[go: up one dir, main page]

RU2014113394A - REDUCED SULFIDE CONTENT IN TECHNICAL LIQUIDS DURING OIL RECOVERY - Google Patents

REDUCED SULFIDE CONTENT IN TECHNICAL LIQUIDS DURING OIL RECOVERY Download PDF

Info

Publication number
RU2014113394A
RU2014113394A RU2014113394/03A RU2014113394A RU2014113394A RU 2014113394 A RU2014113394 A RU 2014113394A RU 2014113394/03 A RU2014113394/03 A RU 2014113394/03A RU 2014113394 A RU2014113394 A RU 2014113394A RU 2014113394 A RU2014113394 A RU 2014113394A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
ions
inorganic
aqueous solution
casing
Prior art date
Application number
RU2014113394/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Альберт У. ОЛСОП
Роберт Д. ФЭЛЛОН
Скотт Кристофер ДЖЕКСОН
Original Assignee
Е.И.Дюпон Де Немур Энд Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Е.И.Дюпон Де Немур Энд Компани filed Critical Е.И.Дюпон Де Немур Энд Компани
Publication of RU2014113394A publication Critical patent/RU2014113394A/en

Links

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
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • 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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • C09K8/532—Sulfur
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/10—Oxidants
    • B01D2251/106—Peroxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/10—Oxidants
    • B01D2251/108—Halogens or halogen compounds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/95—Specific microorganisms

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Abstract

1. Способ обработки технической жидкости в эксплуатационной скважине, включающий:а) предоставление нефтяной эксплуатационной скважины в нефтеносном коллекторе, имеющей обсадную колонну и эксплуатационную трубу;b) введение водного раствора, содержащего по меньшей мере один неорганический окислитель, в обсадную колонну скважины, где указанный раствор стекает по обсадной колонне и вступает в контакт с технической жидкостью в стволе скважины ниже эксплуатационной трубы; ис) получение технической жидкости посредством эксплуатационной трубы;где концентрация сульфида в технической жидкости снижена по сравнению с концентрацией сульфида в технической жидкости, полученной без стадии (b).2. Способ по п. 1, где неорганический окислитель имеет стандартный потенциал реакции полуэлемента выше чем -0,478 В3. Способ по п. 2, где неорганический окислитель выбирают из группы, состоящей из перманганатов, персульфатов, неорганических перкислот, хроматов, броматов, иодатов, хлоратов, перхлоратов, хлоритов, гипохлоритов, неорганических пероксидов и оксидов.4. Способ по п. 3, где неорганический окислитель выбирают из группы, состоящей из диоксида хлора, гипохлорита, персульфата и перекиси водорода.5. Способ по п. 1, где неорганический окислитель включаетнитрат-ионы, нитрит-ионы или смесь нитрат-ионов и нитрит-ионов.6. Способ по п. 5, где суммарная молярная концентрация нитрат-ионов, нитрит-ионов или смеси нитрат-ионов и нитрит-ионов по меньшей мере в пять раз выше, чем молярная концентрация сульфида в технической жидкости в эксплуатационной скважине, измеренная перед введением водного раствора в стадии (b).7. Способ по п. 5, где по меньшей ме�1. A method of processing a technical fluid in a production well, including: a) providing an oil production well in an oil-bearing reservoir having a casing and a production pipe; b) introducing an aqueous solution containing at least one inorganic oxidizer into the well casing, where said the solution flows down the casing and comes into contact with the service fluid in the wellbore below the production pipe; c) production of a technical liquid through a production pipe; where the concentration of sulfide in the technical liquid is reduced compared to the concentration of sulfide in the technical liquid obtained without step (b). 2. The method of claim 1, wherein the inorganic oxidant has a standard half-cell reaction potential greater than -0.478 B3. The method of claim 2, wherein the inorganic oxidant is selected from the group consisting of permanganates, persulfates, inorganic peracids, chromates, bromates, iodates, chlorates, perchlorates, chlorites, hypochlorites, inorganic peroxides and oxides. 4. The method of claim 3, wherein the inorganic oxidant is selected from the group consisting of chlorine dioxide, hypochlorite, persulfate and hydrogen peroxide. The method of claim 1, wherein the inorganic oxidant comprises nitrate ions, nitrite ions, or a mixture of nitrate ions and nitrite ions. The method according to claim 5, where the total molar concentration of nitrate ions, nitrite ions or a mixture of nitrate ions and nitrite ions is at least five times higher than the molar concentration of sulfide in the technical fluid in the production well, measured before the introduction of the aqueous solution in step (b) 7. The method according to claim 5, where at least

