RU2559978C2 - Системы и способы микробиологического повышения нефтеотдачи пластов - Google Patents
Системы и способы микробиологического повышения нефтеотдачи пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2559978C2 RU2559978C2 RU2013150205/03A RU2013150205A RU2559978C2 RU 2559978 C2 RU2559978 C2 RU 2559978C2 RU 2013150205/03 A RU2013150205/03 A RU 2013150205/03A RU 2013150205 A RU2013150205 A RU 2013150205A RU 2559978 C2 RU2559978 C2 RU 2559978C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil reservoir
- oil
- microorganisms
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 115
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 title claims abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 226
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims abstract description 131
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 68
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 68
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 68
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 54
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 claims abstract description 29
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 3
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims description 40
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 15
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 13
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 9
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 7
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 claims description 6
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000007423 decrease Effects 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
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 4
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 3
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 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
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 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
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000008215 water for injection Substances 0.000 claims 4
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 5
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 4
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 130
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 3
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 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
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 235000003869 genetically modified organism Nutrition 0.000 description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 3
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- 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
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 238000010170 biological method Methods 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 210000002421 cell wall Anatomy 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000002054 inoculum Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 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
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007787 solid 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
- 230000004083 survival effect Effects 0.000 description 2
- 241000203069 Archaea 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
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 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
- 239000003513 alkali Substances 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
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 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
- 239000013043 chemical agent Substances 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
- 238000011437 continuous method Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling 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
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 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
- 238000011065 in-situ storage Methods 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
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 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
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000013048 microbiological method Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003020 moisturizing effect Effects 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
- 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
- 239000002957 persistent organic pollutant Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 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
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil 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
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
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
Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности. Применяемая для воды обработка основана по меньшей мере частично на создании в нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, благоприятного для микробиологической активности, которая увеличивает миграцию нефти из нефтеносного пласта. Система для микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта содержит: устройство подачи кислорода для поступления его к микроорганизмам в пласте, водообрабатывающее устройство для обработки воды, основанной по меньшей мере частично на создании в пласте по меньшей мере одного условия, способствующего росту микробной популяции микроорганизмов, при котором усиливается миграция нефти из нефтеносного пласта, где указанное оборудование содержит оборудование для уменьшения биохимической потребности в кислороде или уменьшения общего содержания органического углерода в указанной воде. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 5 н. и 29 з. п. ф-лы, 3 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение в целом относится к области повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). В частности, настоящее изобретение относится к системам и способам микробиологического повышения нефтеотдачи.
УРОВЕНЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Углеводородное сырье (сырая нефть) является одним из важнейших мировых источников энергии. В природе сырая нефть встречается в геологических формациях. Обычно сырую нефть извлекают просто с помощью бурения скважины в нефтеносном пласте. В некоторых скважинах нефть без посторонней помощи поднимается на поверхность, поскольку находится в резервуаре под давлением, и нефтедобыча просто включает в себя строительство трубопроводов для перемещения сырой нефти в хранилища, такие как резервуары. Это называется первичной добычей. Вместе с тем, за время существования скважины давление в пласте падает и в конце концов становится недостаточным для обеспечения подъема нефти на поверхность. В этом случае необходимо применять дополнительные меры для достижения подъема нефти на поверхность. Эти дополнительные способы известны как способы вторичной добычи. Вторичная добыча нефти включает в себя: использование насоса, закачку воды, закачку природного газа, газлифт (закачку воздуха, закачку двуокиси углерода или закачку других газов вэксплуатационную скважину).
Упомянутые выше способы первичной и вторичной добычи нефти, как правило, не приводят к извлечению всей нефти в пласте. В действительности, предполагается, что примерно от половины до двух третей нефти из пласта остается в этом пласте после первичной и вторичной добычи нефти. Нефть представляет собой конечный ресурс, и нежелательно оставлять в каждом пласте такое количество нефти. Таким образом, с течением времени были разработаны дополнительные способы для увеличения доли нефти, извлекаемой из пласта после первичной и вторичной добычи, поскольку указанные способы не обеспечивают адекватную добычу нефти. Новые способы называются способами третичной добычи или способами повышения нефтеотдачи. Общепринятые способы повышения нефтеотдачи пласта включают в себя термический способ повышения нефтеотдачи пласта, например, нагнетание пара и сжигание на месте, способы химического заводнения, такие как нагнетание в пласт полимеров, нагнетание поверхностно-активных агентов, нагнетание щелочных агентов, мицеллярное заводнение и нагнетание смеси щелочь - поверхностно-активный агент - полимер. Вместе с тем, сжигание на месте трудно контролировать, нагнетание пара требует дорогостоящего парогенераторного оборудования, и химическое заводнение часто является неэкономичным из-за стоимости химических агентов. Микробиологическое повышение нефтеотдачи пласта (МПНП) можно использовать в качестве вторичного или третичного способа увеличения добычи нефти, который представляет собой альтернативный способ повышения нефтеотдачи пласта (ПНП) с предполагаемой меньшей стоимостью и потенциально более высокой эффективностью, чем другие способы ПНП.
Микробиологическое повышение нефтеотдачи пласта (МПНП) включает в себя использование биологических организмов, а именно микробов, размножающихся in situ в породной формации, как для облегчения производства материалов, способствующих добычи нефти, так и для реализации схемы действий по добыче нефти. Технология МПНП существует уже в течение по меньшей мере 50 лет и предполагает осуществление единственного способа или комбинации нескольких способов повышения нефтеотдачи пласта. Во-первых, микроорганизмы продуцируют в пласте поверхностно-активные вещества. Поверхностно-активные вещества представляют собой увлажняющие агенты, которые снижают поверхностное натяжение между жидкостями и/или субстанциями. Таким образом, продуцируемые микроорганизмами поверхностно-активные вещества снижают поверхностное натяжение капелек нефти, которое может препятствовать свободному перемещению нефти сквозь породную формацию. Во-вторых, микроорганизмы могут продуцировать газы, такие как метан, диоксид углерода, азот и водород. Выработка указанных газов может повышать давление в пласте и снижать вязкость нефти, что облегчает миграцию нефти (к поверхности). В-третьих, микроорганизмы могут также продуцировать такие соединения, как кислоты, которые растворяют карбонаты и делают пласт более проницаемым, то есть нефть будет легко прокачиваться сквозь пласт на поверхность. В-четвертых, другие соединения (растворители), продуцируемые микроорганизмами, могут уменьшать вязкость нефти таким образом, что облегчается прохождение нефти сквозь пласт. В-пятых, микроорганизмы расщепляют углеводороды в нефти, в результате чего уменьшается вязкость нефти и облегчается ее добыча. В-шестых, в качестве способа модификации жидкостного потока можно использовать микроорганизмы для подключения конкретных участков нефтеносного пласта. Таковы лишь некоторые из способов МПНП, которые могут повышать нефтеотдачу пласта.
В резервуарных микробиологических способах в первую очередь задействованы анаэробные микроорганизмы, в частности, по той причине, что для нефтеносных пластов характерно низкое содержание кислорода. Тем не менее, также практикуются аэробные МПНП, описанные, например, в патенте США № 5163510 под названием "Способ микробиологического повышения нефтеотдачи/Method of Microbial Enhanced Oil Recovery", раскрытие которого включено в настоящее описание во всей своей полноте посредством ссылки. Исторически, в целом МПНП в некоторой степени является успешным способом, но вместе с тем, положительные результаты не являются систематическими, и можно сделать вывод, что общий вклад МПНП на сегодняшний день имеет минимальное значение по отношению к увеличению доли извлекаемой из пластов нефти. Следовательно, существует необходимость превратить МПНП в более успешный способ повышения нефтеотдачи пласта.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к системам и способам микробиологического повышения нефтеотдачи пласта, которые включают в себя адаптацию среды обитания микроорганизмов в нефтеносном пласте. Адаптация среды способствует микробиологической активности, которая увеличивает добычу нефти из нефтеносного пласта.
