BR102014014759B1 - Emulsão tipo óleo-em-água para recuperação de óleo - Google Patents
Emulsão tipo óleo-em-água para recuperação de óleo Download PDFInfo
- Publication number
- BR102014014759B1 BR102014014759B1 BR102014014759-4A BR102014014759A BR102014014759B1 BR 102014014759 B1 BR102014014759 B1 BR 102014014759B1 BR 102014014759 A BR102014014759 A BR 102014014759A BR 102014014759 B1 BR102014014759 B1 BR 102014014759B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- oil
- alkyl
- carbon atoms
- emulsion
- water
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 title claims abstract 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 68
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 31
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 28
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims abstract description 8
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims abstract description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 14
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 13
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 6
- -1 halogen acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000002892 organic cations Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 5
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 3
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000013824 polyphenols Nutrition 0.000 claims description 2
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims 7
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims 7
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 claims 7
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 claims 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims 3
- 150000002891 organic anions Chemical class 0.000 claims 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 claims 2
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims 1
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical compound II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O phosphonium Chemical group [PH4+] XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims 1
- 150000008442 polyphenolic compounds Chemical class 0.000 claims 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 20
- 238000009736 wetting Methods 0.000 abstract description 12
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 abstract 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 17
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 7
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000012154 double-distilled water Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical class OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical class OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- ZUZLIXGTXQBUDC-UHFFFAOYSA-N methyltrioctylammonium Chemical compound CCCCCCCC[N+](C)(CCCCCCCC)CCCCCCCC ZUZLIXGTXQBUDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-M octanoate Chemical compound CCCCCCCC([O-])=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 150000003377 silicon compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 125000005207 tetraalkylammonium group Chemical group 0.000 description 2
- 125000005497 tetraalkylphosphonium group Chemical group 0.000 description 2
- UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N triformin Chemical compound O=COCC(OC=O)COC=O UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RXXPAEGIPXPLPB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[4-(7-methyloctyl)phenoxy]ethoxy]ethanol Chemical compound CC(C)CCCCCCC1=CC=C(OCCOCCO)C=C1 RXXPAEGIPXPLPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000364021 Tulsa Species 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 238000001485 positron annihilation lifetime spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/26—Oil-in-water emulsions
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
Abstract
EMULSÃO TIPO ÓLEO-EM-ÁGUA, MÉTODO PARA MODIFICAR A CAPACIDADE DE UMEDECIMENTO DE ROCHA TIPO ARENITO UMECTÁVEL DE ÁGUA PARA ÓLEO, E, USO DE UMA EMULSÃO. A presente invenção está relacionada com o método de recuperação de óleo, por meio da modificação da capacidade de umedecimento da rocha de hidrofílica para oleofílica usando compostos hidrofóbicos. Especificamente, a presente invenção se refere à aplicação de emulsões tipo óleo em água a base de compostos hidrofóbicos isentos de silício e flúor para aumentar a recuperação de óleo em reservatórios maduros do tipo arenito após a injeção de água.
Description
[0001] A presente invenção está relacionada com emulsões de compostos hidrofóbicos para um método de recuperação de óleo que modifica a capacidade de umedecimento da rocha de hidrofílica para oleofílica. Mais especificamente, a invenção refere-se ao uso de emulsões do tipo óleo em água a base de compostos hidrofóbicos isentos de silício e flúor para aumentar a recuperação de óleo em poços maduros em reservatórios do tipo arenito depois da injeção de água.
[0002] Na maior parte dos reservatórios de petróleo, quando a sua energia natural não é suficiente para a extração de óleo de forma eficiente, os processos de recuperação tanto secundários quanto terciários são usados para aumentar a produção. Atualmente, cerca de 70% da produção mundial de petróleo vem de campos que possuem mais de 30 anos de idade, o que chamou a atenção da indústria para campos maduros (também conhecidos como campos marginais), cuja produção está em declínio. Campos maduros são encontrados em todo o mundo.
[0003] Na placa continental do Golfo do México, há um número de campos maduros que estão em fase avançada de sua vida produtiva. Nos reservatórios de areia umectável em água, que contêm óleo intermediário e estão em uma fase de produção do óleo em declínio, o uso de recuperação secundária por água apresenta riscos potenciais, tais como irrupção de água no início no poço de produção.
[0004] Parte do óleo que é encontrado nos poros é o óleo residual, mas uma grande quantidade do mesmo situa-se em zonas que não são nem ligadas nem varridas pela água, o que faz com que os poços de produção produzam uma elevada percentagem de água. Neste caso, a aplicação de polímeros ou álcalis dificilmente aumenta a taxa de produção, porque estes compostos são arrastados junto com o fluxo de água até o poço de produção.
