Reservoarforsuring og reinjeksjon. Bruk av nitrat til å hemme bakteriell H2S produksjon i oljereservoaret.

Reservoarforsuring og reinjeksjon. Bruk av nitrat til å hemme bakteriell H2S produksjon i oljereservoaret. Terje Torsvik Gunhild Bødtker Kristine Lysnes Bente Thorbjønsen CIPR

Bakgrunn 1995-98. Reservoarforsurings prosjekt støttet av Statoil og Norsk Hydro. Formål: Begrense reservoarforsuring ved å tilsette nitrat til injeksjonsvannet 1999. Nitratbehandling av injeksjonsvann tatt i bruk av Statoil Feltobservasjoner fra Gullfaks 2000-2004 2005 2007 PETROMAKS prosjektet (NFR og Statoil) Reinjection of produced water: Effect of nitrate treatmennt on reservoir souring and microbial induced corrosion. Foreløpige resultater

Hvorfor har en reservoarforsuring under oljeproduksjon til havs? Sjøvann injiseres for trykkstøtte Oksygen fjernes for å hindre korrosjon Sjøvann inneholder 28 mm sulfat Legger forholdene til rette for vekst av SRB i vanninjeksjonssystemet og i oljereservoaret

Reservoarforsuring Reservoaret er anaerobt SRB vokser bare under anaerobe betingelser N P SRB Mineralnæring fra formasjonsvann eller injeksjonsvann Respirasjon Residuell olje Oil + SO 4 2- CO 2 + H 2 S Fra injisert sjøvann Gass, eller løst i reservoarfluider

Reservoarforsuring SRB respirer med sulfat og produserer hydrogensulfid SO 4 2- H 2 S SO 4 2- /H 2 S: Eo = - 0.22 V Botemiddel Tilsett nitrat og stimuler veksten av NRB NO 3- NO 2- NO N 2 O N 2 NO 3- /N 2 : Eo = + 0.74 V Nitrat er en bedre elektronakseptor for respirasjon enn sulfat. Derfor vil NRB konkurrere ut SRB

Eksperimenter i modellsystem 1995-98. Forskningsprosjekt støttet av Statoil og Norsk Hydro Målsetning: Begrense reservoarforsuring ved å tilsette nitrat til injeksjonsvannet Sandpakket kolonne med råolje som substrat Inokulert med aerobe oljenedbrytende bakterier, SRB og NRB Flømmes med syntetisk sjøvann.

Continuous nitrate injection in sulfide producing reservoir model column. Concentration: 0.5 mm NO3 Response time: 53 and 70 days 1,6 1,4 1,2 1,0 mm H2S mm NO3 mm 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 100 200 300 400 Time 500 (days) 600 700 800 900 1000 Ref.: Myhr et al. (2002). Inhibition of microbial H2S production in an oil reservoir model column. Appl. Microbiol Biotechnol 58: 400-408.

Nitrat, nitrit og sulfidprofiler i kolonnen Aerobic Anaerobic m M H2S/NO3/NO2 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 NO - 3 NO - 2 0 50 100 150 200 Distance from inlet (cm) H2S Before treatment 36 days treatment 51 days treatment

SRB fordeling i kolonnen under nitratbehandling Distribution of SRB in column during nitrate tratment 1 0,9 Fraction SRB 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 Start nitrat behandling 160 døgn med nitrat 0,1 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 Distance from inlet

Nitratbehandling av injeksjonsvann på Gullfaks Nitratbehandling av injeksjonsvann ble tatt i bruk på Gullfaks i oktober 1999 140 000 m3/døgn behandles på 3 platformer Kontinuerlig tilsetning av 40 ppm Ca(NO3)2 VFB 0,3 mm NO3-5,6 m3 Ca(NO3)2 per platform per dag VFA

Bakterier i biofilm. Brønnhodet GFC. 1,0E+10 1,0E+09 1,0E+08 1,0E+07 Log cells/ 1,0E+06 1,0E+05 1,0E+04 1,0E+03 1,0E+02 1,0E+01 1,0E+00 apr.92 aug.92 dec.92 jun.94 oct.94 feb.95 sep.95 jan.96 apr.96 sep.96 jun.97 oct.98 B io c id e ( g lu ta r a ld e h y d e ) Time (months) sep.99 jun.00 aug.00 dec.00 mai.01 aug.01 ju l.0 2 N itrate (start nov.99) feb.03 SRB-FA SRB-M PN NRB Total bacteria D e te c tio n lim it F A m e th o d : 1e + 05 c e lls /c m 2 D e te c tio n lim it M P N m e th o d 6 c e lls /c m 2 Ref. : Sunde, E., B-L. P. Lillebø, G. Bødtker, T. Torsvik and T. Thorstenson. 2004. H 2 S inhibition by nitrate injection on the Gullfaks field. In Corrosion 2004, paper N 04760. NACE International, New Orleans, LA.