Конкретные варианты осуществления настоящего изобретения включают в себя способ, который подразумевает введение микроорганизмов в нефтеносный пласт. Способ дополнительно включает в себя обработку воды, которую необходимо нагнетать в нефтеносный пласт. Обработка, применяемая для воды по меньшей мере частично основана на создании по меньшей мере одного условия в нефтеносном пласте, который будет благоприятным для микробиологической активности, направленной на усиление миграции нефти из нефтеносного пласта. Обработанная вода нагнетается в нефтеносный пласт для создания этого условия. Варианты осуществления изобретения также включают в себя введение кислорода в нефтеносный пласт.
Варианты осуществления настоящего изобретения также включают в себя способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта, который предусматривает использование микроорганизмов, естественно присутствующих в нефтеносном пласте. Способ дополнительно включает в себя обработку воды, нагнетаемой в нефтеносный пласт. Обработка воды основана, по меньшей мере частично, на создании в нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое будет благоприятным для микробиологической активности, направленной на усиление миграции нефти из нефтеносного пласта. Обработанная вода нагнетается в нефтеносный пласт для создания этого условия. Варианты осуществления изобретения также включают в себя введение кислорода в нефтеносный пласт.
Дополнительные варианты осуществления настоящего изобретения включают в себя систему микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта. Система включает в себя устройство подачи кислорода для поступления кислорода к микроорганизмам в нефтеносном пласте. Обработка воды, осуществляемая в устройстве для обработки воды, по меньшей мере частично основана на создании в нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое будет благоприятным для микробиологической активности, направленной на усиление миграции нефти из нефтеносного пласта.
Вышеизложенное довольно широко обозначило признаки и технические преимущества настоящего изобретения для лучшего понимания последующего подробного описания изобретения. Дополнительные признаки и преимущества настоящего изобретения, которые образуют предмет формулы изобретения, будут описаны ниже. Специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что раскрытые идеи и конкретные варианты осуществления можно с легкостью использовать в качестве основы для модификации или разработки других структур, предназначенных для выполнения аналогичных целей настоящего изобретения. Специалистам в данной области техники также следует понимать, что такие эквивалентные разработки не выходят за рамки сущности и объема изобретения, как изложено в прилагаемой формуле изобретения. Нижеприведенное описание, рассматриваемое в сочетании с прилагаемыми чертежами, облегчит понимание новых признаков, которые считаются особенностью изобретения, как в отношении его организации и способа действия, вместе с дополнительными задачами и преимуществами. Вместе с тем, следует четко понимать, что каждая из фигур представлена в целях иллюстрации и описания и не предназначена для определения границ объема настоящего изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для более полного понимания настоящего изобретения ниже представлено описание, рассматриваемое вместе с прилагаемыми чертежами, на которых:
Фигура 1 показывает схему системы для осуществления способов МПНП согласно выбранным вариантам осуществления настоящего изобретения;
Фигура 2 показывает функциональную схему согласно выбранным вариантам осуществления изобретения, и
Фигура 3 показывает схему системы согласно выбранным вариантам осуществления изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фигуре 1 показана схема системы 10 МПНП для осуществления способов согласно вариантам осуществления изобретения. Система 10 включает в себя эксплуатационную скважину 103 для извлечения сырой нефти 109, находящейся в нефтяном резервуаре 108. Нефтяной резервуар 108 расположен внутри нефтеносного пласта 101. Пласт 101 может представлять собой любой тип геологической формации и может располагаться под покрывающей породой 102. На фигуре 1 пласт 101 показан как наземный, но вместе с тем, следует понимать, что пласт 101 может быть расположен на суше или в море. Нагнетательная скважина 105 представляет собой скважину, используемую для закачки воды в нефтяной резервуар 108. Закачиваемую воду можно использовать для заводнения и для обеспечения среды для роста микроорганизмов, используемых в способе МПНП для нефти 109. Полученная вода 125 может быть источником воды, используемой для заводнения и/или для обеспечения среды для роста микроорганизмов в нефтяном резервуаре 108. Водяной пласт 111 в природном виде встречается в водохранилище 110 и может быть источником воды, используемой для заводнения и/или для обеспечения среды для роста микроорганизмов в нефтяном резервуаре 108. Вместе с тем, воду для системы 10 также можно получать из других источников, например из других пластов и других водоемов, таких как реки, ручьи, озера и т.д. В действительности, используемую в способе МПНП воду можно покупать, например, у муниципальных властей. Воду 113 из этих источников можно сохранять в водохранилище 112. Насосная станция 106 может включать в себя один или более чем один насос. Насосная станция 106 через скважину 104 прокачивает воду 111 из водного резервуара 110 или из водохранилища 112. Варианты осуществления настоящего изобретения предусматривают адаптацию к среде в нефтяном резервуаре 108, что способствует микробиологической активности, которая увеличивает добычу нефти из резервуара 108. Как описано ниже, система 10 включает в себя водообработку 114, устройство 116 для подачи кислорода, устройство 117 для введения микроорганизмов и устройство 118 для подачи питательных веществ в качестве элементов, которые можно использовать в способе МПНП для осуществления упомянутой адаптации.
Фигура 2 показывает функциональную схему согласно выбранным вариантам осуществления изобретения. Способ 20 представляет собой способ МПНП, который может быть применен, например, для нефтеносного пласта 101. Нефтеносный пласт 101 включает в себя нефтяной резервуар 108, который подвергался первичной добыче или первичной и вторичной добыче. Как это обычно происходит с большинством нефтяных резервуаров, после проведения первичной добычи или первичной и вторичной добычи в пласте 101 значительное количество нефти 109 задерживается в пласте 101. Таким образом, в нефтеносном пласте 101 можно применять способ 20 для извлечения нефти 109, которую невозможно извлечь способами первичной добычи или первичной и вторичной добычи.
Следует иметь в виду, что наилучшие результаты способа 20 МПНП в вариантах осуществления изобретения будут достигнуты в случае применения указанного способа в начале вторичной добычи. Способ 20 можно начинать на этапе 201, включающем в себя идентификацию микроорганизмов, которые должны использоваться в способе МПНП. В способе 20 идентифицируются микроорганизмы 107 в качестве предназначенных для использования микроорганизмов. Микроорганизмы 107 могут представлять собой микроорганизмы, которые естественным образом существуют в нефтяном резервуаре 108 или в нефтеносном пласте 101 (используемый в изобретении термин «нативные микроорганизмы пласта» относится к микроорганизмам, которые естественным образом существуют в этом пласте). Альтернативно, микроорганизмы 107 могут не присутствовать в качестве нативных в нефтяном резервуаре 108 или нефтеносном пласте 101, а вводиться в указанные резервуар или пласт для достижения желаемой микробиологической активности. Фактически, по отношению к нефтеносному пласту 101 микроорганизмы 107 могут представлять собой смесь нативных и ненативных микроорганизмов. Согласно настоящему описанию, использование микроорганизмов включает в себя определение того, какие именно микроорганизмы присутствуют в нефтяном пласте, определение того, могут ли эти микроорганизмы обеспечить микробиологическую активность, желательную для добычи нефти 109, и, при адекватности идентифицированных микроорганизмов, включает в себя использование этих микроорганизмов для желаемой микробиологической активности. Использование микроорганизмов также включает в себя введение в нефтеносный пласт микроорганизмов, которые известны как микроорганизмы, обеспечивающие желаемую микробиологическую активность.