[0005] Ocasionalmente, a injeção de misturas de tais aditivos (ASP) pode funcionar bem, mas eles são muito seletivos e, por vezes, a extração não consegue um bom fator de recuperação; em outros casos, o programa de aplicação de gel ou espuma é utilizado para controlar a água, o que representa normalmente um elevado custo de produção. Atualmente, a tendência mundial para a diminuição da produção de água de campos de petróleo se baseia nos seguintes métodos: aplicação de polímeros em tribloco, a geração IN-SITU de géis poliméricos [SPE 94660 K. Elewaut et al.], injeção de emulsões tipo óleo em água estabilizadas com tensoativos [SPE 152290 ML Rocha de Farias et al.], e injeção de emulsões a base de silício para hidrofobização da rocha.
[0006] Este último método, que foi utilizado com sucesso nos campos de petróleo de Algyo na Hungria [I. Lakatos et al. SPE 78307; I. Lakatos et al. SPE 80204; I. Lakatos et al. SPE 112403], e nos campos de Yuzhno- Balykskoye e Romanshkinsky na Rússia [Burger et al. Process for the extraction of crude oil. Patente US 5.630.474 (1997); G.B. Fridman et al. A004 12o European Symposium on Improved Oil Recovery - Kazan, Rússia, 8 a 10 setembro de 2003], é baseado em diferentes mecanismos: 1) modificação da capacidade de umedecimento da rocha a ser umectável em óleo, modificando as forças capilares; 2) bloqueio parcial de zona, tampando os poros da rocha pela fase dispersa de emulsão; 3) modificação da permeabilidade relativa, o que provoca a redução da mobilidade de água [V. R. Guillen et al. Transport in Porous Media, V. 86 (2) 2011; V. R. Guillen et al. International Journal of Multiphase Flow, 2012; L. Romero et al. SPE/DOE 35461; S. Cobos et al. International Journal of Multiphase Flow 35 (2009) 507-515; K. Taylor ACS 1992; M. I. Romero et al. Physical Review. E 84, 046305 (2011)].
[0007] A injeção de água com a batelada de emulsão aquosa pode ser uma opção para a recuperação de óleo em campos de arenito inundados com água ou que contêm óleo com gravidade API aproximadamente de 20 °, onde a aplicação de tecnologias ASP, a injeção de polímeros, géis ou espumas podem representar problemas tecnológicos ou altos custos.
[0008] A patente americana No. 4.197.912 descreve o processo de extração de óleo, utilizando uma mistura de compostos de silício orgânicos dispersos ou dissolvidos em hidrocarbonetos, no entanto, a quantidade e concentração dos compostos químicos não tornam este um processo financeiramente viável. A patente americana No. 4.074.536 se refere a um processo de hidrofobização de rocha utilizando compostos orgânicos de silício, que formam uma fina camada sobre a superfície da rocha e funcionam como repelentes de água. As patentes americanas N°4.296.812 e N°4.230.182 descrevem processos de recuperação de óleo similares, por meio de emulsões, em que a fase contínua é a solução aquosa de tensoativo e a uma dispersão é representada por 15% de hidrocarbonetos dialquilsiloxano.
[0009] Neste sentido, a submissão de patentes americanas US006165948A e o artigo por Chunyan Feng et al. [Chunyan Feng, Ying Kong, Guancheng Jiang, Jinrong Yang, Chunsheng Pu, Yuzhong Zhang, Wettability modification of rock cores by fluorinated copolymer emulsion for the enhancement of gas and oil recovery, Applied Surface Science 258 (2012) 7075-7081] se referem a um método de hidrofobização da rocha usando substâncias hidrofóbicas, tais como ceras à base de silicone, polietileno ou compostos fluorados. Jeirani et al. [Z. Jeirani, B. Mohamed Jan, B. Si Ali, IM Noor, CH Veja, W. Saphanuchart, Formulation, optimization and application of triglyceride microemulsion in enhanced oil recovery, Industrial Crops and Products 43 (2013) 6-14], estudou a aplicação de microemulsões à base de triglicerídeos para a recuperação terciária de óleo. Além disso, os pesquisadores do Instituto de Petróleo Alberta, Rao et al. [D.N. Rao, M. Girard, SG Sayegh, The influence of reservoir wettability on waterflood and miscible flood performance. PETSOC 92-06-05, 31 (1992) 47-55] concluiu a partir dos estudos realizados que a recuperação de óleo por injeção de água é mais eficiente em sistemas com capacidade de umedecimento mista. No artigo SPE 130994 [Q. Di, C. Shen, Z. Wang, Jing B., C. Gu, Y. Qian, Innovative Drag Reduction of Flow in Rock SPE 130994 (2010)], os autores estudaram o processo de hidrofobização de rocha para reduzir a vazão de arraste (água), melhorando o processo de extração do óleo.
