NO20130128A1 - Fremgangsmate for behandling av undergrunnssteder inntil vanninjeksjonsbronner - Google Patents

Abstract

Fremgangsmåte for å forbedre effektiviteten av MEOR eller bioremedieringsprosesser har blitt tilveiebrakt. I denne fremgangsmåten blir toksiske kjemikalier akkumulert i undergrunnssteder inntil vanninjeksjonsbrønner enten dispergert eller fjernet før innføring av mikrobielle inokula for økt mikrobiell oljeutvinning eller bioremediering av disse stedene.

Description

Denne søknaden krever prioritet fra følgende nasjonale patentsøknader i USA: 12/833,018,12/833,020,12/833,039,12/833,041,12/833,043,12/833,050,12/833,058, og 12/833,070, hver innlevert 9. juli 2010, og hver i sin helhet innlemmet heri ved referanse.

OPPFINNELSENS OMRÅDE

Oppfinnelsen vedrører området mikrobiell økt oljeutvinning og bioremediering av forurensede undergrunnssteder. Særlig vedrører den fremgangsmåter for å behandle de toksiske kjemikalier akkumulert i undergrunnssteder inntil vanninjeksjonsbrønnene før inføring av mikrobielle inocula for mikrobiell økt oljeutvinning eller bioremediering av disse stedene.

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

Tradisjonelle oljeutvinningsteknikker som anvender bare de naturlige kreftene til stede ved et oljebrønnsted, tillater utvinning av bare en mindre del av råoljen som er til stede i et oljereservoar. Oljebrønnsteder henviser generelt til ethvert sted hvor brønner har blitt boret i et undergrunnsfjell inneholdende olje med den hensikten å produsere olje fra det undergrunnsfjellet. Et oljereservoar refererer typisk til en forekomst av undergrunnsolje. Tilleggsutvinningsmåter slik som vannflømming har blitt anvendt for å presse olje gjennom undergrunnsstedet mot produksjonsbrønnen og således forbedre utvinningen av råolje (Hyne, N.J., 2001, "Non-technical guide to petroleum geology, exploration, drilling, and production", 2nd edition, Pen Well Corp., Tulsa, OK, USA).

For å møte den økende globale etterspørselen etter energi, er det et behov for ytterligere å øke produksjonen av råolje fra oljereservoar. En ytterligere supplerende teknikk anvendt for økt oljeutvinning fra oljereservoar er kjent som mikrobiell økt oljeutvinning (Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR)) som beskrevet i U.S. Pat. Nr. 7,484,560. MEOR, som har potensiale til å være bli en kostnadseffektiv måte for økt oljeutvinning, involverer enten å stimulere naturlige oljereservoarmikroorganismer eller injisere spesifikt valgte mikroorganismer i oljereservoaret for å produsere metabolske effekter som fører til økt oljeutvinning.

Produksjonen av olje og gass fra undergrunnsoljereservoar krever installasjon av forskjellig utstyr og rørledninger på overflater eller i undergrunnstedene i oljereservoaret som kommer i kontakt med korrosive fluider i gass- og oljefeltanvendelser. Oljeutvinning forenkles således ved å bevare integriteten til utstyret som er nødvendig for å tilveiebringe vann til vanninjeksjonsbrønner og bringe olje og vann fra produksjonsbrønnene. Som et resultat kan korrosjon være et betydelig problem i petroleumsindustrien på grunn av kostnaden og borestans forbundet med erstatning av korrodert utstyr.

Sulfatreduserende bakterier (SRB) som produserer hydrogensulfid (H2S), er blant hovedbidragsyterne til korrosjon av jernholdige metalloverfiater og oljeutvinningsutstyr. Disse mikroorganismene kan forårsake surgjøring, korrosjon og plugging og således ha negativ innflytelse på en MEOR eller en bioremedieringsprosess. Bioremediering refererer til prosesser som anvender mikroorganismer for å rense opp oljeutslipp eller andre kontaminanter fra enten overflaten eller undergrunnsstedene av jord.

For å bekjempe korrosjon anvendes korrosjonsinhibitorer, som er kjemikalier eller midler som senker korrosjonshastigheten til metall eller en legering og er ofte toksiske for mikroorganismer, for å bevare vanninjeksjons- og oljeutvinningsutstyret i slike brønner. I praksis ifølge foreliggende oppfinnelse er en vanninjeksjonsbrønn en brønn som vann pumpes gjennom ned i et oljeproduserende reservoar for trykkvedlikehold, varmfl£nmning, eller økt oljeutvinning. De viktige klassene av korrosjonsinhibitorer inkluderer forbindelser slik som: uorganiske og organiske korrosjonsinhibitorer. For eksempel organiske fosfonater, organiske nitrogenforbindelser, organiske syrer og deres salter og estere (Chang, R. J. et al., Corrosion Inhibitors, 2006, Specialty Chemicals, SRI Consulting).

US patentsøknad med publiseringsnr. 2006/0013798 beskriver det å anvende bis-kvarternære ammoniumsalter som korrosjonsinhibitorer for å bevare metalloverfiater i kontakt med fluider for å forlenge levetiden til disse anleggsmidler.

US patent nr. 6,984,610 beskriver fremgangsmåter for å rense opp oljeslam og boreslamrester fra brønnborekaks, overflateoljeboring og produksjonsutstyr ved anvendelse av syrer, trykkfrakturering, og syrebasert mikroemulering for økt oljeuutvinning.

WO2008/070990 beskriver forbehandling av oljebrønner ved anvendelse av forbehandlingsmidler slik som metyletylketon, metylpropylketon og metyl-tert-butyleter i injeksjonsvannet for å forbedre oljeutvinning. Mekanismer slik som å modifisere viskositeten av oljen i reservoaret og opplive tungoljen ble tilskrevet denne fremgangsmåten.

US2009/0071653 beskriver anvendelse av surfaktanter, etsemidler, antiklumpingsmidler og slipemidler for å forhindre eller fjerne oppbygging av fluidfilmer på prosessutstyr for å øke brønnens kapasitet.

Studier indikerer at langtidstilsetning av kjemikalier eller midler anvendt for å kontrollere uønskede hendelser slik som korrosjon, avleiring, mikrobielle aktiviteter og skumdannelse i vanntilførselen til en vanninjeksjonsbrønn ikke fører til deres akkumulering i høye nok konsentrasjoner for på ugunstig måte å påvirke mikroorganismene som anvendes i MEOR (Carolet, J-L. in: Ollivier and Magot ed., "Petroleum Microbiology", kapittel 8, side 164 - 165, 2005, ASM press, Washington,

DC).