Микроорганизмы 107 могут включать в себя один или более чем один вид микроорганизмов, выбираемых из бактерий, архебактерий, грибов и дрожжей и т.д. или их комбинации. В вариантах осуществления изобретения по меньшей мере некоторые из микроорганизмов 107 могут быть аэробными или факультативными. Дополнительно микроорганизмы 107 могут включать в себя микроорганизмы, неспецифические для природных инокулятов, например микроорганизмы из морской воды, родниковой воды, шлама и почвы. Микроорганизмы 107 могут также включать в себя микроорганизмы, характерные для природных инокулятов, что представляет собой сценарий, при котором известно, что эти микроорганизмы обладают способностью к росту с углеводородами в качестве основного источника углерода в условиях, подобных условиям в резервуарах. Примеры микроорганизмов, используемых ввариантах осуществления настоящего изобретения, включают в себя микроорганизмы, которые расщепляют углеводороды с помощью кислорода, нитратов или сульфатов в качестве акцепторов электронов, и имеют поверхностно-активные вещества в качестве части их мембраны и/или клеточной стенки.
Микроорганизмы 107 могут также включать в себя генно-инженерные/генетически модифицированные организмы (ГМО). Эти ГМО-организмы можно конструировать таким образом, чтобы они были адаптированы к конкретным условиям резервуара или обладали повышенной конкретной микробиологической активностью для повышения нефтеотдачи, например способностью к расщеплению углеводородов с использованием кислорода, нитратов или сульфатов в качестве акцепторов электронов, и имели бы поверхностно-активные вещества в качестве части их мембраны и/или клеточной стенки. Следует отметить, что микроорганизмы 107 могут включать в себя любую комбинацию из различных видов микроорганизмов, описанных выше.
На этапе 202 определяют окружающую среду, которая в наибольшей степени способствует росту популяции микроорганизмов 107. Такое определение может включать в себя контрольные эксперименты с мониторингом роста микроорганизмов в зависимости от изменений в окружающей среде, в которую помещены микроорганизмы 107. Например, можно определять водные условия, которые максимально способствуют росту микробной популяции микроорганизмов 107. Это может включать в себя изменение свойств воды и проведение тестов на определение влияния, которое оказывают эти изменения на микробный рост микроорганизмов 107. Свойства воды, которые могут влиять на микробный рост и, следовательно, могут варьироваться в контрольных экспериментах, включают в себя содержание тяжелых металлов, уровень рН, соленость, содержание анионов, содержание катионов, биохимическую потребность в кислороде, общее содержание органического углерода и свойства преципитации.
На этапе 203 можно установить технические требования для воды, предназначенной для использования в способе 20 МПНП, на основании определения водных условий, которые максимально способствуют микробному росту микроорганизмов 107. Следует отметить, что в контрольных экспериментах можно идентифицировать конкретный диапазон для идеального микробного роста в отношении конкретного свойства воды, но вместе с тем, другие критерии могут быть причиной вариабельности этого диапазона. Например, более высокая соленость воды может негативно влиять на микробную производительность. Если установлено, что для конкретной популяции микроорганизмов идеальная соленость воды, в которой будет происходить рост этой популяции, составляет от 5 до 10%, следует понимать, что технические требования к воде для использования в этой системе можно устанавливать, например, на уровне от 5 до 8%, чтобы удовлетворять некоторым другим критериям. Взаимоотношения между одним свойством воды и другим свойством воды может также руководствоваться общими техническими требованиями для воды. Кроме того, нет необходимости соответствия в любом случае каждого аспекта технических требований идеальным условиям для роста микроорганизмов. Могут встречаться ситуации, когда способ МПНП может работать эффективно при том, что технические требования к воде в отношении конкретного свойства не входят в установленный идеальный диапазон, полученный с помощью контрольных экспериментов.
После установления технических требований к воде, которая будет использоваться в способе МПНП, на этапе 204 определяют источник воды. Обычно источником воды являются водохранилища в нефтеносном пласте, из которого добывается нефть. Таким образом, применяемая в изобретении закачка воды в нефтеносный пласт включает в себя забор воды из нефтеносного пласта, обработку воды и обратную закачку воды в нефтеносный пласт. Например, в системе 10 водная скважина 104, которая снабжается из водохранилища 110, является источником пластовой воды 111 для использования в способе микробиологического повышения нефтеотдачи пласта в отношении нефти 109 из нефтяного пласта 108. Вместе с тем, пластовая вода 111 может соответствовать или может не соответствовать установленным техническим требованиям, которые предписаны для способа МПНП. Таким образом, на этапе 205 можно анализировать пластовую воду 111. Аналогично, на этапе 205 можно анализировать воду 113 из хранилища 112, которая подается из водных источников, отличных от водных резервуаров или от воды, полученной из нефтеносного пласта 101.
На этапе 206 определяют, соответствует ли пластовая вода 111 или пластовая вода 113 техническим требованиям к воде, предназначенной для использования в способе 20 МПНП, с помощью сравнения установленных требований с результатами анализа на этапе 205. Если вода не соответствует установленным требованиям, то на этапе 207 проводят обработку воды. Для обработки воды насосная станция 106 закачивает воду из водного резервуара 110 через скважину 104 или из водохранилища 112 в систему водообработки 114. Клапаны v1 и v2 регулируют источник, из которого насосная станция 106 осуществляет закачку. Фактически, насосная станция 106 может закачивать в систему водообработки 114 воду из более чем одного источника. Например, клапаны v1 и v2 могут быть открыты, что позволяет насосной станции 106 одновременно закачивать воду в систему водообработки 114 из скважины 104 и из водохранилища 112.
Система водообработки 114 может иметь оборудование и системы разного типа для получения разных свойств воды, для используемой в способе 20 воды. Свойства воды, которые можно регулировать с помощью системы водообработки 114, включают в себя биохимическую потребность в кислороде/общее содержание органического углерода, содержание тяжелых металлов, уровень рН и соленость, содержание анионов, содержание катионов, свойства преципитации. Каждое из этих свойств и его влияние на способ МПНП рассмотрено в свою очередь ниже.
Биохимическая потребность в кислороде. Общее содержание органического углерода, химическая потребность в кислороде
Важно, чтобы в способе МПНП закачиваемая вода не содержала органический углерод или содержала только ограниченное количество органического углерода. Биологическое потребление кислорода (БПК), общее содержание органического углерода (TOC) и химическое потребление кислорода (ХПК) являются признаками примесей/органического углерода в воде. То есть, БПК, TOC и ХПК представляют собой известные меры качества воды. БПК является мерой количества кислорода, потребляемого аэробными организмами в воде для разрушения органического материала, присутствующего в воде. ТОС представляет собой количество органического углерода, содержащегося в органической субстанции в воде. ХПК представляет собой количество органических соединений в воде. Происхождение органического углерода в воде может быть обусловлено разными источниками, включающими в себя программы химической обработки, которые используются в данной области техники для предотвращения или замедления коррозии или образования твердых осадков в оборудовании для нефтедобычи.