mg H2S/litre water 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 H2S in produced water on Gullfaks C Start of nitrate injection nov-97 sep-98 jul-99 mai-00 feb-01 des-01 okt-02 aug-03 Date measured mg H2S in water Theoretical H2S development

PETROMAKS Reinjection of produced water: Effect of nitrate treatment on reservoir souring and microbial induced corrosion Målsetning: Optimalisere nitratbehandlingen for å begrense reservoarforsuring. ved injeksjon av sjøvann ved injeksjon av produsert vann Prosjekt periode 2005-2007 Finansiert av Statoil og NFR

Petromaksprosjektet 2005-2007 Hva har skjedd med bakteriene i reservoaret etter nitratbehandling? Hvilke følger får PWRI for reservoarforsuringen? Vannrøver fra tilbakeflømmede vanninjektorer på Statfjordfeltet våren 2004. Måle endringer i bakteriepopulasjonen i reservoaret som følge av nitratbehandling og PWRI

Analyse av tilbakeflømmede vanninjektorer på Statfjord-feltet våren 2004 Brønn nummer A-42A B-26A C-1B Type brønn Sjøvannsinjektor Sjøvannsinjektor Produsert vann injektor Behandling av injeksjonsvannet Avluftet og tilsatt biocid Avluftet og tilsatt nitrat i 6 mnd. Avluftet, 75 % PW 25 % sjøvann

Dyrking av SRB og NRB fra Statfjord A, B og C Mikrobiell aktivitet Substrat A-42A B-26A C-1B 30 C 30 C 60 C Råolje - + - Aromater - + - SRB VFA + + + Acetat + + - Laktat + + + Råolje + + - NRB Aromater - + - VFA + + + Acetat + + + Laktat + + +

DGGE fingerprint-analyse av miljøprøver m1 0 2 6 12 30 48 60 78 96 0 1 4 8 24 36 54 72 95 m2 m3 0 2 6 12 24 36 54 72 83 m4 Statfjord A (biocidbehandlet) Statfjord B (nitratbehandlet) Statfjord C (produsert vann)

Populasjonsanalyse: Cluster-analyse av DNA signaturer St.C St.B St.B St.C Statfjord A St.B

Identifisering av SRB og NRB basert på DNA sekvenser Mikrobiell aktivitet A-42A B-26A C-1B SRB Desulfovibrio sp. Desulfotignum balticum Desulfovibrio sp. Desulfotignum balticum S2651 Thermodesulfobacterium hydrogeniphilum Thermodesulforhabdus norvegicus Desulfacinum infernum NRB Oceanospirillum pusillum Oceanospirillum pusillum Halomonas sp. Deferribacter thermophilus Thiomicrospira sp. Maricaulis sp. Silicibacter lacuscaerulensis alpha proteo TH1 Bakterier i kultur er skrevet i Bold

Reinjekson av produsert vann Endret temperatur og kjemisk sammensetning Høyere innhold av VFA øker potensialet for reservoaerforsuring Høyere tempertur selekterer for termofile SRB og NRB

H 2 S fra produsert vann. Målt Beregnet VFA H2S Produsert vann mm mm Maursyre 0,79 0,2 Acetat 5,51 5,51 Propionat 1,09 1,91 Butyrat 0,26 0,65 Beregnet H2S fra syrer 8,27 H2S fra vekst på olje 0,6 Forventet H2S produksjon 8,87 Fetsyrer målt med isotachophorese av Tanja Barth, Kjemisk inst. UiB

Reinjeksjon av produsert vann. Sulfidproduksjon og nitratbehandling 8,0 Nitrat 7,0 6,0 mm H2S 5,0 4,0 3,0 Tilsatt prod-vann mm H2S mm NO3 2,0 1,0 stans i flømming 0,0 Nytt prod-vann 1600 1700 1800 1900 2000 2100 tid (døgn)

Forsuringspotensiale i vanninjektorer på Statfjord-feltet Brønn nummer A-42A B-26A C-1B Type brønn Sjøvanns- Sjøvanns- Produsert vann injektor injektor injektor Behandling av injeksjonsvannet Avluftet og tilsatt biocid Avluftet og tilsatt nitrat i 6 mnd. Avluftet, 75 % PW 25 % sjøvann Forsurings potensiale: H2S mg/liter (Statoils beregninger) 30 <1 200-400

Konklusjoner Bakteriepopulasjonen i reservoaret påvirkes sterkt av injeksjonsvannets egenskaper Nitrattilsetning fører til vekst av mesofile NRB i reservoaret nær injektor PWRI fører til vekst av termofile SRB som vokser på VFA Termofile NRB er påvist etter PWRI, en forutsetning for nitratbehandling. Høyt innhold av VFA i PW øker potensialet for forsuring under PWRI Effekten av nitratbehandling under PWRI er ikke kartlagt. Temperatureffekten er ikke kjent Forventer betydelig høyere forbruk av nitrat.