[00010] Existem diversas publicações relacionadas com a aplicação de emulsões com base tanto no próprio óleo quanto nas suas frações, e um agente emulsionante para a recuperação de óleo, por exemplo, Ajay et al. no artigo publicado na Ind. Eng. Chem. Res. 2010, 49, 12.756-12.761 relatou a recuperação de óleo adicional de até 23% usando uma emulsão tipo O/A com óleo de roda dentada. Por outro lado, V. C. Santana et al. destacou no Journal of Petroleum Science and Engineering 66 (2009) 117-120 um teste bem sucedido de recuperação de óleo em um recheio de areia, usando uma microemulsão de óleo. McAuliffe, no Simpósio 1972 em Tulsa, apresentou um trabalho de pesquisa (SPE 4369, a SPE 4370) com base no desenvolvimento e aplicação do método de injeção de emulsão de óleo (na concentração de 14%) para a recuperação terciária no campo petrolífero de Midway-Sunset no Estados Unidos. No entanto, na literatura, nenhum método de injeção de emulsões livres de siloxanos, compostos fluorados ou polímeros para hidrofobização de rocha para a recuperação de óleo adicional foi descrito até agora.
[00011] Embora excelentes resultados tenham sido obtidos com muitas das invenções descritas acima e outras patentes conhecidas pela Requerente, a presente invenção ultrapassa de longe eles porque apresenta substâncias hidrofóbicas livres de silício e de flúor, que são utilizados na preparação de emulsões do tipo óleo para aumentar a taxa de recuperação de óleo em reservatórios maduros do tipo arenito após a injeção de água.
[00012] Assim, o objetivo da presente invenção é o de proporcionar novas emulsões de tipo O/W a base de compostos hidrofóbicos isentos de silício e de flúor. As emulsões constituídas por: 1) composto hidrofóbico (A) na fase líquida à temperatura ambiente e insolúvel em água, cuja fórmula geral é C+ Y-, em que C+ representa um cátion orgânico, especificamente, ainda que não se limite a estes, do tipo tetralquilamônio, trialquilsulfônio e tetra-alquilfosfônio, ao passo que o ânion Y- é representado por halogenetos ou derivados de ácido carboxílico, sulfônico e dicarboxílico com diferentes substitutos; 2) uma solução aquosa com o agente emulsionante (B), que é representado por um tensoativo não iônico comercial derivado de polietoxietanol com diferentes comprimentos de cadeias e ramificação; além disso, é solúvel em água para métodos adicionais de recuperação do óleo, após o processo de injeção de água em reservatórios de tipo arenito.
[00013] Um objetivo adicional da presente invenção é o uso de emulsões com base nos compostos hidrofóbicos acima mencionados, a fim de modificar a capacidade de umedecimento da rocha umectável de água para óleo, formando sítios hidrofóbicos na rocha hidrofílica e criando capacidade de umedecimento mista, em que as superfícies hidrofóbicas oferecem nova rota para a água, reconectando o óleo isolado para que ele escape das zonas que são praticamente cheias de água, aumentando, assim, a recuperação de óleo nos reservatórios de óleo maduros do tipo arenito após a injeção de água.
[00014] Para se ter uma melhor compreensão do método de recuperação de óleo adicional, modificando a capacidade de umedecimento rocha de hidrofílica para oleofílica usando emulsões de compostos hidrofóbicos isentos de silício e de flúor, os desenhos apresentados na presente invenção são descritos como se segue.
[00015] A Figura 1 mostra um diagrama do sistema de injeção utilizado no teste, onde 1 indica as bombas de injeções, 2 - pressão diferencial, 3 - coletor de efluentes, 4 e 5 - cilindros de transferência, 6 - pressão de confinamento, 7 - núcleo de rocha ou recheio de areia.
[00016] A Figura 2 apresenta uma fotografia da célula recheada de areia.
[00017] A Figura 3 mostra fotografias de núcleo: a) antes do teste, e b) após o teste com a face de entrada de injeção.