Для эффективности способа МПНП важны низкие уровни БПК, TOC и ХПК по меньшей мере по трем причинам. Во-первых, микробиологическая активность для МПНП должна быть сфокусирована на способах, задействующих углеводороды из резервуара 108 в качестве источника углерода. Во-вторых, повышенные уровни БПК, TOC и ХПК могут приводить к развитию неконтролируемого налета из бактерий, которые могут потреблять и поступающие питательные, вещества и поступающий кислород и намеренно поддерживать феномен снижения содержания кислорода внутри резервуара 108. Устранение или снижение БПК, TOC и ХПК позволяет поддерживать в резервуаре феномен снижения содержания кислорода в способе МПНП. В-третьих, популяции микроорганизмов природного происхождения присутствуют в закачиваемой воде, на внутренней поверхности трубопроводов, насосного оборудования и в стволах скважин. Воздействие этих коренных микробных популяций на питательные вещества, примеси кислорода и органического углерода может приводить к образованию и росту биопленок, которые могут загрязнять поверхность и забивать оборудование, трубопроводы и стволы скважин. Устранение или снижение БПК, TOC и ХПК может минимизировать возможность биозагрязнения.
В некоторых вариантах осуществления изобретения БПК воды, которая будет использоваться в способе МПНП, устанавливается на уровне от 0 до 20 мг/л. Показатели БПК, TOC и ХПК могут быть уменьшены с помощью любого способа обработки воды, известного в данной области. Например, снижение БПК, TOC и ХПК можно осуществлять путем осаждения в резервуарах для гравитационной седиментации, фильтрацией через сетчатые фильтры, путем химического окисления, с помощью биологических способов, например аэробных, факультативных и анаэробных лагун, систем с активированным илом, систем аэрации и т.д.
На фигуре 3 показана конкретная система для удаления или контроля органических загрязнителей в закачиваемой воде, согласно одному из вариантов осуществления изобретения. Система 30 включает в себя использование способа регулируемого снижения азота для утилизации органического углерода перед введением питательных веществ и кислорода, которые способствуют осуществлению способа МПНП. Таким образом, водообработка 114 может содержать систему 30, и ее проводят перед поступлением кислорода с помощью устройства 116 для закачки кислорода, перед поступлением микроорганизмов с помощью устройства 117 для введения микроорганизмов и перед поступлением питательных веществ с помощью устройства 118 для закачки питательных веществ. Система 30 включает в себя резервуар 301 для хранения воды, который обычно располагают выше насоса 302 для закачки воды. Устройство 304 для введения нитрата и фосфата закачивает нитрат (обычно, нитрат натрия) и фосфат (обычно мононатрия фосфат или фосфорную кислоту) непосредственно выше резервуара 301. Альтернативно, нитраты и фосфаты закачиваются в резервуар 301 в достаточных количествах, чтобы способствовать снижению содержания органических веществ. Способ денитрификации, ограниченной углеродом, осуществляют в резервуаре 301 для хранения воды с утилизацией органического углерода в ходе этого способа. Количества нитрата и фосфата, которые необходимо закачивать, можно определять и регулировать с помощью мониторинга выходящей из резервуара 301 воды посредством забора проб и анализа или в реальном времени, например, с помощью зонда, такого как зонд 303 с ультрафиолетовым поглощением, который можно использовать для измерения нитратов и концентрации ХПК, TOC и БПК. Следует отметить, что в вариантах осуществления изобретения, в которых водообработка 114 содержит систему 30, поступление питательных веществ с помощью устройства 118 для закачки питательных веществ можно исключить из системы 10.
Тяжелые металлы
Тяжелые металлы представляют собой металлы, которые могут быть токсичными для биологической активности. Примеры тяжелых металлов включают в себя ртуть, кадмий, свинец, хром, стронций, барий, медь, бор и мышьяк. В некоторых вариантах осуществления изобретения желательно поддерживать содержание тяжелых металлов ниже 15 мг/л. Тяжелые металлы при высоких концентрациях ингибируют биологические феномены в микроорганизмах. Таким образом, желательно ограничивать содержание тяжелых металлов до допустимого уровня в воде, используемой в способе 20. В системе водообработки 114 можно применять несколько разных способов для снижения содержания тяжелых металлов. Эти способы включают в себя преципитацию, флокуляцию, редукционную экстракцию, хелирование, ионный обмен и т.д.
Уровень рН
Уровень рН является показателем кислотности или щелочности. Изменения уровня рН влияют на микробиологическую активность. В некоторых вариантах осуществления изобретения предпочтительный диапазон рН от 5 до 9 и более предпочтительный от 6 до 8,5. Значение рН можно изменять путем удаления кислотных или основных соединений, которые присутствуют в обрабатываемой воде, или путем добавления/образования кислот и оснований.
Соленость
Соленостью называют содержание соли в воде. В воде разной солености могут буйно разрастаться разные микроорганизмы. Изменение солености воды для удовлетворения конкретных потребностей используемых микроорганизмов может включать в себя добавление солей в воду или удаление солей из воды. Удаление солей можно осуществлять путем перегонки и мембранных способов с помощью обратного осмоса и т.д. В некоторых вариантах осуществления изобретения предпочтительной является соленость менее 10%. В других вариантах осуществления изобретения предпочтительной является соленость менее 5%.
Содержание анионов
Содержание анионов является количественной характеристикой присутствия в воде анионов, таких как нитраты, фосфаты, сульфаты, хлориды, бикарбонаты и карбонаты. Содержание анионов связано с соленостью, поскольку с повышением солености увеличивается содержание анионов. Кроме того, содержание анионов дает представление о питательных веществах, которые могут быть доступны для микроорганизмов. Содержание анионов можно делать вариабельным с помощью добавления или удаления способами, аналогичными тем, которые применяются для корректировки солености.
Содержание катионов
Содержание катионов является мерой количества катионов, таких как кальций, магний, натрий, калий, медь, барий, стронций, железо. Содержание катионов также дает представление о питательных веществах, которые могут быть доступны для микроорганизмов. Содержание катионов можно делать вариабельным с помощью добавления или удаления аналогично способам, которые применяются для корректировки солености.
Свойства преципитации
Свойства преципитации воды являются показателем способности твердых веществ выпадать в осадок из воды. Определение преципитационных свойств воды является важным, поскольку наличие высокой склонности к осаждению в воде, используемой в способе МПНП, может с течением времени вызывать закупоривание скважины (например, нагнетательной скважины 105 и эксплуатационной скважины 103). Например, при повышении уровня кислорода в воде гидроксиды железа имеют тенденцию к осаждению из пластовой воды.
Известно, что при смешивании разных типов воды соединения бария и стронция осаждаются из полученных пластовых вод. Повышение уровня рН при удалении CO2 из воды может приводить к выпадению в осадок карбоната кальция. Присутствующие в воде анионы и катионы и уровень рН воды являются индикаторами вероятности возникновения проблем преципитации при использовании этой воды в способе МПНП. Дополнительно, можно проводить лабораторные тесты на преципитацию путем воссоздания условий, наличие которых предполагается в пласте 101 при осуществлении МПНП, и измерять уровень возникающей преципитации.
Как отмечено выше, в вариантах осуществления изобретения можно использовать разные типы способов водообработки, включающие в себя физические, химические и биологические способы. Способы обработки воды могут охватывать устранение и/или уменьшение химических обработок месторождения, при которых происходит загрязнение пластовой воды 111 в способах первичной и вторичной добычи.