Levedyktigheten til mikroorganismene anvendt i MEOR eller bioremedieringsprosesser er imidlertid en bekymring. Det kan være ønskelig å modifisere MEOR- eller bioremedieringsbehandlinger slik at levedyktigheten til anvendte mikroorganismer opprettholdes gjennom disse prosessene slik at MEOR- eller bioremedieringsprosesser blir mer effektive.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Foreliggende beskrivelse vedrører en fremgangsmåte for å forbedre effektiviteten til en MEOR- eller bioremedieirngsprosess ved å detoksifisere undergrunnssteder inntil oljebrønner, hvori brønnene tidligere har blitt behandlet med korrosjonsinhibitorer før inokulering av mikroorganismene som kreves for MEOR eller bioremediering.

I ett aspekt er foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte omfattende i rekkefølge trinnene å: a) behandle et undergrunnssted i en sone inntil en vanninjeksjonssbrønn med et detoksifiseirngsmiddel; og b) tilsette et inokulum av mikroorganismer hvori mikroorganismene omfatter ett eller flere arter av: Comamonas, Fusibacter, Marinobacterium,

Petrotoga, Shewanella, Pseudomonas, Vibrio, Thauera og Microbulbifer anvendelige i mikrobiell økt oljeutvinning til vanninjeksjonsbrønnen;

hvori før behandlingen i (a) minst én korrosjonsinhibitor og dens nedbrytningsprodukter hvis til stede har blitt adsorbert inn i sonen og har akkumulert til konsentrasjoner som er toksiske for mikroorganismer anvendt i mikrobielt økte oljeutvinningsprosesser, derved dannende en toksisk sone.

KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE

Figur 1 er en skjematisk representasjon av en vanninjeksjonsbrønn og

undergrunnsstedene inntil vanninjeksjonsbrønnen. 1 er strømmen av injeksjonsvann inn i brønnforingsrøret 7, 2 og 3 er fjellsjikt, 5 er perforeringer i foringsrøret, 4 er frakturer i fjellsjiktet. 6 er overflaten til fjellsjiktet laget av borehullet, 7 er brønnforingsrøret. 8 er én side av den våte sonen som er aksialsymmetrisk med injeksjonsbrønnen, vist med en stiplet boks i fjellsjiktet 3.

Figur 2 er en skjematisk fremstilling av et modellsystem anvendt for å simulere dannelse av en toksisk sone. 9 er et langt tynt rør; 10 er en trykkbeholder for å sperre inne det tynne røret; 10 og 11 er de motsatte endene av den trykksatte beholderen; 13 er en pumpe; 14 er tilførselsreservoaret; 15 er vanninnløpet for trykkbeholderen; 16 er mottrykksregulatoren; 17 er høytrykkslufttilførselen; 18 er en innløpstilpasning som forbinder det tynne røret inni trykkbeholderen til pumpen og trykkgiverne; 21 er en utløpstilpasning som forbinder det tynne røret inni trykkbeholderen med mottrykksregulatoren og den lave siden av differentrykkgiveren; 19 er en differenstrykkgiver; og 20 er en absolutt-trykkgiver. Figur 3 viser titrering av aminbelagt sand; ♦er representerer amin i løsning fra aminbelagt sand og Der representerer den første deriverte av titreringskurven (sentraldifferansene). Figur 4 viser titrering av saltløsning og sand med IN HC1; Her representerer pH til saltløsningen #1 med 10 gram sand; ^er representerer pH til bare saltløsning #1; Ser representerer helningen av pH til saltløsning #1 med 10 gram sand; og Aer representerer helningen av pH til bare saltløsning #1. Figur 5 viser titrering av saltløsning og sand forurenset med amin med 10 % salpetersyre; ^er representerer konsentrasjonen av amin observert i løsningh for en gittpH. Figur 6 viser titrering av saltløsning og kjernesand med 10 % eddiksyre; ^er representerer konsentrasjonen av amin observert i løsning for en gitt pH.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

I ett aspekt er foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å detoksiflsere korrosjonsinhibitorene og deres nedbrytningsprodukter, hvis til stede, som er akkumulert i et undergrunnssted inntil en vanninjeksjonsbrønn i et oljebrønnsted. Søkerne har funnet at oljeutvinningsprosesshjelpemidler slik som for eksempel korrosjonsinhibitorer kan akkumulere i området inntil vanninjeksjonsbrønnen og bygge opp til konsentrasjoner som er toksiske for mikroorganismer anvendt i MEOR eller bioremediering. Som betegnelsen er anvendt heri betyr "detoksifisere" eller "detoksifisering av" et vanninjeksjonssted å fjerne eller redusere toksisiteten forårsaket av korrosjonsinhibitorer og deres nedbrytningsprodukter til mikroorganismer for å tillate deres vekst og aktivitet av nevnte mikroorganismer, anvendt i MEOR eller bioremediering.

For formålene med foreliggende oppfinnelse refererer betegnelsen "toksisk sone" til et undergrunnssted inntil vanninjeksjonsbrønnen omfattende toksiske konsentrasjoner av midler slik som korrosjonsinhibitorer eller deres nedbrytningsprodukter som har ugunstige effekter på vekst og metabolske aktiviteter av mikroorganismer anvendt i MEOR og/eller bioremediering. Disse midlene kan binde til sand, stein, leire i fjell og/eller olje som er bundet til fjellet og skaper en toksisk sone. Et toksisk middel, slik som betegnelsen er anvendt heri, er ethvert kjemisk eller biologisk middel som negativt påvirker vekst og metabolske funksjoner til mikroorganismene anvendt i MEOR eller bioremediering.

Figur 1 er en skjematisk fremstilling av et undergrunnssted inntil en vanninjeksjonsbrønn. Injeksjonsvannet 1 strømmer inn i brønnfoirngsrøret 7 som er inni borehullet 6 boret gjennom fjellsjikt (2 og 3). Det er en åpning mellom brønnfoirngsrøret 7 og sideflaten 6 av fjellsjiktet laget av borehullet 5. Fjellsjikt 2 representerer upermeabelt fjell over og under et permeabelt fjell 3 som holder eller fanger oljen. Injeksjonsvannet 1 strømmer ned brønnfoirngsrøret og passerer gjennom perforeringer 5 i foringsrøret 7 og inn i frakturer 4 i det permeable fjellet 3. Dette injeksjonsvannet strømmer deretter gjennom det permeable fjellsjiktet 3 og forflytter olje fra en våt sone 8 inntil borehullet. Denne sonen strekker seg radialt ut fra borehullet 6 i alle retninger i det permeable fjellsjiktet 3. Volumet av det permeable fjellet 3 omfattet av den stiplede linjen 8 er illustrert bare på ene siden av borehullet, men det eksisterer faktisk på alle sidene av borehullet. Denne våte sonen representerer undergrunnstedet inntil vanninjeksjonsbrønnen.