[00018] A presente invenção se refere a um novo método para a recuperação de óleo adicional, após o processo de injeção de água em campos maduros em reservatórios do tipo arenito através da injeção de emulsões de tipo O/W à base de compostos hidrofóbicos isentos de silício e de flúor. As emulsões constituídas por: 1) composto hidrofóbico (A) na fase líquida à temperatura ambiente e insolúvel em água, cuja fórmula geral é C+ Y-, em que C+ representa um cátion orgânico, especificamente, ainda que não se limite a estes, do tipo tetralquilamônio, trialquilsulfônio e tetra-alquilfosfônio, ao passo que o ânion Y- é representado por halogenetos ou derivados de ácido carboxílico, sulfônicos e dicarboxílico com diferentes substitutos; 2) uma solução aquosa com o agente emulsionante (B), que é representada por um tensoativo não iônico comercial derivado de polietoxietanol com diferentes comprimentos de cadeias e de ramificação; além disso, é solúvel em água.
[00019] Mais especificamente, a presente invenção se refere à preparação de emulsões à base de compostos hidrofóbicos (a) (como se mostra na Tabela 1) livres de silício e flúor, que são líquidos à temperatura ambiente e não miscíveis em água.
[00020] O agente emulsionante (B) pode ser escolhido a partir dos seguintes tensoativos com valor de equilíbrio hidrofílico (HLB) acima de 10.
[00021] 1. Sulfatos de alquila, que possuem um comprimento de cadeia alquílica de 8 a 18 átomos de carbono; sulfatos de éter de alquila com uma cadeia alquílica de 8 a 19 átomos de carbono, que contêm de 1 a 40 blocos de unidades de óxido de etileno ou de propileno.
[00022] 2. Éteres de alquilpoliglicol, que possuem de 2 a 40 unidades de óxido de etileno e de 2 a 40 átomos de carbono na cadeia alquílica linear ou ramificada.
[00023] 3. Éteres de alquilpolifenol polietoxilado, que possuem de 2 a 40 unidades de óxido de etileno e de 2 a 40 átomos de carbono na cadeia alquílica linear ou ramificada. Tabela 1. Estrutura geral dos cátions e ânions que formam os compostos hidrofóbicos (A) na presente invenção.
[00024] De preferência, a quantidade de agente emulsionante (B) a ser usado deve ser de 1 a 20 partes por peso por 100 partes por peso de composto hidrofóbico (A), sendo a quantidade de agente emulsionante (B) eficaz dentro do intervalo de 1 a 5 partes por peso. Além disso, as emulsões podem conter pequenas quantidades de solventes orgânicos.
[00025] A emulsão "pronta-para-ser-usada" contém: a soma de compostos hidrofóbicos (A) dentro do intervalo de 0,01 a 25%, de preferência de 0,05 a 10% em peso, uma soma de tensoativos (B) dentro do intervalo de 0,0001 a 1%, de preferência de 0,0005 a 0,25% em peso, e adicionada água (até 100). Os cálculos baseiam-se no peso total da emulsão a ser utilizada.
[00026] De acordo com a presente invenção, as emulsões podem ser preparadas misturando os seus componentes com diferentes combinações. O método geral para a preparação de emulsão de tipo O/W é realizada de acordo com o seguinte procedimento:
[00027] O processo de preparação da emulsão é baseado na formação de um sistema, em que a fase dispersa é um composto hidrofóbico (A) ou a sua combinação, e a fase contínua é água com agente emulsionante (B). A fim de fazer isso, na primeira fase, a emulsão "concentrada" é preparada com 70% em peso do composto (A). Na segunda fase, a emulsão "concentrada" é diluída com água até que esteja "pronta-para-ser-usada". A preparação da emulsão "concentrada" consiste de agente emulsionante (B) a uma concentração de 1 a 5% em peso, que se dissolve em água, formando uma solução aquosa, em que um ou vários compostos hidrofóbicos (A) são adicionados lentamente, com um concentração de 70% em peso, misturando ao mesmo tempo, a velocidades superiores a 16.000 rpm em temperatura ambiente.
[00028] Uma vez que a emulsão "concentrada" foi preparada, o tamanho de gota da fase dispersa é medido. O tamanho das gotas da fase dispersa na emulsão preparada deve variar de preferência de 100 nm a 100 μm. A composição, tamanhos de gota e concentração da fase dispersa (A) são ajustados às condições do tipo de rocha e reservatórios. O tamanho de partícula é de preferência selecionado de modo a que o diâmetro da gota é menor do que o diâmetro dos poros da rocha. A fim de determinar a distribuição do tamanho de gota em emulsões preparadas, foi utilizado o difractômetro a laser Malvern, com o intervalo de medição de 0,02 a 200 mM. Além disso, medidas de potencial zeta (ZP) foram realizadas a fim de determinar a estabilidade das emulsões, por meio de um equipamento de Z- PALS por Brookhaven com intervalo de medição de -150 a 150 mV.