Настоящее изобретение не ограничено различными способами обработки воды, описанными в изобретении, поскольку можно применять другие способы обработки воды. Далее, в дополнение к описанным в изобретении способам обработки, дополнительный способ обработки может включать в себя простое смешивание одной порции воды, имеющей определенные свойства, с другой порцией воды, имеющей отличающиеся свойства, чтобы получить воду, отвечающую установленным техническим требованиям. Например, если пластовая вода 111 имеет соленость 20%, эту соленость можно снизить до менее чем 10% путем смешивания пластовой воды 111 с водой 113 (в данном примере с пресной водой) из водохранилища 112.
После обработки воды на этапе 207 обработанная вода подвергается анализу на этапе 205 и дополнительному определению, которое проводят согласно способу 206 на соответствие установленным техническим требованиям. При соответствии установленным требованиям обработанная вода 123 перекачивается из системы водообработки 114 по трубопроводу 115 к нагнетательной скважине 105. Следует отметить, что, если пластовая вода 111 и вода 113 отвечают установленным для воды техническим требованиям, пластовую воду 111 и воду 113 можно закачивать с помощью насосной станции 106 непосредственно из водной скважины 104 в нагнетательную скважину 105, например, посредством закрытия клапанов v3 и v6 и открытия клапанов v4 и v5.
В некоторых вариантах осуществления изобретения количество обработанной воды 123 может быть недостаточным для обеспечения идеальных условий для роста микроорганизмов. Например, в вариантах осуществления изобретения используются аэробные микроорганизмы в способе МПНП, и для выживания этих микроорганизмов требуется кислород. В нефтеносном пласте 101 не имеется достаточного количества кислорода, и, следовательно, необходимо добавлять кислород в нефтеносный пласт 101 с тем, чтобы в этом пласте могли выживать микроорганизмы 107. Таким образом, на этапе 208 можно определять необходимость добавления кислорода для микроорганизмов 107 для способа МПНП. Вместе с тем следует отметить, что избыток кислорода может негативно влиять на МПНП-свойства микроорганизмов 107. Если выявлена необходимость добавления кислорода, на этапе 209 добавляют заранее определенное количество кислорода. Кислород можно добавлять разными способами. Например, кислород или воздух можно вводить в обработанную воду 123 с помощью устройства 116 для подачи кислорода через трубопровод 119 (как показано на фиг.1). Системы подачи воздуха описаны в патенте США № 6546962 под названием "Подача воздуха в закачиваемую воду/Introduction of Air into Injection Water", раскрытие которого включено в изобретение путем ссылки. Устройство для подачи кислорода может включать в себя нагнетательные насосы, эжекторы и т.д. В дополнение или в качестве альтернативы введения воздуха или кислорода в обработанную воду 123 можно вводить кислородпродуцирующие соединения в обработанную воду 123, или можно вводить их непосредственно в нефтяной пласт 101. Кислородпродуцирующие соединения могут включать в себя H2O2, NaClO3, KClO4 и NaNO3 и их комбинации. В некоторых вариантах изобретения содержание кислорода доводят до 0,2-15 млн-1.
На этапе 210 определяют необходимость добавления микроорганизмов 107 в пласт 101. Добавление микроорганизмов 107 в пласт 101 может быть необходимым, например, при отсутствии микроорганизмов в пласте 101 или при недостаточном количестве микроорганизмов, имеющихся в пласте 101. Дополнительно, в способе МПНП может быть желательным конкретный вид микроорганизмов применительно к пласту 101. Если выявлена необходимость добавления микроорганизмов, на этапе 211 осуществляют добавление микроорганизмов 107 с помощью устройства 117 для введения микроорганизмов через трубопровод 120. Устройство для введения микроорганизмов может включать в себя, например, насосы для перекачки микроорганизмов 107, диспергированных в жидкой среде.
Помимо кислорода, для выживания микроорганизмов 107 необходимы питательные вещества. Информация о типе и количестве питательных веществ, необходимых для микроорганизмов 107, известна в данной области из знаний о микроорганизмах 107. Кроме того, тип и количество питательных веществ, необходимых для микроорганизмов 107, можно определять путем экспериментов с контролируемым ростом. На основе этой информации на этапе 212 можно определять необходимость добавления питательных веществ в обработанную воду 123. Если в обработанной воде 123 не присутствуют все необходимые питательные вещества, то на этапе 213 эти питательные вещества добавляют к обработанной воде 123 с помощью устройства 118 для подачи питательных веществ через трубопровод 121. Альтернативно, питательные вещества можно добавлять в пласт 101 другими способами, отличными от введения их в обработанную воду 123. Примеры питательных веществ, согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, включают в себя NaNO3, KNO3, NH4NO3, Na2HPO4, K2HPO4, Ca(NO3)2 и NH4Cl.
Следует отметить, что необходимость добавления кислорода и/или питательных веществ на этапах 209 и 213 может зависеть от таких факторов, как тип микроорганизмов 107, тип нефти 109, глубина резервуара 108 и т.д. Дополнительно, в вариантах осуществления изобретения, которые включают в себя смешивание, например, пластовой воды 111 и воды 113 без дальнейшей обработки в системе водообработки 114, такое смешивание можно осуществлять в насосной станции 106. После этого насосная станция 106 может закачивать смешанную воду непосредственно в нефтеносный пласт 101 через скважину 105. В этом случае можно подавать кислород, микроорганизмы и питательные вещества в трубопровод 124 для доставки их в нефтеносный пласт 101 через скважину 105.
На этапе 214 в нефтеносный пласт 101 через трубопровод 115 и нагнетательную скважину 105 подают обработанную воду 123, в которую можно добавлять кислород, микроорганизмы, питательные вещества или их комбинации. При поступлении в резервуар 108 обработанной воды 123, микроорганизмов 107, кислорода и питательных веществ на этапе 215 может реализовываться микробиологическая активность, и получение дополнительной нефти контролируется в эксплуатационной скважине 103. Другими словами, в течение достаточного времени микроорганизмам 107 дается возможность для роста на остаточной нефти (нефть 109) посредством потребления питательных веществ и кислорода. Рост микроорганизмов на нефти 109 снижает межфазное поверхностное натяжение между нефтью 109 и пластом 101, несущим формацию вода-в-нефти (обработанная вода 123 и вода, которые в ином случае могут существовать в пласте) и уменьшает относительную проницаемость по воде в нефтеносном пласте 101. В некоторых вариантах осуществления изобретения обработка воды, применяемая в системе водообработки 114, направлена на повышение конкретной одной или более чем одной способности микроорганизмов 107 к росту на нефти 109 для уменьшения межфазного натяжения между нефтью 109 и водой в нефтеносном пласте и снижения относительной проницаемости по воде. Как следствие, сниженная относительная проницаемость по воде будет перенаправлять питательные вещества в зоны резервуара 108, где они будут стимулировать взаимодействие микроорганизмов 107 с защемленной нефтью 109 для увеличения добычи нефти 109.
После реализации достаточной микробиологической активности, направленной на повышение нефтеотдачи пласта, на этапе 216 происходит извлечение нефти. Добыча нефти на этапе 216 может включать в себя способы добычи, которые включают в себя заводнение. Вода, используемая при заводнении на этапе 216, может представлять собой пластовую воду 111, воду 113 или воду из других источников. Сырую нефть 109 извлекают из нефтяной скважины 103 по трубопроводам в сепаратор/хранилище, например в резервуарный парк 122. В резервуарном парке 122 попутная вода 125 (вода, извлеченная вместе с нефтью 109) отделяется от нефти 109. В некоторых вариантах осуществления попутная вода 125 может переноситься в водохранилище 112 или в отдельное хранилище. Затем попутную воду можно обрабатывать в системе водообработки 114 и использовать в способе добычи нефти, как описано выше в отношении пластовой воды 111 и воды 113.
Предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения описан со ссылкой на этапы из фигуры 2, но вместе с тем следует понимать, что действие настоящего изобретения не ограничено конкретными этапами и/или конкретным порядком этапов, показанных на фигуре 2. Таким образом, функциональность может быть обеспечена альтернативными вариантами осуществления, согласно описанию изобретения, с использованием различных этапов в последовательности, отличающейся от приведенной на фигуре 2. Например, подача кислорода, микроорганизмов и питательных веществ (этапы 209, 211 и 213) может происходить последовательно. Дополнительно, введение микроорганизмов (этап 211) может иметь место перед подачей кислорода (этап 209) или после подачи питательных веществ (этап 213). В вариантах осуществления изобретения можно использовать любой порядок реализации этапов 209, 211 и 213, в том числе реализацию двух или более этапов 209, 211 и 213 одновременно. Кроме того, этапы согласно фигуре 2 можно осуществлять отличающимися периодическими способами, или непрерывным способом, или в виде комбинации указанных способов. Например, периодический способ может включать в себя осуществление последовательной подачи кислорода, микроорганизмов и питательных веществ (этапы 209, 211 и 213) и затем предоставление возможности для реализации микробиологической активности в течение определенного периода времени, перед извлечением нефти 109 на этапе 216. С другой стороны, непрерывный способ может включать в себя непрерывное и одновременное осуществление подачи кислорода, микроорганизмов и питательных веществ (этапы 209, 211, 213) на протяжении времени и одновременное извлечение нефти на этапе 216.
Приведено подробное описание настоящего изобретения и его преимуществ, но вместе с тем следует понимать, что можно выполнять различные изменения, замены и модификации без отхода от сущности и объема настоящего изобретения, определяемых прилагаемой формулой изобретения. Кроме того, объем настоящей заявки не предназначен для ограничения конкретными вариантами осуществления способа, оборудования, производства, композиций, средств, методик и этапов, описанных в настоящей заявке. Из описания настоящего изобретения специалистам в данной области техники должно быть понятно, что в соответствии с настоящим изобретением можно использовать способы, оборудование, производство, композиции, средства, методики и этапы, которые существуют в настоящее время или должны быть разработаны позднее, выполняющие, по существу, аналогичные функции или достигающие, по существу, аналогичных результатов, что и описанные в изобретении соответствующие варианты осуществления. Следовательно, прилагаемая формула изобретения предполагает включение в свой объем таких способов, оборудования, производство, композиций, средств, методик или этапов.
Claims (34)
1. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта, содержащий:
создание технических требований к воде для закачки в упомянутый нефтеносный пласт, при этом упомянутые технические требования включают одно требование к биохимической потребности в кислороде и одно требование к общему содержанию органического углерода;
закачку микроорганизмов в упомянутый нефтеносный пласт в целях повышения нефтеотдачи;
обработку упомянутой воды за пределами упомянутого нефтеносного пласта в целях приведения ее в соответствие с упомянутыми техническими требованиями перед закачкой в упомянутый нефтеносный пласт, в котором упомянутая обработка основана по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции упомянутых микроорганизмов, при этом упомянутый рост микробной популяции повышает миграцию нефти из упомянутого нефтеносного пласта в результате продуцирования микроорганизмами поверхностно-активных веществ, при этом упомянутая обработка включает уменьшение биохимической потребности в кислороде упомянутой воды в целях приведения ее в соответствие с упомянутым техническим требованием к биохимической потребности в кислороде и уменьшение общего содержания органического углерода в целях приведения его в соответствие с упомянутым техническим требованием к общему содержанию органического углерода;
закачку упомянутой обработанной воды в упомянутый нефтеносный пласт для создания по меньшей мере одного упомянутого условия и
подачу кислорода в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми микроорганизмами.
создание технических требований к воде для закачки в упомянутый нефтеносный пласт, при этом упомянутые технические требования включают одно требование к биохимической потребности в кислороде и одно требование к общему содержанию органического углерода;
закачку микроорганизмов в упомянутый нефтеносный пласт в целях повышения нефтеотдачи;
обработку упомянутой воды за пределами упомянутого нефтеносного пласта в целях приведения ее в соответствие с упомянутыми техническими требованиями перед закачкой в упомянутый нефтеносный пласт, в котором упомянутая обработка основана по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции упомянутых микроорганизмов, при этом упомянутый рост микробной популяции повышает миграцию нефти из упомянутого нефтеносного пласта в результате продуцирования микроорганизмами поверхностно-активных веществ, при этом упомянутая обработка включает уменьшение биохимической потребности в кислороде упомянутой воды в целях приведения ее в соответствие с упомянутым техническим требованием к биохимической потребности в кислороде и уменьшение общего содержания органического углерода в целях приведения его в соответствие с упомянутым техническим требованием к общему содержанию органического углерода;
закачку упомянутой обработанной воды в упомянутый нефтеносный пласт для создания по меньшей мере одного упомянутого условия и
подачу кислорода в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми микроорганизмами.
2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий:
этап анализа упомянутой воды перед упомянутой обработкой воды.
этап анализа упомянутой воды перед упомянутой обработкой воды.
3. Способ по п. 2, где упомянутый анализ содержит проведение биологических экспериментов по выращиванию по меньшей мере некоторых из упомянутых микроорганизмов по меньшей мере в одной порции упомянутой воды перед упомянутой обработкой воды.
4. Способ по п. 3, дополнительно содержащий:
проведение биологических экспериментов по выращиванию по меньшей мере некоторых из упомянутых микроорганизмов по меньшей мере в одной порции упомянутой обработанной воды для определения влияния, которое в упомянутых экспериментах оказывают изменения в биохимической потребности в кислороде или общем содержании органического углерода на микробный рост микроорганизмов.
проведение биологических экспериментов по выращиванию по меньшей мере некоторых из упомянутых микроорганизмов по меньшей мере в одной порции упомянутой обработанной воды для определения влияния, которое в упомянутых экспериментах оказывают изменения в биохимической потребности в кислороде или общем содержании органического углерода на микробный рост микроорганизмов.
5. Способ по п. 1, дополнительно содержащий:
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт для потребления этого питательного вещества упомянутыми микроорганизмами.
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт для потребления этого питательного вещества упомянутыми микроорганизмами.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что по меньшей мере одно питательное вещество выбирают из группы, состоящей из: NaNO3, KNO3, NH4NO3, Na2HPO4, К2НРО4, Ca(NO3)2 и NH4Cl.
7. Способ по п. 5, отличающийся тем, что по меньшей мере одно питательное вещество вводится в упомянутый нефтеносный пласт посредством упомянутой обработанной воды.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что к упомянутой закачиваемой воде добавляют кислород.
9. Способ по п. 1, дополнительно содержащий извлечение воды из источника, находящегося в упомянутом нефтеносном пласте.
10. Способ по п. 9, в котором упомянутая обработка содержит разбавление упомянутой извлеченной воды и воды, полученной не из упомянутого нефтеносного пласта.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что упомянутая обработка воды содержит уменьшение содержания тяжелых металлов в упомянутой воде.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что упомянутая обработка воды содержит корректировку любого из свойств, выбираемых из группы, состоящей из уровня pH и солености или их комбинации.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что упомянутая обработка воды содержит корректировку концентрации по меньшей мере одного аниона в упомянутой воде.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что упомянутый по меньшей мере один анион выбирают из группы, состоящей из нитратов, фосфатов, сульфатов и хлоридов, и их комбинаций.
15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что упомянутая обработка воды содержит корректировку концентрации по меньшей мере одного катиона в упомянутой воде.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что упомянутый по меньшей мере один катион выбирают из группы, состоящей из кальция, магния, натрия, калия, железа и их комбинации.
17. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обработка воды дополнительно содержит любой способ, выбираемый из группы, состоящей из следующего: снижение содержания тяжелых металлов в упомянутой воде, корректировка уровня рН упомянутой воды, корректировка солености упомянутой воды, корректировка концентрации по меньшей мере одного аниона в упомянутой воде, корректировка концентрации по меньшей мере одного катиона в упомянутой воде, и их комбинаций.
18. Способ по п. 1, дополнительно содержащий:
извлечение упомянутой нефти из упомянутого нефтеносного пласта.
извлечение упомянутой нефти из упомянутого нефтеносного пласта.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что упомянутое извлечение содержит любую из следующих методик, выбираемых из перечня, состоящего из заводнения и термического повышения нефтеотдачи.
20. Способ по п. 1, дополнительно содержащий:
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт, при этом упомянутые микроорганизмы растут на остаточной нефти в упомянутом нефтеносном пласте посредством потребления упомянутого по меньшей мере одного питательного вещества и упомянутого кислорода и при этом упомянутые размножающиеся микроорганизмы снижают поверхностное натяжение между упомянутой остаточной нефтью и упомянутой водой и уменьшают относительную проницаемость по упомянутой воде.
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт, при этом упомянутые микроорганизмы растут на остаточной нефти в упомянутом нефтеносном пласте посредством потребления упомянутого по меньшей мере одного питательного вещества и упомянутого кислорода и при этом упомянутые размножающиеся микроорганизмы снижают поверхностное натяжение между упомянутой остаточной нефтью и упомянутой водой и уменьшают относительную проницаемость по упомянутой воде.
21. Способ по п. 1, отличающийся тем, что упомянутые микроорганизмы содержат аэробные микроорганизмы.
22. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта, содержащий:
закачку аэробных микроорганизмов в упомянутый нефтеносный пласт;
анализ воды для закачки в упомянутый нефтеносный пласт;
обработку упомянутой воды за пределами упомянутого нефтеносного пласта на основе упомянутого анализа, при этом упомянутая обработка основана по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции упомянутых аэробных микроорганизмов, при этом упомянутый рост микробной популяции увеличивает миграцию нефти из упомянутого нефтеносного пласта в результате продуцирования микроорганизмами поверхностно-активных веществ, при этом упомянутая обработка включает уменьшение биохимической потребности в кислороде упомянутой воды до указанного уровня от 2 до 20 мг/л и уменьшение общего содержания органического углерода до указанного уровня;
закачку упомянутой обработанной воды в упомянутый нефтеносный пласт для создания по меньшей мере одного упомянутого условия;
подачу кислорода в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми аэробными микроорганизмами и
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми аэробными микроорганизмами.
закачку аэробных микроорганизмов в упомянутый нефтеносный пласт;
анализ воды для закачки в упомянутый нефтеносный пласт;
обработку упомянутой воды за пределами упомянутого нефтеносного пласта на основе упомянутого анализа, при этом упомянутая обработка основана по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции упомянутых аэробных микроорганизмов, при этом упомянутый рост микробной популяции увеличивает миграцию нефти из упомянутого нефтеносного пласта в результате продуцирования микроорганизмами поверхностно-активных веществ, при этом упомянутая обработка включает уменьшение биохимической потребности в кислороде упомянутой воды до указанного уровня от 2 до 20 мг/л и уменьшение общего содержания органического углерода до указанного уровня;
закачку упомянутой обработанной воды в упомянутый нефтеносный пласт для создания по меньшей мере одного упомянутого условия;
подачу кислорода в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми аэробными микроорганизмами и
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми аэробными микроорганизмами.
23. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта, и указанный способ содержит:
введение микроорганизмов в упомянутый нефтеносный пласт;
обработку воды за пределами упомянутого нефтеносного пласта в соответствии с техническими условиями, предварительно созданными на основе экпериментов, проведенных с указанными микроорганизмами, для введения в упомянутый нефтеносный пласт, при этом упомянутая обработка основана по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции упомянутых введенных микроорганизмов, который увеличивает миграцию нефти из упомянутого нефтеносного пласта, при этом упомянутая обработка содержит уменьшение биохимической потребности в кислороде упомянутой воды до указанного уровня и снижение содержания общего органического углерода в упомянутой воде до указанного уровня;
закачку упомянутой обработанной воды в упомянутый нефтеносный пласт для создания по меньшей мере одного упомянутого условия;
подачу кислорода в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми введенными микроорганизмами.
введение микроорганизмов в упомянутый нефтеносный пласт;
обработку воды за пределами упомянутого нефтеносного пласта в соответствии с техническими условиями, предварительно созданными на основе экпериментов, проведенных с указанными микроорганизмами, для введения в упомянутый нефтеносный пласт, при этом упомянутая обработка основана по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции упомянутых введенных микроорганизмов, который увеличивает миграцию нефти из упомянутого нефтеносного пласта, при этом упомянутая обработка содержит уменьшение биохимической потребности в кислороде упомянутой воды до указанного уровня и снижение содержания общего органического углерода в упомянутой воде до указанного уровня;
закачку упомянутой обработанной воды в упомянутый нефтеносный пласт для создания по меньшей мере одного упомянутого условия;
подачу кислорода в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми введенными микроорганизмами.
24. Способ по п. 23, дополнительно содержащий:
анализ упомянутой воды перед упомянутой обработкой воды.
анализ упомянутой воды перед упомянутой обработкой воды.
25. Способ по п. 24, дополнительно содержащий:
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми микроорганизмами.
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми микроорганизмами.
26. Способ по п. 23, отличающийся тем, что упомянутая обработка воды содержит любой способ, выбираемый из группы, состоящей из следующего: снижение содержания тяжелых металлов в упомянутой воде, корректировка любого уровня pH упомянутой воды, корректировка любого показателя солености упомянутой воды, корректировка концентрации по меньшей мере одного аниона в упомянутой воде, корректировка концентрации по меньшей мере одного катиона в упомянутой воде, и их комбинаций.
27. Способ по п. 23, дополнительно содержащий:
извлечение упомянутой нефти из упомянутого нефтеносного пласта.
извлечение упомянутой нефти из упомянутого нефтеносного пласта.
28. Способ по п. 23, отличающийся тем, что микроорганизмы содержат аэробные микроорганизмы.
29. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта, содержащий:
определение аэробных микроорганизмов для упомянутого микробиологического повышения нефтеотдачи;
создание технических требований к воде для закачки в упомянутый нефтеносный пласт;
анализ упомянутой воды для введения в упомянутый нефтеносный пласт;
обработку упомянутой воды за пределами упомянутого нефтеносного пласта в целях приведения ее в соответствие с упомянутыми техническими требованиями на основе упомянутого анализа, при этом упомянутые технические требования основаны по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции упомянутых аэробных микроорганизмов, при котором увеличивается миграция нефти из упомянутого нефтеносного пласта;
закачку упомянутой обработанной воды в упомянутый нефтеносный пласт для создания по меньшей мере одного условия;
введение упомянутых микроорганизмов в упомянутый нефтеносный пласт;
подачу кислорода в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми введенными аэробными микроорганизмами и
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми введенными аэробными микроорганизмами.