Korrosjonsinhibitorer, sammen med deres nedbrytningsprodukter hvis til stede, som kan akkumulere til nivåer som er toksiske for mikroorganismer anvendt i MEOR er for eksempel uorganiske korrosjonsinhibitorer slik som klor, hypokloritt, brom, hypobromid og klordioksid. Ytterligere potensielle toksiske akkumulerende uorganiske korrosjonsinhibitorer anvendt for å bekjempe korrosjon forårsaket av SRB inkluderer, men er ikke begrenset til: hydrazin, antrakinon, fosfater, natriumsulfitt, og salter inneholdende molybdat, krom eller sink (Sanders and Sturman, kapittel 9, side 191, i: "Petroleum microbiology" side 191, supra og Schwermer, C. U., et al., Appl. Environ. Microbiol., 74: 2841-2851, 2008).

Organiske forbindelser anvendt som korrosjonsinhibitorer som kan akkumulere og danne en toksisk sone inkluderer: acetylenalkoholer, organiske azoler, gluteraldehyd, tetrahydroksymetylfosfonsulfat (THPS), bistiocyanatakrolein, dodecylguaninhydroklorid, formaldehyd, klorfenoler, organiske oksygenfjernere og forskjellige ikke-ioniske surfaktanter.

Andre organiske korrosjonsinhibitorer som kan akkumulere og danne en toksisk sone inkluderer, men er ikke begrenset til, organiske fosfonater, organiske nitrogenforbindelser inkludert primære, sekundære, tertiære eller kvarternære ammoniumforbindeler (heretter referert til generisk som "aminer"), organiske syrer og deres salter og estere, karboksylsyrer og deres salter og estere, sulfonsyrer og deres salter.

Søkerne har fastslått at korrosjonsinhibitorer kan akkumulere ved adsorpsjon inn i eller på undergrunnsstedet (for eksempel fjell, leire, sandstein, ukonsolidert sand eller kalkstein) eller inn i oljen som har blitt fanget i oljereservoarundergrunnsstedet. Langtidstilsetning av disse kjemikaliene resulterer i deres akkumulering og dannelse av en toksisk sone i undergrunnsstedene inntil vannbrønnen med ugunstige effekter på mikrobielle inocula tiltenkt MEOR og/eller bioremedieringsanvendelser.

Et modellsystem for å simulere dannelse av en toksisk sone kan anvendes til å studere dets effekter på overlevelse av mikroorganismer. For eksempel kan et modellsystem kalt et tynt rør settes opp og pakkes med kjernesand fra et oljebrønnsted. Modellsystemet som beskrevet heri kan settes opp ved anvendelse av rør, ventiler og tilpasninger kompatible med råoljen eller den hydrauliske løsningen anvendt som kan motstå området av påført trykk under prosessen. En absoluttrykkgiver, differenstrykkgiver og mottrykksregulator, for eksempel produsert av Cole Plamer (Vernon Hill, IL) og Serta (Boxborough, Mass), anvendes i modellsystemet og er kommersielt tilgjengelige. Modellen av toksisk sone kan etableres ved å anvende løsninger av aminer og/eller aminblandinger og skylle dem gjennom et rør pakket med kjernesand fra et oljereservoar. Andre korrosjonsinhibitorer egnet for anvendelse i å konstruere en modell kan omfatte organiske fosfonater eller antrakinon eller fosfater. Konsentrasjonen av korrosjonsinhibitorene anvendt for å skape toksisk sone-modellen kan være fra 0,01 til 10 deler per million.

Detoksifisering av den toksiske sonen enten i modellsystemet eller i et undergrunnssted inntil en vanninjeksjonsbrønn involverer nedbrytning, desorpsjon og/eller dispergering av de akkumulerte toksiske kjemikaliene eller midlene ved anvendelse av detoksifiseringsmidler. Betegnelsen "detoksifiseirngsmiddel" viser derfor til ethvert kjemikalie som enten dispergerer eller ødelegger de toksiske kjemikaliene og midlene beskrevet heri og gjør dem ikke-toksiske for mikroorganismer.

Det å behandle en toksisk sone i et undergrunnssted inntil en vanninjeksjonsbrønn med et detoksifiseringsmiddel oppnås ved en hvilken som helst fremgangsmåte for å innføre et kjemikalie i et undergrunnsted som er velkjent for fagmannen. Typisk er behandling ved å innføre en sammensetning inneholdende et detoksifiseringsmiddel i brønnen som vist i diagrammet i Figur 1 for injeksjonsvann 1. Detoksifiseirngsmiddel-sammensetningen strømmer gjennom brønnforingsrøret 7, gjennom perforeringer 5, og inn i frakturer 4 i det permeable fjellsjiktet 3 i den våte sonen 8. Dette er sonen inntil vanninjeksjonsbrønnen hvor en toksisk sone kan dannes og behandles med et detoksifiseringsmiddel.

Detoksifisering av kjemikaliene akkumulert i den toksiske sone kan oppnås ved å anvende et nedbrytningsmiddel. Et nedbrytningsmiddel, som betegnelsen anvendes heri, er et middel som ødelegger eller assisterer i ødeleggelsen av toksiske midler som finnes i den toksiske sonen. Nedbrytningsmidler kan inkludere for eksempel sterke oksidasjonsmidler som kjemisk reagerer med korrosjonsinhibitorer, når tilsatt injeksjonsvannet som strømmer inn i den toksiske sonen, for å nedbryte dem i mindre toksiske eller ikke-toksiske produkter. Nedbrytiungsmidler inkluderer sterke oksidasjonsmidler, slik som for eksempel nitrater, nitritter, klorater, perklorater og kloritter.