[00029] Para os testes de recuperação de óleo, as emulsões "prontas- para-serem-usadas" são aplicadas com uma concentração de compostos hidrofóbicos (A) de 0,05 a 10% em peso.
[00030] Os exemplos a seguir não devem ser considerados como exaustivos, mas apenas como ilustrações de alguns dos muitos considerados para a presente invenção.
[00031] Da mesma forma, é importante mencionar que a Figura 1 mostra um diagrama do sistema de injeção utilizado no teste, onde 1 indica as bombas de injeção, 2 - a pressão diferencial, 3 - coletor de efluente, 4 e 5, os cilindros de transferência, 6 - pressão de confinamento, 7 - núcleo de rocha ou recheio de areia.
[00032] A Figura 2 apresenta uma fotografia da célula recheada de areia.
[00033] A Figura 3 mostra fotografias de núcleo: a) antes do teste, e b) após o teste com a face de entrada de injeção.
[00034] Na primeira fase, a emulsão “concentrada” é preparada em um reator que está acoplado ao sistema de mistura mecânica Ultra Turrax T25 Basic, adicionando 1 g de Igepal CO 890 (agente emulsionante B) e 29 g de água deionizada. A mistura é agitada até que uma solução transparente é formada. Em seguida, 70 g de octanoato de trioctilmetilamônio (composto hidrofóbico), o qual foi sintetizado anteriormente, são adicionados gota a gota. A mistura é agitada a 16000 rpm durante 15 min, a fim de formar uma mistura visualmente homogênea.
[00035] Em seguida, na segunda etapa, a preparação da emulsão "pronto-para-ser-usada" é realizada. A fim de fazer isso, em um reator de vidro equipado com um sistema de agitação, 1 g de "emulsão concentrada", que foi obtida na primeira fase, é dissolvido em 34 g de água deionizada.
[00036] A emulsão obtida (Em 1) é analisada no difractômetro para determinar o tamanho de gota da fase dispersa. Os dados da análise estão apresentados na Tabela 2. Tabela 2. Distribuição do tamanho de gota na emulsão Em1-Em3 pela técnica de dispersão a laser.
[00037] Dx: diâmetro da gota de modo a que o X% do volume total de líquido é em gotas de tamanho inferior.
[00038] As emulsões Em2 e Em3 são obtidas usando os mesmos procedimentos descritos no Exemplo 1 com a diferença de usar os compostos hidrofóbicos A e as concentrações das emulsões "prontas-para-serem-usadas" diferentes daquelas no Exemplo 1. Exemplo 2. Testes de deslocamento de óleo em núcleos de rocha. Os exemplos relativos aos testes de recuperação de óleo, foram realizados usando núcleos cilíndricos de rocha Berea (7 na Figura 1) com um diâmetro de 3,8 cm e um comprimento de 8,2 cm. Em primeiro lugar, os núcleos são saturados com água e depois com bruto mexicano "Maya", com gravidade API de 21°. Uma vez que o fragmento de rocha está sob as condições de saturação de óleo estabelecidas, a recuperação de óleo é efetuada através da injeção de água bidestilada com um fluxo de 10 ml/h, como mostrado na Figura 1, usando bombas de injeção (1) e cilindros de transferência (4 e 5 ). Após a injeção de água bidestilada, 0,4 PV (volumes de poro) de produto químico são injetados na entrada de injeção, a fim de continuar com a injeção de água bidestilada com um fluxo de 10 ml/h.
[00039] A quantidade de óleo recuperado a partir do núcleo (3 na Figura 1) é medida e comparada com o volume de óleo da saturação inicial do núcleo de rocha. A eficiência de recuperação é proporcional à quantidade de óleo deslocada durante o teste, em comparação com o volume total de óleo que continha o núcleo no começo do teste, o qual é considerado como 100%. A quantidade de óleo adicional deslocada a partir do núcleo (Remulsão) através da injeção de emulsão é calculada e é referida como a eficiência de deslocamento de emulsão.
[00040] As experiências seguintes Em2 e Em3 são realizadas com novos núcleos de rocha e os diferentes compostos hidrofóbicos como a substância ativa nas emulsões mencionadas na Tabela 1.