Claims (15)

1. Способ обработки технической жидкости в эксплуатационной скважине, включающий:1. The method of processing technical fluid in a production well, including: а) предоставление нефтяной эксплуатационной скважины в нефтеносном коллекторе, имеющей обсадную колонну и эксплуатационную трубу;a) the provision of an oil production well in an oil reservoir having a casing and production pipe; b) введение водного раствора, содержащего по меньшей мере один неорганический окислитель, в обсадную колонну скважины, где указанный раствор стекает по обсадной колонне и вступает в контакт с технической жидкостью в стволе скважины ниже эксплуатационной трубы; иb) introducing an aqueous solution containing at least one inorganic oxidizing agent into the casing of the well, where said solution flows down the casing and comes into contact with the process fluid in the wellbore below the production pipe; and с) получение технической жидкости посредством эксплуатационной трубы;c) obtaining technical fluid through the production pipe; где концентрация сульфида в технической жидкости снижена по сравнению с концентрацией сульфида в технической жидкости, полученной без стадии (b).where the concentration of sulfide in the process fluid is reduced compared to the concentration of sulfide in the process fluid obtained without stage (b). 2. Способ по п. 1, где неорганический окислитель имеет стандартный потенциал реакции полуэлемента выше чем -0,478 В2. The method of claim 1, wherein the inorganic oxidizing agent has a standard half cell reaction potential higher than -0.478 V 3. Способ по п. 2, где неорганический окислитель выбирают из группы, состоящей из перманганатов, персульфатов, неорганических перкислот, хроматов, броматов, иодатов, хлоратов, перхлоратов, хлоритов, гипохлоритов, неорганических пероксидов и оксидов.3. The method of claim 2, wherein the inorganic oxidizing agent is selected from the group consisting of permanganates, persulfates, inorganic peracids, chromates, bromates, iodates, chlorates, perchlorates, chlorites, hypochlorites, inorganic peroxides and oxides. 4. Способ по п. 3, где неорганический окислитель выбирают из группы, состоящей из диоксида хлора, гипохлорита, персульфата и перекиси водорода.4. The method according to p. 3, where the inorganic oxidizing agent is selected from the group consisting of chlorine dioxide, hypochlorite, persulfate and hydrogen peroxide. 5. Способ по п. 1, где неорганический окислитель включает 5. The method of claim 1, wherein the inorganic oxidizing agent comprises нитрат-ионы, нитрит-ионы или смесь нитрат-ионов и нитрит-ионов.nitrate ions, nitrite ions or a mixture of nitrate ions and nitrite ions. 6. Способ по п. 5, где суммарная молярная концентрация нитрат-ионов, нитрит-ионов или смеси нитрат-ионов и нитрит-ионов по меньшей мере в пять раз выше, чем молярная концентрация сульфида в технической жидкости в эксплуатационной скважине, измеренная перед введением водного раствора в стадии (b).6. The method according to claim 5, where the total molar concentration of nitrate ions, nitrite ions or a mixture of nitrate ions and nitrite ions is at least five times higher than the molar concentration of sulfide in the technical fluid in the production well, measured before injection an aqueous solution in step (b). 7. Способ по п. 5, где по меньшей мере часть нитрат-ионов восстанавливают до нитрит-ионов в смеси технической жидкости с помощью нитратредуцирующих бактерий.7. The method according to p. 5, where at least a portion of the nitrate ions are reduced to nitrite ions in a mixture of technical fluid using nitrate-reducing bacteria. 8. Способ по п. 1, где нефтяная эксплуатационная скважина (а) является системой извлечения нефти с одной скважиной или системой извлечения нефти с несколькими скважинами.8. The method of claim 1, wherein the oil production well (a) is a single well oil recovery system or a multi-well oil recovery system. 9. Способ по п. 1, где до стадии (b) в нефтеносный коллектор закачивают раствор питательных веществ и не обязательно по меньшей мере один микроорганизм.9. The method of claim 1, wherein, prior to step (b), a nutrient solution and optionally at least one microorganism are pumped into the oil reservoir. 10. Способ по п. 1, где водный раствор в стадии (b) объединяют с рабочей водой, введенной в обсадную колонну скважины.10. The method of claim 1, wherein the aqueous solution in step (b) is combined with working water introduced into the well casing. 11. Способ по п. 1, где введение в обсадную колонну скважины водного раствора в стадии (b) является периодическим или непрерывным и начинается до начала эксплуатации скважины.11. The method according to p. 1, where the introduction into the casing of the well in the aqueous solution in stage (b) is periodic or continuous and begins before the start of operation of the well. 12. Способ по п. 1, где нефтяная эксплуатационная скважина содержит снабжающий трубопровод внутри обсадной колонны скважины и снаружи от эксплуатационной трубы и водный раствор в стадии (b) вводят в снабжающий трубопровод.12. The method of claim 1, wherein the oil production well comprises a supply pipe inside the well casing and outside of the production pipe and an aqueous solution in step (b) is introduced into the supply pipe. 13. Способ по п. 5, где водный раствор содержит нитрит-ионы.13. The method according to p. 5, where the aqueous solution contains nitrite ions. 14. Способ по п. 13, где водный раствор содержит нитрит-ионы и не содержит нитрат-ионы.14. The method according to p. 13, where the aqueous solution contains nitrite ions and does not contain nitrate ions. 15. Способ по п. 2, где суммарная молярная концентрация неорганического окислителя по меньшей мере в 1,5 раза выше, чем молярная концентрация сульфида в технической жидкости в эксплуатационной скважине, измеренная перед введением водного раствора в стадии (b). 15. The method according to p. 2, where the total molar concentration of the inorganic oxidizer is at least 1.5 times higher than the molar concentration of sulfide in the technical fluid in the production well, measured before the introduction of the aqueous solution in stage (b).
RU2014113394/03A 2011-09-07 2012-06-28 REDUCED SULFIDE CONTENT IN TECHNICAL LIQUIDS DURING OIL RECOVERY RU2014113394A (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/226,717 US20130056214A1 (en) 2011-09-07 2011-09-07 Reducing sulfide in production fluids during oil recovery
US13/226,717 2011-09-07
PCT/US2012/044626 WO2013036316A1 (en) 2011-09-07 2012-06-28 Reducing sulfide in production fluids during oil recovery