Detoksifisering av kjemikaliene akkumulert i en toksisk sone kan også oppnås ved anvendelse av et dispergeringsmiddel. Et dispergeringsmiddel slik som betegnelsen anvendes heri inkluderer ethvert kjemikalie som forårsaker at absorberte toksiske midler fjernes fra reservoarfjellet og/eller sand i en toksisk sone og oppløser dem i vann under vannflømming og tillater derved en naturlig dispergering og diffusjon for å senke konsentrasjonen hvor den ikke lenger er toksisk for MEOR eller bioremedieringsmikroorganismer.

I én utførelse inkluderer et dispergeringsmiddel ethvert kjemikalie som senker pH i en løsning, ioniserer aminer og oppløser dem i vann under vannflømming og tillater en naturlig dispergering og diffusjon for å senke konsentrasjonen hvor den ikke lenger er toksisk for MEOR eller bioremedieringsmikroorganismer. For eksempel er aminer ganske ureaktive under milde betingelser, de blir imidlertid ionisert ved lavere pH. Behandlingen av aminene med en syre øker således deres løselighet og frigjør dem fra olje og/eller fra fjell og dispergerer dem fra den toksiske sonen. De oppløste aminene kan derfor bevege seg inn i vannet som strømmer gjennom brønnen. En kombinasjon av radiell strømning, dispergering og desorpsjon kan tillate at de oppløste aminene fortynnes og dispergeres over et stort område (fra minst 10 til omtrent 200 fot (fra minst 3 meter til omtrent 7 meter)) av oljebrønnen. Etterfulgt fortynning og dispergering av aminene over et mye større område ville deres konsentrasjoner innen undergrunnsstedet av brønnen følgelig ha blitt redusert til ikke-toksiske nivåer for MEOR eller bioremedieringsmikroorganismer. I en annen utførelse kan hydrogenperoksid tilsettes den toksiske sone, som både et nedbrytnings- og et dispergeringsmiddel, fra omtrent 1.000 deler per million til 70.000 deler per million av volum vann. I en annen utførelse kan perklorater tilsettes, som både et nedbrytnings- og et dispergeringsmiddel, fra omtrent 1 del per million til omtrent 10.000 deler per million.

I en annen utførelse kan enhver syre som er i stand til å senke pH med minst 1 enhet mindre enn ekvivalenspunktet for aminet (som målt i eksemplene under) anvendes. Syren anvendt for å ionisere aminene kan inkludere, men er ikke begrenset til, salpetersyre, eddiksyre, oksalsyre, hydrogenfluorsyre og saltsyre. Syre kan tilsettes fra omtrent 0,1 vekt % til omtrent 20 vekt % til vannet som pumpes inn i den toksiske sonen.

I en MEOR-prosess tilsettes et inokulum av levedyktige mikroorganismer til vannet som injiseres inn i vanninjeksjonsbrønnen (se Figur 1). Betegnelsen "inokulum av mikroorganismer" refererer til en sammensetning inneholdende levedyktige mikroorganismer. Disse mikroorganismene koloniserer, det vil si å vokse og formere seg, på undergrunnssteder inntil vanninjeksjonsbrønnen for å øke MEOR. Utvinningen av olje kan økes ved virkninger av mikroorganismene slik som å frigjøre olje fra undergrunnsfjell og/eller sand, og danne pluggingbiofilmer som vil øke sveipeffektiviteten i vannflømmings sekundær oljeutvinning.

Mikroorganismer anvendelige for denne søknaden kan omfatte klasser av fakultative aerober, obligat anaerober og denitrifiserende bakterier. Foretrukket for anvendelse i undergrunnssteder er mikroorganismer som er effektive under anaerobe denitrifiserende betingelser. Inokulum kan omfatte bare en spesiell specie eller kan omfatte to eller flere specier av samme art eller en kombinasjon av forskjellige arter av mikroorganismer.

Inokulum kan produseres under aerobe eller anaerobe betingelser avhengig av den/de særskilt(e) mikroorganisme(r) som anvendes. Teknikker og forskjellige egnede vekstmedier for vekst og opprettholdelse av aerobe og anaerobe kulturer er velkjente innen teknikken og er beskrevet i "Manual of Industrial Microbiology and Biotechnology" (A. L. Demain og N. A. Solomon, ASM Press, Washington, DC, 1986) og "Isolation of Biotechnological Organisms from Nature", (Labeda, D. P. ed. s. 117-140, McGraw-Hill Publishers, 1990).

Inokulum av mikroorganismer tilsettes et undergrunnssted ved enhver fremgangsmåte for mikroorganismeinnføring som er velkjent for fagmannen. Typisk tilsettes inokulum til vanninjeksjonsbrønnen som en del av injeksjonsvann 1 som innføres i brønnforingsrøret 7 som vist i Figur 1.

Eksempler på mikroorganismer anvendelige i foreliggende fremgangsmåte inkluderer, men er ikke begrenset til, ett eller flere specier av følgende arter: Comamonas, Fusibacter, Marinobacterium, Petrotoga, Shewanella, Pseudomonas, Vibrio, Thauera, og Microbulbifer. I en utførelse er mikroorganismen anvendt i foreliggende fremgangsmåte valgt fra én eller flere av Comamonas terrigena, Fusibacter paucivorans, Marinobacterium georgiense, Petrotoga miotherma, Shewanella putrefaciens, Pseudomonas stutzeri, Vibrio alginolyticus, Thauera aromatica. Thauera chlorobenzoica og Microbulbifer hydrolyticus.

I én utførelse kan et inokulum av Shewanella putrefaciens LH4:18 (ATCC PTA-8822), beskrevet i US 7,776,795, anvendes i foreliggende fremgangsmåte. I en annen utførelse kan Pseudomonas stutzeri LH4:15 (ATCC PTA8823), beskrevet i US patentsøknad med publiseringsnr. US20090263887, med samme eier og som er til behandling samtidig

med foreliggende søknad, anvendes i foreliggende fremgangsmåte. I en annen utførelse kan Thauera aromatica AL9:8 (ATCC 9497), beskrevet i US patentsøknad med

publiseringsnr. US20100078162, med samme eier og som er til behandling samtidig med foreliggende søknad, anvendes i foreliggende fremgangsmåte.

EKSEMPLER

Foreliggende oppfinnelse blir ytterligere definert i de følgende eksempler. Det skal forstås at disse eksemplene, som indikerer foretrukne utførelser av oppfinnelsen, kun er gitt som illustrasjon. Fra diskusjonen ovenfor og disse eksemplene kan en fagmann innen området fastslå de essensielle karakteristikker av denne oppfinnelsen, og foreta forskjellige endringer og modifikasjoner til oppfinnelsen for å tilpasse den til forskjellige anvendelser og betingelser.

GENERELLE METODER:

Kjemikalier og materialer

Alle reagenser og materialer anvendt for veksten og opprettholdelsen av mikrobielle celler ble skaffet fra Aldrich Chemicals (Milwaukee, WI), DIFCO Laboratories (Detroit, MI), GIBCO/BRL (Gaithersburg, MD), eller Sigma Chemical Company (St. Louis, MO), med mindre annet er angitt.

Aminanalvser

Konsentrasjonen av aminer, i media og vann, ble analysert ved gasskromatografi (GC). En Agilent Model 5890 (Agilent, Wilmington, DE), GC utstyrt med en flammefotoioniseringsdetektor og en splitt/splittløs injektor, en DB-FFAP kolonne (30 meter lengde x 0,32 millimeter (mm) dybde x 0,25 mikrometer partikkelstørrelse). Utstyret hadde en Agilent ALS Autoinjektor, 6890 Modellserie med en 10 milliliter (ml) sprøyte. Systemet ble kalibrert ved å anvende en prøve av N,N-dimetyl-l-dodekanamin (Aldrich). Helium ble anvendt som bærergass. En temperaturgradient på 50 grader Celsius (°C) til 250 °C ved 30 °C økning per minutt (min) ble anvendt. Retensjonstider (i minutter, min) for forskjellige kjemikalier av interesse inkluderer: N,N-dimetyl-l-dodekanamin (8,08 min); N,N-dimetyl-l-tetradekanamin (8,85 min); N,N-dimetyl-l-heksadekan-amin (9,90 min); N,N-dimetyl-l-oktadekanamin

(10,26 min) og N-metyl,N-benzyll-l-tetradekanamin (11,40 min).

EKSEMPEL 1

ETABLERING AV EN TOKSISK SONE I SAND FRA EN OLJEBRØNN VED ANVENDELSE AV EN BLANDING AV AMINER I ET MODELLSYSTEM

En prøve av sanden fra Schrader Bluff formasjonen ved Milne Point enheten i nordhelningen av Alaska (the Milne Point Unit of the Alaska North Slope) ble renset ved å vaske med et løsemiddel bestående av en 50/50 (volum/volum) blanding av metanol og toluen. Løsemidlet ble deretter drenert og fordampet av sanden for å gi ren, tørr, strømbar sand. Sanden ble siktet for å fjerne partikler mindre enn én mikrometer i størrelse og ble deretter pakket tett in i et fire fots (121,92 cm) langt fleksibelt tynt rør 9 og presset sammen ved vibrering ved anvendelse av en laboratoriegravør. Begge ender av de tynne rørene ble satt lokk på for å holde sanden inni. Den fullstendige apparaturen er vist i Figur 2. Rør som kan motstå mengden av trykk som anvendes i det tynne røret ble koblet til endelokkene. Det tynne røret 9 ble montert i trykkbeholderen 10 med rør som passerer gjennom endene 11 og 12 av trykkbeholderen ved anvendelse av trykktilpasninger 18 og 21. Ytterligere tilpasninger og rør ble anvendt for å forbinde innløpet av det tynnet røret 11 til en trykkpumpe 13 og et tilførselsreservoar.

Ytterligere tilpasninger og rør koblet innløpet av det tynne røret til en absolutttrykkgiver 20 og høytrykkssiden av en difrerenstrykkgiver 19. Tilpasninger og rør koblet utløpet av det tynne røret 12 til lavtrykksiden av en differenstrykkgiver 19 og til en mottrykksregulator 16. Signalene fra differenstrykkgiver en og absoluttrykkgiveren ble lastet i en computer og trykkavlesningen ble overvåket og periodisk registrert. Trykkbeholderen 10 rundt det tynne røret ble fylt med vann gjennom en vannåpning 15. Dette vannet ble deretter sakte trykksatt med luft 17 til et trykk på omtrent 105 psi (per sqaure inch) (0,72 megaPascal) mens saltløsning #1 fra tilførselsreservoaret 14 (Tabelll 1) strømmet gjennom det tynne røret og forlot det tynne røret gjennom mottrykksregulatoren 16. Denne operasjonen ble utført slik at trykket i det tynne røret alltid var 5 til 20 psi (0,034 - 0,137 megaPascal) under trykket i trykkbeholderen 10.

Acetat 0,2 gr (200 ppm acetat)

pH i saltiøsning #1 ble justert til 7,0 med enten HC1 eller NaOH og løsningen ble filtersterilisert.

Da trykket inni og utenfor det tynnet røret var etablert ble ett porevolum av råoljen fra oljereservoaret fra Milne Point Unit i Alaska North Slope pumpet inn i det tynnet røret. Denne prosessen ble utført i flere timer (t). Da råoljen hadde mettet sanden i det tynnet røret og var observert i effluenten, ble strømmen stoppet og oljen ble tillatt å aldre i kjernesanden i tre uker. Ved slutten av denne tiden ble saltløsning #1 pumpet gjennom det tynnet røret ved en hastighet på~1,5-3,5 milliliter per time (ml/t) (~1 porevolum hver 201). Prøver ble tatt fra effluenten og konsentrasjonen av naturlig mikroflora i dem ble bestemt.

Etter 51 porevolum av strømning gjennom det tynne røret var konsentrasjonen av naturlig mikroflora i systemet omtrent lxlO<7>kolonidannende enheter per milliliter (CFU/ml). Ved dette punktet ble en blanding av aminer (heretter aminer/saltløsning-blanding) tilsatt ved 150 ppm konsentrasjon til saltløsning #1. Den omtrentlige sammensetningen av blandingen av aminer (Tabell 2) besto av 7 forskjellige aminkomponenter som ble identifisert. Fem ble identifisert ved massespektrometri (Agilent Technologies, Inc. Santa Clara, CA) som N-N-dimetyl-l-dodekanamin, N-N- dimetyl-l-tetradekan-amin, N-N-dimetyl-metan-tioamid, kaprolaktam og N-metyl-N-benzyl-1-tetradekanamin. To av disse komponentene ble identifisert som aminer, men spesifikke kjemiske formler kunne ikke bestemmes for dem fordi massespekterfragmenteringsmønster ikke kunne tydes. Disse er merket i Tabell 2 som "mindre (minor) amin" og "annet amin". Analyse av effluenten fra det tynne røret indikerte ikke nærvær av noen aminer. Eksperimentet ble fortsatt ved å pumpe 150 ppm av blandingen av aminer i saltløsning #1 gjennom det tynne røret.

