvinning for utvinning av olje fra en oljeførende grunnformasjon, hvor formasjonen omfatter et innløp og et utløp, og hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: å injisere vann som inneholder fosfater og en elektronakseptor inn i formasjonen, å la mikroorganismer i form av anaerobe eller fakultative anaerobe bakterier, som enten allerede er til stede i formasjonen eller som innføres i formasjonen samtidig med fosfatene og elektronakseptoren, formere seg ved bruk av oljen som deres hovedkarbonkilde og derved etablere et lag av biomasse som virker til å skille ut oljen fra grunnformasjonen; og å fjerne den utskilte oljen via utløpet. Framgangsmåten er kjennetegnet ved at vannet som injiseres inneholder en vitaminkilde.
De foretrukne utførelsene er også angitt i krav 1-12.
Fortrinnsvis er elektron-akseptoren nitrat som tilsettes som kalsium-, kalium-, natrium eller ammoniumsalt, selv om også sulfater kan anvendes. Fortrinnsvis er innløpet ved en første lokalitet og utløpet ved en andre lokalitet anbrakt med mellomrom fra den første lokaliteten, selv om innløpet og utløpet kan være et og samme, for eksempel produksjonsbrønnen. Fortrinnsvis tilføres i hovedsak intet oksygen med injeksjonsvannet.
Bakteriene er olje-nedbrytende anaerobe og/eller fakultative anaerobe bakterier. Bakteriene omfatter fortrinnsvis arter av SRB, NRB, IRB og/eller acetogene bakterier.
Vitaminene omfatter fortrinnsvis en eller flere eller en blanding av B12, biotin, folsyre, nikotinsyre, aminobenzosyre, kalsiumpantotenat, pyridoksin-HCL, riboflavin, tiamin og tioktinsyre (eng.: thioctic acid). Vitaminene osv. blir fortrinnsvis tilført kontinuerlig i formasjonen. Alternativt kan de tilføres periodisk, for eksempel en gang per døgn.
De individuelle konsentrasjonene av vitaminene i injeksjonsvannet er fortrinnsvis i området fra 1 til 1000 ug/l og mer foretrukket i området fra 10 til 100 ug/l. Overflatehastigheten på injeksjonsvannet gjennom den oljeførende formasjonen er fortrinnsvis mellom 0,1 og 15 m/døgn, mer foretrukket mellom 0,3 og 2 m/døgn.
Etter hvert som den fortrengte oljen spyles fremover vil mikroorganismene i den bakre delen av fronten ikke ha noe olje og vil enten gå i dvale eller vil spise hverandre. Dette regulerer effektivt tykkelsen av biomasselaget, noe som sikrer at vitaminene, fosfatene og elektronakseptoren trenger gjennom til frontdelen av laget, noe som tillater påvirkning av ny olje. Således rykker fronten frem gjennom oljen mot utløpet, og utdrevet olje blir konstant spylt ut av injeksjonsvannet .
Med en prosess for naturlig utvelging trives bare de mest vellykkede mikroorganismene, og disse vil være de som er mest effektive i å utnytte oljen. De vil derfor være de mest effektive til å drive ut oljen, sannsynligvis på grunn av produksjonen av surfaktanter. På grunn av spylevirkningen fra injeksjonsvannet blir imidlertid oljen fjernet, og dermed er det bare en liten andel av oljen som faktisk blir konsumert av biomassen.
En teori for hvordan oljen skilles ut, er at oljen splittes til små dråper av surfaktantene og at disse vaskes ut. Søkeren tror likevel at oljen til å begynne med er plassert i lange bånd eller strimler i bergartens pore-struktur og at surfaktantene begynner å påvirke kun partier av disse båndene. På denne måten reduseres de totale viskøse kreftene som binder et bånd, og trykket fra injeksjonsvannet driver til slutt ut hele båndet, heller enn at det blir brutt opp av surfaktantene.
Mikroorganismene kan være hvilke som helst passende anaerobe og/eller fakultative bakterier. Egnede bakterier kan være SRB, NRB, IRB og acetogene bakterier. Bakteriene som benyttes kan være valgt ut på forhånd og kultivert for å trives i injeksjonsvannet under de rådende betingelser.