[00041] A produção de óleo foi avaliada durante cerca de 20 h (T) a 20°C. Os volumes de poro (PV), a porosidade (Φ), a permeabilidade absoluta em milidarcies (KABS), os volumes de saturação do óleo inicial (Soin), os volumes e a percentagem de recuperação de óleo através de injeção de água (Rágua) e emulsão (Remulsão) são mostrados na Tabela 3.
[00042] A fim de avaliar o efeito das emulsões na recuperação de óleo em sistemas com elevada permeabilidade e volume de poros, a decisão de produzir recheios de areia foi feita. Para este teste de recuperação de óleo, foram utilizadas células de areia de praia de malha recheadas com 13 cm de comprimento e 4,5 cm de diâmetro. A areia possui um diâmetro nominal menor do que 250 μm, tal como mostrado na Figura 2. Tabela 3. Dados dos testes de núcleo de rocha.
[00043] Uma vez que a célula está sob as condições estabelecidas de saturação de óleo Maya (20,1°API, 544 mPa.s, 0,9317 g/ml a 20°C; óleo 90/água 10), a recuperação de óleo, por injeção de água bidestilada a um fluxo de 10 ml/h é realizada. Após o deslocamento da água, a emulsão correspondente a 0,1 PV foi injetada na entrada, a fim de continuar a injeção de água com um fluxo de 10 ml/h. Posteriormente, o procedimento de injeção, a recuperação dos dados e cálculos prosseguiu como indicado no Exemplo 2. Os resultados relativos ao deslocamento de óleo nos recheios de areia dentro de 30 h (T) a 20°C são apresentados na Tabela 4.
[00044] A fim de investigar a repelência à água e a modificação da capacidade de umedecimento rocha na direção de óleo como uma consequência das emulsões à base de compostos hidrofóbicos, amostras do núcleo da rocha foram utilizadas antes e depois do teste de deslocamento de óleo caracterizado no Exemplo 2. A Figura 3 mostra que o ângulo de contato da superfície da gota de água foi aumentado, evidentemente, após o tratamento de emulsões. Em outras palavras, a capacidade de umedecimento da superfície da rocha foi modificada, de preferência umectável de água para óleo. Tabela 4. Dados dos testes de recheios de areia.
[00045] As emulsões usadas na presente invenção foram usadas tanto como modificação da capacidade de umedecimento do arenito para umectável em óleo quanto como agentes de recuperação de óleo adicionais.
[00046] Os exemplos de emulsões hidrofóbicas livres de silício e de flúor usadas nos exemplos referentes à recuperação de óleo adicional e a modificação da capacidade de umedecimento da rocha, além do exemplo discutindo a preparação de tais emulsões, não devem ser considerados como exaustivos, mas apenas meras ilustrações de apenas alguns entre os vários exemplos considerados para a presente invenção.
Claims (11)
1. Emulsão tipo óleo-em-água para recuperação de óleo, caracterizada pelo fato de que a emulsão compreende: (1) um composto hidrofóbico (A), onde o composto (A) está em uma fase líquida à temperatura ambiente, é insolúvel em água e isento de silício e de flúor, e (2) uma solução aquosa com um agente emulsionante (B), em que o composto hidrofóbico (A) tem a fórmula C+Y-; em que Y- é um ânion orgânico selecionado a partir do grupo consistindo de cloro, bromo, iodo, um carboxilato orgânico, um dicarboxilato orgânico, um sulfonato orgânico, e C+ é um cátion selecionado a partir do grupo consistindo de cátion quaternário fosfônio e um cátion trialquil sulfônico orgânico, e (B) é um éter de alquilpolifenol.
2. Emulsão de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o composto (A) na emulsão tem um tamanho de gota de 100 nm a 100 μm, e onde o tamanho de gota é menor do que um tamanho de poro da rocha.
3. Emulsão de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizada pelo fato de que o cátion orgânico (C+) apresenta a fórmula: em que R, R1, R2, R3 são independentemente selecionados a partir do grupo consistindo de cadeias alifáticas, benzílicas, aromáticas, ciclo- alquílicas ou alquenílicas, ou lineares ou ramificadas, com 6 a 18 átomos de carbono.
4. Emulsão de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizada pelo fato de que o cátion orgânico (C+) apresenta a fórmula: em que R, R1, R2, R3 são independentemente selecionados a partir do grupo consistindo de cadeias alifáticas, benzílicas, aromáticas, ciclo- alquílicas ou alquenílicas, ou lineares ou ramificadas, com 6 a 18 átomos de carbono.
5. Emulsão de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizada pelo fato de que o cátion orgânico (C+) apresenta a fórmula: em que R, R1, R2, R3 são independentemente selecionados a partir do grupo consistindo de cadeias alifáticas, benzílicas, aromáticas, ciclo- alquílicas ou alquenílicas, ou lineares ou ramificadas, com 6 a 18 átomos de carbono.