Etter at 77 porevolumer av blandingen av saltløsning #1 med 150 ppm av blanding av aminer ble pumpet inn i det tynne røret ble ingen aminer observert i effluenten.

Etter at 80 porevolumer av blandingen av saltløsning #1 med 150 ppm av blandingen av aminer ble pumpet inn i det tynne røret hadde totalt omtrent 1 gram av blandingen av aminer strømmet gjennom det tynne røret. Ved dette punktet ble 80 ppm av aminer til slutt observert i effluenten i det tynne røret. Denne veldig lange forsinkelsen i å se aminene i effluenten betyr at praktisk talt alle aminene hadde blitt fanget i det tynne røret. I tillegg kunne ingen naturlige mikroflora ses i effluenten på dette tidspunktet, noe som indikerer at det tynne røret hadde blitt toksisk nok til å drepe alle eksisterende mikroflora. På dette punktet startet pumping av den aminfrie saltløsningen #1 i et forsøk på å spyle aminene ut av det tynne røret og gjøre det mindre toksisk.

Etter at 24 porevolum av den aminfrie saltløsningen #1 hadde blitt pumpet gjennom det tynne røret, ble 51 ppm aminer detektert i effluenten. Det tynne røret ble deretter inokulert med ett porevolum av Shewanella putrefaciens (ATCC PTA-8822) ved en konsentrasjon på omtrent lxl0<9>CFU/ml. Inokuleringen ble ikke tillatt å forbli i det tynne røret. I stedet ble den aminefrie saltløsningen #1 skylt gjennom det tynne røret umiddelbart etter inokulering. Følgelig oppholdt mikrobene seg i det tynne røret i bare noen fa timer under passeringen gjennom det. Det ble såldes forventet at konsentrasjonen av mikroorganismene i effluenten kunne måles i effluenten som forlater det tynne røret. Bemerkelsesverdig ble imidlertid ingen mikroorganismer (som representerer omtrent en 9 log tilintetgjørelse) detektert i effluenten i det tynne røret på tross av den korte oppholdstiden av inokulum i det tynne røret. Dette eksperimentet bekreftet at en toksisk sone hadde blitt etablert i det tynne røret. I et vedvarende forsøk på å detoksifisere det tynne røret, ble saltløsning #1 alene kontinuerlig pumpet gjennom det.

Etter at 79 porevolum av den aminfrie saltløsningen #1 hadde blitt pumpet gjennom det tynne røret, ble aminkonsentrasjonen i effluenten i det tynne røret målt ved 30 ppm. Det tynne røret ble inokulert med et annet porevolum av Shewanella putrefaciens (ved lxlO<9>CFU/ml). CFU/ml i en effluentprøve var omtrent lxlO<4>og viste at mer enn en 5 log tilintetgjørelse av denne mikroorganismen hadde inntruffet umiddelbart etter inokuleringen. Dette eksperimentet understreket den vedvarende toksiske effekten av aminene på tross av utstrakt vasking av røret med den aminefrie saltløsning #1 løsningen.

Etter at 108 porevolum av den aminfrie saltløsningen #1 hadde blitt pumpet gjennom det tynne røret, ble aminkonsentrasjonen i effluenten målt ved 5 ppm. Det tynne røret ble inokulert med ytterligere ett porevolum av Shewanella putrefaciens inneholdende lxl 09 CFU/ml. CFU/ml i effluentprøven av det tynne røret umiddelbart etter inokulering indikerte en 4 - 5 log tilintetgjørelse av denne mikroorganismen på tross av den utstrakte vaskingen med den aminfrie saltløsningen #1 og nedgangen i aminkonsentrasjonen i effluenten. Disse resultatene bekreftet ytterligere den vedvarende toksiske effekten av blandingen av aminer akkumulert i det tynne røret.

Etter at 143 porevolum av den aminfrie saltløsningen #1 hadde blitt pumpet gjennom det tynne røret ble ett porevolum av en rimelig, luktfri white spirit (OMS)(Parks OMS, Zinsser Co., Inc., Somerset Jew Jersey #2035 CAS #8052-41-3) pumpet gjennom det tynne røret i et forsøk på å fjerne den resterende blandingen av aminer. Etter denne skyllingen med OMS fortsatte pumpingen av aminfri saltløsning #1 gjennom det tynne røret.

Etter at 149 porevolum av den aminfrie saltløsningen #1 hadde blitt pumpet gjennom det tynne røret, ble aminkonsentrasjonen i effluenten målt ved 4 ppm og det tynne røret ble inokulert med ytterligere ett porevolum av Shewanella putrefaciens (lxlO<9>CFU/ml). En telling av mikroorganismer i prøven av det tynne rørets effluent viste en 2 - 3 log tilintetgjørelse (99 til 99,9 %) på tross av OMS-skyllingen og den utstrakte vaskingen med den aminfrie saltløsningen #1. Disse resultatene bekreftet at den toksiske sonen i det tynne røret fortsatt drepte praktisk talt alle mikroorganismene som ble tilsatt røret.

Etter at 168 porevolum av den aminfrie saltløsningen #1 hadde blitt pumpet gjennom det tynne røret ble ett porevolum av en løsning av 10 % HC1 i vann pumpet gjennom det tynne røret for å fjerne aminer. Etter denne syrevaskingen ble den aminfrie saltløsningen #1 kontinuerlig pumpet gjennom det tynne røret.

Etter syrevaskbehandlingen ble ytterligere 2 porevolum av den aminfrie saltløsningen #1 pumpet gjennom det tynne røret og aminkonsentrasjonen i effluenten ble målt ved 0,5 ppm. Det tynne røret ble deretter inokulert med ytterligere ett porevolum av Shewanella putrefaciens (lxlO<9>CFU/ml). CFU/ml i effluenten viste omtrent en 0,4 log tilintetgjørelse av denne mikroorganismen. Disse resultatene understreket overlevelse av flere mikroorganismer etterfulgt syrevasking av det tynne røret og effektiviteten av å anvende en syre for å detoksifisere den toksiske sonen i det tynne røret. Tabell 3 nedenfor oppsummerer resultatene av de forskjellige testene beskrevet over.

EKSEMPEL 2

FJERNING AV N N- DIMETYL- 1 - DODEKANAMIN FRA SAND GJENNOM DERES IONISERING VED LAV PH VED ANVENDELSE AV SALTSYRE 38 milligram (mg) av N N-dimetyl-l-dodekanamin (heretter referert til som "aminet") ble tilsatt til 10,210 gram pentan. Denne løsningen ble tilsatt til 10,1845 gram av spesifikke sandsjikt (Oa og Ob) skaffet fra Schrader Bluff formasjonen i Milne Point Unit i Alaska North Slope.

Oljeinnholdet i sanden ble først fjernet ved å anvende en blanding av metanol og toluen (50/50, volum/volum) som løsemiddelvaskinger. Løsemiddelblandingen ble deretter fordampet av sanden for å gi ren, tørr, flytbar sand. Denne sanden ble blandet med aminet og pentanløsning for å gi en oppslemming. Denne oppslemmingen ble grundig blandet og pentan ble fordampet av mens amin ble igjen på sanden (heretter referert til som sand/amin-blanding). 100 ml av saltløsning #2 (oppskrift nedenfor) ble tilsatt til sandVamin-blandingen for å danne sand/amin/saltløsning-blandingen. Den initiale pHen til sand/amin/saltløsning-blandingen var 8,4. Konsentrasjonen av aminet i vannet skulle ha vært 380 ppm hvis alt aminet ble oppløst i saltløsning #2. Analyse av prøven av sand/amin/saltløsning-blandingen ved GC avslørte ikke nærvær av noen aminer i testprøven (dvs. aminkonsentrasjonen var~<1 ppm). Det faktum at aminet ikke ble detektert understreket dets sterke binding til sandpartiklene. 0,1 ml av 1 normal (N) HC1 ble tilsatt denne løsningen, og pH og aminkonsentrasjonen ble målt igjen. Dette trinnet ble repetert flere ganger og analyseresultatene er vist i både Tabell 4 og i Figur 3. Fullstendig ionisering og oppløsning av aminet i vannet ble observert ved pH under~6,0. Dette er et overraskende funn siden pKa til HC1 er -6,2 (Langes Handbook of Chemistry, 14* edition, side 8.14,1992, McGraw-Hill, Inc., New York). Konsentrasjonen av HC1 som kreves for dette trinnet for å fullstendig ionisere aminet og fjerne det fra den toksiske sanden kan derfor bli ytterligere redusert med flere størrelsesordener fra 10 % konsentrasjonen anvendt i dette eksemplet. Dataene understreker den bemerkelsesverdige effektiviteten av en syre til å ionisere og fjerne aminet fra sanden. ; EKSEMPEL 3 ;KAPASITETEN TIL SAND TIL Å NØYTRALISERE SYRE ;A. Titrering av saltløsning # 2 i fravær av sand ;Formålet med dette eksperimentet var å bestemme kapasiteten til sand beskrevet i eksempel 2 til å nøytralisere HC1 tiltenkt å ionisere aminet akkumulert i sanden. ;For å etablere en kontrolltest ble 100 ml saltløsning #2 titrert med 1 N HC1 til start-pH på 8,1. En alikvot (0,1 ml) av 1 N HC1 ble tilsatt saltløsningen #2 og pH ble målt. HC1-tilsetningen ble gjentatt flere ganger og pH ble målt etter hver tilsetning. Resultater av disse analysene er vist i både Tabell 5 og i Figur 4. Dataene indikerte at omtrent 2,25 milliekvivalenter av HC1 var nødvendig for å oppnå ekvivalenspunktet på omtrent pH 4 svarende til omtrent 100 % gjenvinning av karbonatet til stede i saltløsning #2. ; B. Titrering av saltløsning # 2 med sand ;100 ml saltløsning #2 pluss 10 gram av samme sanden (saltløsning/sand-blanding) anvendt i eksempel 2 ble titrert med IN HC1. Start-pHen til saltløsning/sand-blandingen var 7,88. 0,1 ml alikvoter av IN HC1 ble gjentagende ganger tilsatt til denne blandingen, og pH ble målt etter hver HCl-tilsetning. Resultatene vist i både Tabell 6 og i Figur 4 indikerte at tilsetning av 0,3 milliekvivalenter av HC1 var nødvendig for å oppnå ekvivalenspunktet med 10 gram sand til stede. Dataene oppnådd i dette eksperimentet understreker den lille kapasiteten sand har til å nøytralisere den tilsatte HC1. Følgelig ioniserte en lav konsentrasjon av en syre, slik som HC1, aminet forbundet med sanden uten å bli nøytralisert av reaksjon med sanden. ; ; EKSEMPEL 4 ;FJERNING AV N- N- DIMETYL- 1 - DODEKANAMIN FRA SAND VED DERES ;IONISERING VED LAV pH VED ANVENDELSE AV 10 % SALPETERSYRE ;Prosedyren beskrevet i eksempel 2 ble anvendt for å fremstille sand/amin-blandingen med unntak av at 519 mg av aminet, 10 gram pentan og 60,062 gram sand fra Oa- og Ob-sjiktene ble anvendt. 29,065 gram av denne sand/amin-blandingen ble tilsatt til 100 ml saltløsning #2 (over) for å danne sandVamin/saltløsning-blandingen. Den initiale pH til sand/amin/saltløsning-blandingen var 8,28. Konsentrasjonen av aminet i vannet skulle ha vært omtrent 2000 ppm hvis alt aminet var oppløst i saltløsning #2.1 stedet viste analyse av en prøve med saltløsning #2 i kontakt med sand/amin/saltløsning-blandingen som beskrevet over at aminkonsentrasjonen var~85 ppm, dvs. mye mindre enn det som var forventet. Det faktum at bare en liten mengde av aminet ble detektert i saltløsning #2 understreket den sterke bindingen av aminet til sandpartiklene. 0,1 ml av 10 vektprosent (vekt-%) salpetersyre i vann ble tilsatt denne løsningen, og pH og aminkonsentrasjonen ble målt igjen. Dette trinnet ble repetert flere ganger og analyseresultatene er vist i både Tabell 7 og i Figur 5. Fullstendig ionisering og oppløsning av aminet i vannet ble observert ved pH under~6,7. Dette er et overraskende funn siden pKa til salpetersyre er -1,37 (Langes Handbook of Chemistry, 14* edition, side 8.15,1992, McGraw-Hill, Inc., New York), konsentrasjonen av salpetersyre som kreves for dette trinnet kan bli ytterligere redusert med flere størrelsesordener fra de 10 vekt-% anvendt i dette eksemplet uten noen negativ innflytelse på fjerningen av aminene fra sanden.