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2014113394A true RU2014113394A (en) 2015-10-20

Family

ID=47752242

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014113394/03A RU2014113394A (en) 2011-09-07 2012-06-28 REDUCED SULFIDE CONTENT IN TECHNICAL LIQUIDS DURING OIL RECOVERY

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20130056214A1 (en)
EP (1) EP2753795A1 (en)
CN (1) CN103764949A (en)
BR (1) BR112014005154A2 (en)
CA (1) CA2846805A1 (en)
CO (1) CO6930348A2 (en)
MX (1) MX2014002575A (en)
RU (1) RU2014113394A (en)
WO (1) WO2013036316A1 (en)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150211348A1 (en) * 2012-09-19 2015-07-30 John J. Lawrence H2S Removal Using Scavenging Material for Gravel Pack
US9238587B2 (en) 2013-03-15 2016-01-19 Sabre Intellectual Property Holdings Llc Method and system for the treatment of water and fluids with chlorine dioxide
US10442711B2 (en) 2013-03-15 2019-10-15 Sabre Intellectual Property Holdings Llc Method and system for the treatment of produced water and fluids with chlorine dioxide for reuse
US8991500B2 (en) 2013-04-24 2015-03-31 Sabre Intellectual Property Holdings Llc Fracturing operations employing chlorine dioxide
EP3339399A1 (en) 2016-12-22 2018-06-27 Rainer Tesch A method for treating petroleum or natural gas
CN111662700B (en) * 2020-06-17 2023-08-08 华辰环保能源(广州)有限责任公司 Method for reducing viscosity loss by regulating and controlling microbial community structure composition in polymer prepared from oilfield produced water
US11732560B1 (en) 2022-03-14 2023-08-22 Saudi Arabian Oil Company Nitrate treatment for injectivity improvement