6. Emulsão de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizada pelo fato de que o ânion orgânico (Y-) apresenta a fórmula: em que R4 é selecionado a partir do grupo consistindo de cadeias alquílicas, cicloalquílicas, benzílicas, alquenílicas, aromáticas ou funcionalizadas em alquila, ou lineares ou ramificadas, com 1 a 18 átomos de carbono e de heterociclos com 4 a 10 átomos de carbono que podem conter pelo menos um heteroátomo tal como nitrogênio, enxofre ou oxigênio e com substitutos formados por cadeias alquílicas, cicloalquílicas, benzílicas, alquenílicas, aromáticas ou funcionalizadas em alquila com 1 a 18 átomos de carbono.
7. Emulsão de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizada pelo fato de que o ânion orgânico (Y-) apresenta a fórmula: em que R é selecionado a partir do grupo consistindo de cadeias alquílicas, cicloalquílicas, benzílicas, alquenílicas, aromáticas ou funcionalizadas em alquila, ou lineares ou ramificadas, com 1 a 18 átomos de carbono e de heterociclos com 4 a 10 átomos de carbono que podem conter pelo menos um heteroátomo tal como nitrogênio, enxofre ou oxigênio e com substitutos formados por cadeias alquílicas, cicloalquílicas, benzílicas, alquenílicas, aromáticas ou funcionalizadas em alquila, com 1 a 18 átomos de carbono.
8. Emulsão de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizada pelo fato de que o ânion (Y-) derivado a partir de ácidos de halogênio apresenta a fórmula: Hal-, em que Hal- é representado por Cl-, Br-, I.
9. Emulsão de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizada pelo fato de que a solução aquosa de agente emulsionante (B) compreende água e um tensoativo com valor de equilíbrio hidrofílico (HLB) acima de 10, que é representado por sulfatos de alquila, sulfatos de éteres de alquila, éteres de alquilpoliglicol ou éteres de alquilpolifenol polietoxilado que possuem um comprimento de cadeia alquílica linear ou ramificada de 8 a 18 átomos de carbono com diferentes substitutos e contêm de 1 a 40 blocos de unidades de óxido de etileno ou de propileno.
10. Emulsão de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizada pelo fato de que a razão da solução aquosa de agente emulsionante (B) é de 1 a 20 partes por peso por 100 partes por peso do composto hidrofóbico (A), sendo eficaz a quantidade de agente emulsionante (B) dentro do intervalo que varia entre 1 e 5 partes por peso.
11. Emulsão de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizada pelo fato de que a concentração total dos componentes (A) e (B) da emulsão usada está dentro do intervalo de 0,05 a 10% em peso.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
MXMX/A/2013/006892 | 2013-06-17 | ||
MX2013006892A MX357924B (es) | 2013-06-17 | 2013-06-17 | Emulsión de compuestos hidrofóbicos libres de silicio y flúor para métodos de recuperación de petróleo a través del cambio de mojabilidad de rocas hidrofílica a oleofílica. |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BR102014014759A2 BR102014014759A2 (pt) | 2015-07-21 |
BR102014014759A8 BR102014014759A8 (pt) | 2021-04-20 |
BR102014014759B1 true BR102014014759B1 (pt) | 2022-05-10 |
Family
ID=52018221
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BR102014014759-4A BR102014014759B1 (pt) | 2013-06-17 | 2014-06-16 | Emulsão tipo óleo-em-água para recuperação de óleo |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10329474B2 (pt) |
BR (1) | BR102014014759B1 (pt) |
MX (1) | MX357924B (pt) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2016108895A1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsified acidic treatment fluid with surface modification agents |
US10711177B2 (en) | 2015-03-20 | 2020-07-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
EA202190108A1 (ru) | 2015-03-20 | 2021-08-31 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Модификация характеристик смачиваемости пласта |
US10865341B2 (en) | 2015-03-20 | 2020-12-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
CA2991770A1 (en) * | 2015-07-14 | 2017-01-19 | Dow Global Technologies Llc | Thermally unstable hydroxyalkyl ammonium carboxylates for enhanced oil recovery |
US10371633B2 (en) | 2017-10-30 | 2019-08-06 | Saudi Arabian Oil Company | Determining a specific gravity of a sample |
US11662288B2 (en) | 2020-09-24 | 2023-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Method for measuring API gravity of petroleum crude oils using angle-resolved fluorescence spectra |