EKSEMPEL 5

FJERNING AV N- N- DIMETYL- 1 - DODEKANAMIN FRA SAND VED DETS IONISERING VED LAV PH VED ANVENDELSE AV 10 % EDDIKSYRE

Den samme prosedyren som beskrevet i eksempel 4 ble repetert her for å fremstille sand/amin-blandingen. 30,85 gram (gr) av sand/amin-blandingen ble tilsatt til 100 ml saltløsning #2 (over) for å danne sand/amin/saltløsning-blandingen. Den initiale pH til sand/amin/saltløsning-blandingen var 8,52. Konsentrasjonen av aminet i vannet skulle ha vært omtrent 2000 ppm hvis alt aminet var oppløst i saltløsning #2.1 stedet viste analyse av saltløsning #2 i kontakt med sand/amin/saltiøsning-blandingen, som beskrevet over, at aminkonsentrasjonen var~67 ppm, dvs. mye mindre enn det som var forventet. Det faktum at bare en liten mengde av aminet ble detektert i saltløsning #2 understreket den sterke bindingen av aminet til sandpartiklene. 0,1 ml av 10 vekt-% eddiksyre ble tilsatt denne løsningen, og pH og aminkonsentrasjonen ble målt igjen. Dette trinnet ble repetert flere ganger og analyseresultatene er vist i både Tabell 8 og i Figur 6. Fullstendig ionisering og oppløsning av aminet i vannet ble observert ved pH under~6,7. Dette er et overraskende funn siden pKa til eddiksyre er 4,756 (Langes Handbook of Chemistry, 14th edition, side 8.19,1992, McGraw-Hill, Inc., New York). Følgelig kan konsentrasjonen av eddiksyre som kreves for dette trinnet bli ytterligere signifikant redusert i forhold til det som ble anvendt i dette eksemplet uten noen negativ innflytelse på fjerningen av aminene fra sanden.

Observasjonene beskrevet over illustrerer at en svak organisk syre, som eddiksyre, kan være like effektiv som en sterk uorganisk syre, som saltsyre, til å ionisere og separere aminene fra den toksiske sanden. Det kan derfor konkluderes at for å fjerne den toksiske sonen fra et undergrunnssted kan enhver syre som senker pH til en løsning under omtrent 6,7 anvendes.

Claims (16)

1. Fremgangsmåte omfattende i rekkefølge trinnene å: a) behandle et undergrunnssted i en sone inntil en vanninjeksjonssbrønn med minst ett detoksifiseringsmiddel; og b) tilsette et inokulum av mikroorganismer hvori mikroorganismene omfatter ett eller flere arter av: Comamonas, Fusibacter, Marinobacterium, Petrotoga, Shewanella, Pseudomonas, Vibrio, Thauera og Microbulbifer anvendelige i mikrobiell økt oljeutvinning til vanninjeksjonsbrønnen; hvori før behandlingen i (a) minst én korrosjonsinhibitor og dens nedbrytningsprodukter hvis til stede har blitt adsorbert inn i sonen og har akkumulert til konsentrasjoner som er toksiske for mikroorganismer anvendt i mikrobielt økte oljeutvinningsprosesser, derved dannende en toksisk sone.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori korrosjonsinhibitoren er en organisk forbindelse valgt fra gruppen bestående av organiske fosfonater, organiske nitrogenforbindelser slik som aminer, organiske syrer og deres salter og estere, karboksylsyrer og deres salter og estere, sulfonsyrer og deres salter, acetylenalkoholer, organiske azoler, gluteraldehyd, tetrahydroksymetylfosfomumsulfat (THPS), bistiocyanatacrolein, dodecylguaninhydroklorid, formaldehyd, klorfenoler, organiske oksygenfjernere og forskjellige ikke-ioniske surfaktanter og kombinasjoner derav.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvori korrosjonsinhibitoren omfatter kvarternære ammoniumforbindelser eller deres nedbrytningsprodukter.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvori den kvarternære ammoniumforbindelsen er valgt fra gruppen bestående av benzalkoniumklorid, bis-kvarternære ammoniumsalter, kvarternære nitrogenforbindelser og imidazolinforbindelser.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori korrosjonsinhibitoren er en uorganisk forbindelse valgt fra gruppen bestående av klor, hypokloritt, brom, hypobromid, klordioksid, hydrazin, antrakinon, fosfater, natriumsulfitt, salter inneholdende krom, molybdat eller sink, og kombinasjoner derav.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori detoksifiseringsmidlet fra (a) er et dispergeringsmiddel.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori dispergeringsmidlet er en syre valgt fra gruppen bestående av saltsyre, salpetersyre, hydrogenfluorsyre, eddiksyre og oksalsyre.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori dispergeringsmidlet forårsaker atskillelse av korrosjonsinhibitoren fra undergrunnsstedet inntil vanninjeksjonsbrønnen og dispergerer og fortynner den slik at korrosjonsinhibitoren blir ikke-toksisk for mikroorganismene og undergrunnsstedet inntil vanninjiseringsbrønnen blir detoksifisert.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori detoksifiseringsmidlet er et nedbrytningsmiddel.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvori nedbrytningsmidlet er et sterkt oksiderende middel valgt fra gruppen bestående av nitrater, nitritter, klorater, perklorater, kloritter og kombinasjoner derav.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori detoksifiseirngsmidlet er både et dispergeringsmiddel og et nedbrytningsmiddel.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvori detoksifiseringsmidlet er hydrogenperoksid eller perklorat.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori korrosjonsinhibitoren er en vekstinhibitor av sulfatreduserende bakterier.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori mikroorganismene koloniserer det detoksifiserte undergrunnsstedet inntil vanninjeksjonsbrønnen for å utføre mikrobiell økt oljeutvinning.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori inokulum omfatter én eller flere av Comamonas terrigena, Fusibacter paucivorans, Marinobacterium georgiense, Peirotoga miotherma, Shewanella putrefaciens, Pseudomonas stutzeri, Vibrio alginolyticus, Thauera aromaiica, Thauera chlorobenzoica og Microbulbifer hydrolytieus.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvori Thauera aromatica er stamme ATCC9497, Pseudomonas stutzeri er stamme ATCC PTA8823, og Shewanella putrefaciens er stamme ATCC PTA-8822.