Eksempler på passende nitrater og fosfater omfatter NaN03, KN03, NH4N03, Na2HP04og K2HP04. Dersom man baserer seg på sulfater, er disse naturlig til stede i sjøvann.
Det vil innses at ved å bruke et system ifølge oppfinnelsen, kan det fremrykkende laget av biomasse effektivt fjerne all olje som den støter på. Enten vil oljen bli drevet ut og spylt bort, eller den vil bli konsumert og omdannet, selv om noe kan være igjen. Den frigitte oljen kan separeres fra vannet, mineralene og organisk materiale ved konvensjo-nelle fremgangsmåter selv om det ønskelig å redusere kontakt med luft før separasjon til et minimum for å unngå ytter-ligere mikrobiell påvirkning av oljen.
Oppfinnelsen kan praktisk settes ut i livet på forskjellige måter, og en utførelse vil nå bli beskrevet ved hjelp av eksempler med henvisning til de vedføyde tegningene, hvor: Figur 1 er et skjematisk vertikalt snitt som viser iverksetting av en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen i en oljeførende formasjon med gjenværende olje; og Figur 2 til 4 er lignende forenklede riss som viser påfølgende trinn i prosessen. Figur 1 viser en undersjøisk oljebrønn som har vært gjenstand for primær/sekundær fjerning ved hjelp av en injek-sjonsbrønn 10. Under sjøen 11 er det forskjellige kjernelag 12, en oljeførende formasjon 13 med gjenværende olje og et underliggende grunnfjell 14. Et produserende borehull 15 og injeksjonsborehullet 10 forløper inn i formasjonen 13. I tilfelle av et oljefelt i Nordsjøen såsom Gullfaksfeltet, kan formasjonen 13 være konsolidert sandstein som har en stor mengde heftende olje og som er oversvømt av formasjons- og injeksjonsvann som ikke inneholder oksygen.
Injeksjonsvann 17 innføres i formasjonen 13 via injek-sjonsbrønnen 10. Dersom det ikke er noen passende anaerobe bakterier til stede i formasjonen 13, enten naturlig fore-kommende eller på grunn av tidligere utførte operasjoner, blir anaerobe bakterier innført via injeksjonsbrønnen 10, for eksempel med injeksjonsvannet 17. Injeksjonsvannet inneholder vitaminer og mineralske næringsstoffer som omfatter nitrater og fosfater, men hovedsakelig intet oksygen.
Når vitaminene og mineralene i injeksjonsvannet 17, bakteriene og oljen kommer i kontakt med hverandre, vil bakteriene angripe oljen og formere seg, slik at det dannes en biofilm 16 som omdanner noe av oljen til lettere fraksjo-ner og produserer overflateaktive midler eller surfaktanter. Produksjonsbrønnen 15 virker som et avløp og det vil være en total strøm av bioorganisk materiale (biofilm) produsert av mikroorganismene, olje og injeksjons-/formasjonsvann fra injeksjonsbrønnen 10 mot produksjonsbrønnen 15.
Injeksjonsvannet 17 beveger seg gjennom formasjonen 13 mot borehullet 15 ved en hastighet på om lag 0.1-15 m/døgn og fører formasjons-/injeksjonsvannet foran seg. Formasjons-vannet fjernes via borehullet 15. Surfaktantene produsert av biofilmen 16 hjelper til med å redusere kreftene som oljen er vedheftet til grunnformasjonen med, og dermed løsriver faktisk det strømmende injeksjonsvannet oljen 18, og denne føres gjennom formasjonen 15.
Etter hvert som injeksjonsvannet 17 passerer gjennom biofilmen 16, konsumeres vitaminene og mineralene av bakteriene som mangfoldiggjør seg og oljen konsumeres delvis, men løsrives for en stor del og føres fremover av injeksjonsvannet. Bakteriene på frontenden av laget støter på vedheftende olje og formerer seg og løsriver oljen. Bakteriene ved den bakre enden av laget slipper imidlertid opp for mat (olje), og dermed dør de. På denne måten beveger bakteriene seg stadig gjennom formasjonen 13 med en hastighet på om lag 0,1 til 15 m/døgn.
Som vist på figur 3, strømmer den løsrevne oljen ut gjennom borehullet 15 med injeksjonsvannet. Dette gjenvinnes ved overflaten, og separasjon utføres på kjent måte.
Til slutt når biofilmen 16 borehullet 15, og brønnen stenges ned som vist på fig. 4. Formasjonen 13 vil da være tømt for oljen som tidligere var vedheftet der.
Mens figurene 1 til 3 viser virkningen av oppfinnelsen i en dimensjon, er det klart at i praksis vil situasjonen være en god del mer kompleks. Spesielt vil bakteriene 16 være innrettet til å løpe sammen mot borehullet 15 fra flere eller alle retninger, som vist skjematisk på figur 4. Videre vil det sannsynligvis være et antall borehull i bruk samtidig.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte for mikrobielt økt oljeutvinning for utvinning av olje fra en oljeførende grunnformasjon, hvor formasjonen omfatter et innløp og et utløp, og hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: å injisere vann som inneholder fosfater og en elektronakseptor inn i formasjonen, å la mikroorganismer i form av anaerobe eller fakultative anaerobe bakterier, som enten allerede er til stede i formasjonen eller som innføres i formasjonen samtidig med fosfatene og elektronakseptoren, formere seg ved bruk av oljen som deres hovedkarbonkilde og derved etablere et lag av biomasse som virker til å skille ut oljen fra grunnformasjonen; og å fjerne den utskilte oljen via utløpet,karakterisert vedat vannet som injiseres inneholder en vitaminkilde.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor elektronakseptoren er nitrat.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller krav 2, hvor innløpet er ved en første lokalitet og utløpet er ved en annen lokalitet som er anbrakt i avstand fra den første lokaliteten.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller krav 2, hvor innløpet og utløpet er et og samme.
5. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, hvor i hovedsak intet oksygen tilføres med injeksjonsvannet.
6. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, hvor bakteriene hovedsakelig omfatter arter av sulfatreduserende bakterier, nitratreduserende bakterier, jernreduserende bakterier og/eller acetogene bakterier.
7. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, hvor vitaminene omfatter et eller flere av: B12, biotin, folsyre, nikotinsyre, aminobenzosyre, kalsiumpantotenat, pyridoksin-HCL, riboflavin, tiamin og tioktinsyre.
8. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, hvor vitaminene tilføres kontinuerlig til formasjonen.
9. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, hvor konsentrasjonen av vitaminene i injeksjonsvannet er i området fra 1 til 1000 ug/l.
10. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, hvor overflatehastigheten av injeksjonsvannet gjennom den oljeførende formasjonen er mellom 0,1 og 15 m/døgn.
11. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, hvor mikroorganismene produserer surfaktanter som virker til å drive ut oljen.
12. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, anvendt på flere enn et utløp fra den oljeførende formasjonen.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB9926157.0A GB9926157D0 (en) | 1999-11-04 | 1999-11-04 | Method of microbial enhanced oil recovery |
PCT/GB2000/004239 WO2001033040A1 (en) | 1999-11-04 | 2000-11-03 | Method of microbial enhanced oil recovery |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20022114D0 NO20022114D0 (no) | 2002-05-02 |
NO20022114L NO20022114L (no) | 2002-06-18 |
NO333281B1 true NO333281B1 (no) | 2013-04-29 |
Family
ID=10863969
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20022114A NO333281B1 (no) | 1999-11-04 | 2002-05-02 | Fremgangsmate for mikrobielt okt oljegjenvinning |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6758270B1 (no) |
EP (1) | EP1228288A1 (no) |
AU (1) | AU1160601A (no) |
EA (1) | EA003892B1 (no) |
GB (1) | GB9926157D0 (no) |
NO (1) | NO333281B1 (no) |
WO (1) | WO2001033040A1 (no) |
Families Citing this family (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 | |
WO2005113784A1 (en) * | 2004-05-12 | 2005-12-01 | Luca Technologies, Llc | Generation of hydrogen from hydrocarbon-bearing materials |
US20060223159A1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-05 | Luca Technologies, Llc | Generation of materials with enhanced hydrogen content from microbial consortia including thermotoga |