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2801697A (en) * 1953-08-03 1957-08-06 Crest Res Lab Inc Methods and means for introducing corrosion inhibitors into oil wells
US4507212A (en) * 1982-11-15 1985-03-26 The Standard Oil Company Nitrile compounds as oil field biocides
US4905761A (en) * 1988-07-29 1990-03-06 Iit Research Institute Microbial enhanced oil recovery and compositions therefor
US5044435A (en) * 1990-07-16 1991-09-03 Injectech, Inc. Enhanced oil recovery using denitrifying microorganisms
US5686293A (en) * 1995-07-07 1997-11-11 Phillips Petroleum Company Sulfide-oxidizing bacteria
US6309597B1 (en) * 1997-05-12 2001-10-30 Arkion Life Sciences Method for reducing hydrogen sulfide level in water containing sulfate-reducing bacteria and hydrogen sulfide-metabolizing bacteria
US20040007501A1 (en) * 2002-07-08 2004-01-15 Sughrue Edward L. Hydrocarbon desulfurization with pre-oxidation of organosulfur compounds
US20050040078A1 (en) * 2003-08-20 2005-02-24 Zinnen Herman A. Process for the desulfurization of hydrocarbonacecus oil

Also Published As

Publication number Publication date
MX2014002575A (en) 2014-06-05
CN103764949A (en) 2014-04-30
BR112014005154A2 (en) 2017-03-28
CO6930348A2 (en) 2014-04-28
WO2013036316A1 (en) 2013-03-14
EP2753795A1 (en) 2014-07-16
CA2846805A1 (en) 2013-03-14
US20130056214A1 (en) 2013-03-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2014113394A (en) REDUCED SULFIDE CONTENT IN TECHNICAL LIQUIDS DURING OIL RECOVERY
US7514058B1 (en) Apparatus for on-site production of nitrate ions
US7828061B2 (en) Method and apparatus for on-site nitrate production for a water processing system
CN105626028B (en) Increase the method for shale gas well fracturing reform seam reticular density
US20130160994A1 (en) Reducing sulfide in production fluids during oil recovery
CN103806885B (en) A Deep Plugging Removal Method for Formation Chemical Heat Production in Injection-production System
RU2014113414A (en) REDUCED SULFIDE CONTENT IN TECHNICAL LIQUIDS OF OIL-BEARING COLLECTORS
CN104832144A (en) Method for improving petroleum recovery efficiency through air foam flooding assisted by microorganisms
US20140000874A1 (en) Reducing sulfide in oil reservoir production fluids
CN202924811U (en) Device for removing ammonia nitrogen in wastewater
CN104961209A (en) Efficient chloride-free disinfection system for waste water
CN210483691U (en) Gas extraction system
CN106867501A (en) A kind of coal seam reservoirs transparent agent based on aqueous sodium hypochlorite solution
CN203200018U (en) Multi-stage generator of chlorine dioxide
RU2166072C2 (en) Method of forming methane technogenic reservoir in coal seam
Yang et al. Effect of persulfate stimulation on matrix alteration and permeability enhancement of fractured shale: Core-flooding experiments and numerical simulation
CN204873973U (en) Running water does not have chlorine disinfection system
CN213294832U (en) Device for treating cyanide-containing wastewater by using chlorine dioxide
Ivakhnyuk et al. On the technical possibility of photosynthesis intensification to fight the" carbon print"
CN119529793B (en) Gel blocking remover, preparation method and application thereof and gel blocking removing method
RU2534873C2 (en) Method of oil pool development
CN203095770U (en) Combined device for treating shale gas fracturing flowback wastewater
GB2239032A (en) Cleaning wells
RU1784588C (en) Method for purifying highly mineralized underground water from hydrogen sulfide
JP6383989B2 (en) Hypochlorous acid supply device