определение аэробных микроорганизмов для упомянутого микробиологического повышения нефтеотдачи;
создание технических требований к воде для закачки в упомянутый нефтеносный пласт;
анализ упомянутой воды для введения в упомянутый нефтеносный пласт;
обработку упомянутой воды за пределами упомянутого нефтеносного пласта в целях приведения ее в соответствие с упомянутыми техническими требованиями на основе упомянутого анализа, при этом упомянутые технические требования основаны по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции упомянутых аэробных микроорганизмов, при котором увеличивается миграция нефти из упомянутого нефтеносного пласта;
закачку упомянутой обработанной воды в упомянутый нефтеносный пласт для создания по меньшей мере одного условия;
введение упомянутых микроорганизмов в упомянутый нефтеносный пласт;
подачу кислорода в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми введенными аэробными микроорганизмами и
введение по меньшей мере одного питательного вещества в упомянутый нефтеносный пласт для его потребления упомянутыми введенными аэробными микроорганизмами.
30. Система для микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта, при этом упомянутая система содержит:
устройство подачи кислорода для поступления кислорода к микроорганизмам в упомянутом нефтеносном пласте и
водообрабатывающее устройство для обработки воды в целях введения в упомянутый нефтеносный пласт, при этом упомянутая обработка основана по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции микроорганизмов, при котором усиливается миграция нефти из упомянутого нефтеносного пласта, при этом упомянутое водообрабатывающее оборудование содержит оборудование, предназначенное для уменьшения биохимической потребности в кислороде упомянутой воды или уменьшения общего содержания органического углерода в упомянутой воде.
устройство подачи кислорода для поступления кислорода к микроорганизмам в упомянутом нефтеносном пласте и
водообрабатывающее устройство для обработки воды в целях введения в упомянутый нефтеносный пласт, при этом упомянутая обработка основана по меньшей мере частично на создании в упомянутом нефтеносном пласте по меньшей мере одного условия, которое способствует росту микробной популяции микроорганизмов, при котором усиливается миграция нефти из упомянутого нефтеносного пласта, при этом упомянутое водообрабатывающее оборудование содержит оборудование, предназначенное для уменьшения биохимической потребности в кислороде упомянутой воды или уменьшения общего содержания органического углерода в упомянутой воде.
31. Система по п. 30, в которой упомянутое устройство подачи кислорода содержит устройство для закачки кислорода или кислородпродуцирующих соединений в воду, вытекающую из упомянутого устройства для водообработки.
32. Система по п. 30, отличающаяся тем, что упомянутое устройство для водообработки содержит оборудование для выполнения любого способа, выбираемого из группы, состоящей из следующего: снижение содержания тяжелых металлов в упомянутой воде, корректировка уровня pH упомянутой воды, корректировка солености упомянутой воды, корректировка концентрации по меньшей мере одного аниона в упомянутой воде, корректировка концентрации по меньшей мере одного катиона в упомянутой воде, и их комбинаций.
33. Система по п. 30, дополнительно содержащая:
устройство введения питательных веществ для подачи питательных веществ к упомянутым микроорганизмам в упомянутом нефтеносном пласте.
устройство введения питательных веществ для подачи питательных веществ к упомянутым микроорганизмам в упомянутом нефтеносном пласте.
34. Система по п. 30, дополнительно содержащая:
устройство введения микроорганизмов для поступления микроорганизмов в воду, вытекающую из упомянутого устройства для водообработки.
устройство введения микроорганизмов для поступления микроорганизмов в воду, вытекающую из упомянутого устройства для водообработки.
Applications Claiming Priority (3)
| 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 |
| US13/085,308 | 2011-04-12 | ||
| PCT/US2012/025175 WO2013105983A1 (en) | 2011-04-12 | 2012-02-15 | Systems and methods of microbial enhanced oil recovery |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013150205A RU2013150205A (ru) | 2015-05-20 |
| RU2559978C2 true RU2559978C2 (ru) | 2015-08-20 |
Family
ID=47005537
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013150205/03A RU2559978C2 (ru) | 2011-04-12 | 2012-02-15 | Системы и способы микробиологического повышения нефтеотдачи пластов |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8826975B2 (ru) |
| CN (1) | CN103534330A (ru) |
| AR (1) | AR085873A1 (ru) |
| BR (1) | BR112013026061A2 (ru) |
| CA (1) | CA2831591C (ru) |
| GB (1) | GB2503400B (ru) |
| MX (1) | MX2013011621A (ru) |
| RU (1) | RU2559978C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013105983A1 (ru) |
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 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US5163510A (en) * | 1991-01-29 | 1992-11-17 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Method of microbial enhanced oil recovery |
| RU2078916C1 (ru) * | 1995-05-17 | 1997-05-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Состав для обработки нефтяного месторождения |
Family Cites Families (47)
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US5163510A (en) * | 1991-01-29 | 1992-11-17 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Method of microbial enhanced oil recovery |
| RU2078916C1 (ru) * | 1995-05-17 | 1997-05-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Состав для обработки нефтяного месторождения |
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 |
| CA2831591A1 (en) | 2013-07-18 |
| RU2013150205A (ru) | 2015-05-20 |
| GB2503400B (en) | 2016-11-02 |
| GB201318159D0 (en) | 2013-11-27 |
| MX2013011621A (es) | 2013-10-25 |
| WO2013105983A1 (en) | 2013-07-18 |
| CA2831591C (en) | 2016-11-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2559978C2 (ru) | Системы и способы микробиологического повышения нефтеотдачи пластов | |
| 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 | |
| US3105014A (en) | Bacterial treatment of media containing hydrocarbons and sulfides | |
| US20130160994A1 (en) | Reducing sulfide in production fluids during oil recovery | |
| AU2011320516A1 (en) | Preventing mobilization of trace metals in subsurface aquifers due to the introduction of oxygenated water | |
| Zhang et al. | The treatment of flowback water in a sequencing batch reactor with aerobic granular sludge: performance and microbial community structure | |
| Ni et al. | Combination of aquifer thermal energy storage and enhanced bioremediation: Biological and chemical clogging | |
| US20130056214A1 (en) | Reducing sulfide in production fluids during oil recovery | |
| Prajapat et al. | Reservoir souring control using benzalkonium chloride and nitrate in bioreactors simulating oil fields of western India | |
| Abujayyab et al. | Biological treatment of produced water: A comprehensive review and metadata analysis | |
| US8573300B2 (en) | Reducing sulfide in oil reservoir production fluids | |
| Nicholas et al. | Evaluation of sequencing batch bioreactor followed by media filtration for organic carbon and nitrogen removal in produced water | |
| Eckford et al. | Using nitrate to control microbially-produced hydrogen sulfide in oil field waters | |
| Hussain et al. | Advanced technologies for produced water treatment | |
| 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 | |
| Nicholas | Evaluation of a sequencing batch reactor followed by media filtration for organic and nutrient removal from produced water | |
| Hummel | Sulfate Reduction in Produced Water via Expanded Granular Sludge-Bed Reactors | |
| Freedman | Biologically active filtration for treatment of produced water and fracturing flowback wastewater in the O&G industry | |
| US11332386B2 (en) | Well wastewater treatment | |
| Ohimain | Petroleum geomicrobiology | |
| 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 | |
| Chen et al. | Changes of Microorganism and Corrosion Tendency During Fracturing of Flowback Fluid Recovery Wells of Shale Gas | |
| Sun et al. | Treatment Strategies for Wastewater from Hydraulic Fracturing | |
| Eckford | Responses of various nitrate-reducing bacteria to nitrate amendment used to control microbially-produced sulfide in oil field waters |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170216 |