US20060223153A1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-05 | Luca Technologies, Llc | Generation of materials with enhanced hydrogen content from anaerobic microbial consortia |
US7426960B2 (en) * | 2005-05-03 | 2008-09-23 | Luca Technologies, Inc. | Biogenic fuel gas generation in geologic hydrocarbon deposits |
US7416879B2 (en) * | 2006-01-11 | 2008-08-26 | Luca Technologies, Inc. | Thermacetogenium phaeum consortium for the production of materials with enhanced hydrogen content |
US7922893B2 (en) * | 2006-02-08 | 2011-04-12 | International Business Machines Corporation | System and method for preparing near-surface heavy oil for extraction using microbial degradation |
US20100248322A1 (en) * | 2006-04-05 | 2010-09-30 | Luca Technologies, Inc. | Chemical amendments for the stimulation of biogenic gas generation in deposits of carbonaceous material |
US7977282B2 (en) * | 2006-04-05 | 2011-07-12 | Luca Technologies, Inc. | Chemical amendments for the stimulation of biogenic gas generation in deposits of carbonaceous material |
US7696132B2 (en) * | 2006-04-05 | 2010-04-13 | Luca Technologies, Inc. | Chemical amendments for the stimulation of biogenic gas generation in deposits of carbonaceous material |
EP1854860A1 (en) * | 2006-05-09 | 2007-11-14 | Stichting Geodelft | Biosealing |
WO2008086221A2 (en) * | 2007-01-04 | 2008-07-17 | Advanced Biocatalytics Corporation | Enhanced oil recovery compositions comprising proteins and surfactants and methods of using the same |
CA2692658A1 (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 |
EP2179064B1 (en) * | 2007-08-24 | 2012-04-18 | E. I. du Pont de Nemours and Company | Method for identification of novel anaerobic denitrifying bacteria utilizing petroleum components as sole carbon source |
US20100035309A1 (en) * | 2008-08-06 | 2010-02-11 | Luca Technologies, Inc. | Analysis and enhancement of metabolic pathways for methanogenesis |
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 |
US20100248321A1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-30 | Luca Technologies, Inc. | Surfactant amendments for the stimulation of biogenic gas generation in deposits of carbonaceous materials |
US8517092B2 (en) | 2009-09-17 | 2013-08-27 | Mriglobal | Method for growing and metabolizing microbes |
CN101699026B (zh) * | 2009-10-30 | 2012-10-10 | 华东理工大学 | 一种低渗透油藏微生物采油方法 |
US8479813B2 (en) * | 2009-12-16 | 2013-07-09 | Luca Technologies, Inc. | Biogenic fuel gas generation in geologic hydrocarbon deposits |
US8720546B2 (en) * | 2010-11-01 | 2014-05-13 | E I Du Pont De Nemours And Company | Prevention of biomass aggregation at injection wells |
CA2823750A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
US8973655B2 (en) | 2011-02-08 | 2015-03-10 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
US8826976B2 (en) | 2011-02-08 | 2014-09-09 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
WO2012107458A1 (de) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Mehrstufiges verfahren zur förderung von erdöl unter verwendung von mikroorganismen |
US8826975B2 (en) | 2011-04-12 | 2014-09-09 | Glori Energy Inc. | Systems and methods of microbial enhanced oil recovery |
US8783345B2 (en) | 2011-06-22 | 2014-07-22 | Glori Energy Inc. | Microbial enhanced oil recovery delivery systems and methods |
WO2013063077A1 (en) * | 2011-10-24 | 2013-05-02 | The Regents Of The University Of California | Methods for producing authigenic rock mineral for altering rock hydrology |
US9004162B2 (en) | 2012-03-23 | 2015-04-14 | Transworld Technologies Inc. | Methods of stimulating acetoclastic methanogenesis in subterranean deposits of carbonaceous material |
US10030514B2 (en) | 2013-01-03 | 2018-07-24 | Titan Oil Recovery, Inc. | Method of monitoring the flow of natural or injected water during oil field recovery processes using an organic tracer |
US11834705B2 (en) * | 2016-12-11 | 2023-12-05 | Locus Solutions Ipco, Llc | Microbial products and their use in bioremediation and to remove paraffin and other contaminating substances from oil and gas production and processing equipment |
JP7323881B2 (ja) * | 2020-03-09 | 2023-08-09 | 独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構 | 炭化水素回収方法及び炭化水素回収システム |
US11732560B1 (en) * | 2022-03-14 | 2023-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | Nitrate treatment for injectivity improvement |
Family Cites Families (9)
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 |
US4678033A (en) * | 1986-09-08 | 1987-07-07 | Atlantic Richfield Company | Hydrocarbon recovery process |
US4971151A (en) | 1988-04-19 | 1990-11-20 | B.W.N. Live-Oil Pty. Ltd. | Recovery of oil from oil reservoirs |
US4905761A (en) | 1988-07-29 | 1990-03-06 | Iit Research Institute | Microbial enhanced oil recovery and compositions therefor |
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 |
US5360064A (en) * | 1992-12-22 | 1994-11-01 | Phillips Petroleum Company | Injection of organic phosphates for subterranean microbial processes |
US5753122A (en) * | 1995-08-15 | 1998-05-19 | The Regents Of The University Of California | In situ thermally enhanced biodegradation of petroleum fuel hydrocarbons and halogenated organic solvents |
-
1999
- 1999-11-04 GB GBGB9926157.0A patent/GB9926157D0/en not_active Ceased
-
2000
- 2000-11-03 EA EA200200526A patent/EA003892B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-11-03 WO PCT/GB2000/004239 patent/WO2001033040A1/en not_active Application Discontinuation
- 2000-11-03 AU AU11606/01A patent/AU1160601A/en not_active Abandoned
- 2000-11-03 EP EP00973051A patent/EP1228288A1/en not_active Withdrawn
- 2000-11-03 US US10/129,395 patent/US6758270B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-05-02 NO NO20022114A patent/NO333281B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA200200526A1 (ru) | 2002-12-26 |
GB9926157D0 (en) | 2000-01-12 |
WO2001033040A1 (en) | 2001-05-10 |
AU1160601A (en) | 2001-05-14 |
EA003892B1 (ru) | 2003-10-30 |
NO20022114D0 (no) | 2002-05-02 |
US6758270B1 (en) | 2004-07-06 |
NO20022114L (no) | 2002-06-18 |
EP1228288A1 (en) | 2002-08-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO333281B1 (no) | Fremgangsmate for mikrobielt okt oljegjenvinning | |
AU648873B2 (en) | Method of microbial enhanced oil recovery | |
NO329482B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av en hydrokarbonforende formasjon | |
AU2018241143B2 (en) | Microbial enhanced oil recovery method | |
Nwidee et al. | EOR processes, opportunities and technological advancements | |
CA1317540C (en) | Oil recovery process using microbial combinations | |
Belyaev et al. | Use of microorganisms in the biotechnology for the enhancement of oil recovery | |
US8720546B2 (en) | Prevention of biomass aggregation at injection wells | |
CN103154430A (zh) | 使用井液注入处理地下位点期间的流体流控制 | |
CA2693008A1 (en) | Method of enhancing oil recovery | |
CN102817603A (zh) | 一种连通地面与地下开采煤层气的方法 | |
Tanner et al. | Microbially enhanced oil recovery from carbonate reservoirs | |
CN102216560A (zh) | 地质油气藏中的生物燃料气体的产生 | |
Bryant et al. | Microbial-enhanced waterflooding field pilots | |
US20180135393A1 (en) | Methods For Microbially Enhanced Recovery of Hydrocarbons | |
Head | Microorganisms in the oil and gas industry | |
US20140367089A1 (en) | Method of gravity assisted microbiologically enhanced oil recovery by improving the distribution of nutrients introduced into oil producing rock formations | |
CN101988381A (zh) | 一种利用产酸菌解除油井堵塞的方法 | |
Doscher | Enhanced Recovery of Crude Oil: With domestic supplies of crude oil decreasing and imports costing more, the search for new technologies to increase recovery efficiency escalates | |
Suri et al. | Application of Nitrate-Reducing Bacteria in Oil Reservoirs for Enhanced Oil Recovery | |
Robertson et al. | An overview of field specific designs of microbial EOR | |
Head | 3 Microorganisms in the | |
Grassia et al. | Thermophilic bacteria from petroleum reservoirs | |
Jang et al. | History of microbial enhanced oil recovery | |
Pilots et al. | Abstrac= |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL ASA, NO |
|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL PETROLEUM AS, NO |
|
MK1K | Patent expired |