CN113045701B (zh) * | 2020-11-19 | 2022-05-13 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种酸化用润湿反转剂、制备方法、及其在砂岩地热储层的施工方法 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4074536A (en) | 1976-08-02 | 1978-02-21 | Halliburton Company | Oil well consolidation treating |
US4197912A (en) | 1978-12-21 | 1980-04-15 | John C. Thompson | Oil recovery via silicone introduction |
US4296812A (en) | 1979-06-06 | 1981-10-27 | Texaco Inc. | Surfacant waterflooding oil recovery method |
US4230182A (en) * | 1979-08-30 | 1980-10-28 | Texaco Inc. | Oil recovery method employing alternate slugs of surfactant fluid and fresh water |
DE4434880A1 (de) | 1994-09-29 | 1996-04-04 | Wacker Chemie Gmbh | Verfahren zur Förderung von Erdöl |
DE19653140A1 (de) | 1996-12-19 | 1998-06-25 | Wacker Chemie Gmbh | Verfahren zur Austrocknung von immobiles Formationswasser enthaltendem Gestein im Einzugsradius von Erdgas- und Gasspeicherbohrungen |
-
2013
- 2013-06-17 MX MX2013006892A patent/MX357924B/es active IP Right Grant
-
2014
- 2014-06-16 BR BR102014014759-4A patent/BR102014014759B1/pt active IP Right Grant
- 2014-06-17 US US14/306,706 patent/US10329474B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR102014014759A2 (pt) | 2015-07-21 |
MX2013006892A (es) | 2014-12-18 |
US10329474B2 (en) | 2019-06-25 |
MX357924B (es) | 2018-07-16 |
US20140367098A1 (en) | 2014-12-18 |
BR102014014759A8 (pt) | 2021-04-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BR102014014759B1 (pt) | Emulsão tipo óleo-em-água para recuperação de óleo | |
CN104449631B (zh) | 强气润湿性纳米二氧化硅解水锁剂、其制备方法及岩石表面润湿反转的方法 | |
CA2538439C (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
CN102504790B (zh) | 一种用阳离子氟碳表面活性剂实现岩心表面气湿反转的方法 | |
RU2453690C2 (ru) | Способ обработки углеводородной формации | |
EP2242815B1 (en) | Method for enhanced hydrocarbons recovery | |
Cheraghian | Effects of nanoparticles on wettability: A review on applications of nanotechnology in the enhanced Oil recovery | |
BRPI0802390B1 (pt) | composição de microemulsão e método para recuperação avançada de petróleo pesado | |
EP2250234B1 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
BRPI0721503A2 (pt) | Composições e métodos para tratamento de um poço bloqueado por água. | |
BRPI0915952A2 (pt) | composições de polímero catiônico we método para tratamento de formações contendo hidrocarbonetos com uso das mesmas | |
Elhag et al. | Switchable amine surfactants for stable CO2/brine foams in high temperature, high salinity reservoirs | |
AU2013403405B2 (en) | Volatile surfactant treatment for subterranean formations | |
BR112019013997A2 (pt) | Suspensão multifásica em partículas aquosa, processos para recuperação aprimorada de petróleo e para o tratamento de um efluente de mineração, e, uso da suspensão multifásica. | |
EP2419488B1 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery from a very high salinity, high temperature formation | |
US20170037297A1 (en) | Hydrocarbon recovery composition, method of preparation and use thereof | |
Xu et al. | Laboratory investigation on CO2 foam flooding for mature fields in Western Australia | |
Comer | The Effect of Iron Bearing Minerals on Surfactant Adsorption in Chemical Enhanced Oil Recovery Applications | |
Zhang et al. | Study on the effect of oligomer silicone surfactant on the properties of drilling fluids | |
Ghosh | Study of alternating anionic surfactant and gas injection in carbonate cores | |
US20240240539A1 (en) | Use of carboxylates for carbon sequestration, improved oil recovery, and hydrogen storage and reproduction | |
JP2024518905A (ja) | 炭素隔離、改善された油回収並びに水素貯蔵及び再生のためのカルボキシレートの使用 | |
Gajbhiye | Improving CO2-Foam Performance for EOR at Reservoir Condition | |
Afanasev et al. | SPE-196759-MS | |
Wang et al. | Systematic Review of Solubility, Thickening Properties and Mechanisms of Thickener for Supercritical Carbon Dioxide |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B03A | Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette] | ||
B06F | Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette] | ||
B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
B03H | Publication of an application: rectification [chapter 3.8 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE A RPI 2324 DE 21/07/2015, QUANTO AO ITEM (32) |
|
B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 16/06/2014, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS |