BRPI0618718B1 - Método para melhorar a recuperação de óleo de um reservatório - Google Patents
Método para melhorar a recuperação de óleo de um reservatório Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0618718B1 BRPI0618718B1 BRPI0618718-8A BRPI0618718A BRPI0618718B1 BR PI0618718 B1 BRPI0618718 B1 BR PI0618718B1 BR PI0618718 A BRPI0618718 A BR PI0618718A BR PI0618718 B1 BRPI0618718 B1 BR PI0618718B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- surfactants
- fluid
- reservoir
- oil
- flood fluid
- Prior art date
Links
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
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
Abstract
MÉTODOS PARA RECUPERAR ÓLEO DE UM RESERVATÓRIO DE ÓLEO Existe um método para melhorar a recuperação do óleo de um reservatório, O método tem a etapa de a) introduzir um fluido de inundação no reservatório e b) extrair o óleo através de um buraco do poço em um local diferente do ponto de introdução do fluido de inundação no reservatório. O fluido de inundação é água e uma quantidade de um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos suficientes para fornecer uma tensão de superfície interfacial de cerca de 1 mNm ou menos e uma viscosidade de cerca de 10 cps ou mais. Um ou mais tensoativos é selecionado do grupo que consiste de um ou mais tensoativos catiônicos, um ou mais tensoativos zwiteriônicos, um ou mais tensoativos amfotéricos, um ou mais tensoativos aniônicos e combinações dos mesmos.
Description
[001] A invenção se refere a métodos para recuperar óleo de um reservatório de óleo.
[002] Várias técnicas têm sido empregadas para recuperar óleo bruto de reservatórios de óleo (formações subterrâneas de óleo). Técnicas de recuperação primária geralmente residem na pressão natural do reservatório de efetuar remoção ou extração. Técnicas de recuperação secundária envolvem tipicamente aumentar a pressão do reservatório pela introdução (injeção) de energia inundando com água, vapor, ou gases em um local outro gue o buraco do poço, mas geralmente na direção geral do buraco do poço. Quando a água é introduzida, é referida como inundação. O óleo é recuperado então no buraco do poço. Recuperação terciária envolve geralmente a melhora da recuperação por técnicas mais sofisticadas, tais como aquecimento, modificação reológica de fluidos de inundação, e modificação da formação e/ou geometria do poro.
[003] Uma técnica de recuperação primária envolve injetar a água através de um buraco do poço em um reservatório para abrir ou fraturá-lo a uma extensão para produzir óleo adicional. Água pode também ser usada para carregar um propante, tal como areia, para ajudar a manter aberto os poros e fraturas nas formações após a liberação da pressão da água para ainda melhorar a produção do óleo.
[004] Na recuperação terciária, fluidos de dispersões/soluções de tensoativo aquoso foram injetados durante a inundação. Certos tensoativos aniônicos e não iônicos, tais como alquilfenol poliglicol éter sulfonatos, álcoois alifáticos oxialquilados e alquilfenóis oxalquilados, têm sido revelados como úteis para esse propósito. Os tensoativos diminuem a tensão de superficie interfacial (IFT) do fluido e permitem mais facilmente formar misturas de emulsões e/ou microemulsões com o óleo no reservatório. A formação das misturas e/ou microemulsões desalojam os óleos capturados nas formações através da redução de IFT e a solubilização do óleo nas soluções de tensoativo aquoso por meio disso aumentando a recuperação do óleo das formações subterrâneas. Entretanto, os fluidos de tensoativo têm menos viscosidade do que o óleo, assim sua eficácia em empurrar o óleo das formações é limitada.
[005] Para mais eficazmente empurrar óleo para fora das formações subterrâneas, a viscosidade dos fluidos de inundação tem sido aumentada pela adição de polimeros de alto peso molecular, tal como poliacrilamida (PAM) . Tais polimeros de alto peso molecular foram usados também em combinação com tensoativos aniônicos convencionais.
[006] Uma desvantagem ao usar tensoativos aniônicos convencionais sozinhos em fluidos de inudação é que sua ação fisica primária é redução de IFT sem melhora significativa da viscosidade. Uma desvantagem com o uso de polimeros de alto peso molecular sozinhos é que eles não reduzem IFT. Combinar tensoativos aniônicos convencionais com o polimero de alto peso molecular para se obter ambas redução de IFT e o aumento da viscosidade requer o uso de dois componentes diferentes, que podem ser caros e embaraçosos. Ainda, alguns tensoativos aniônicos convencionais podem ter interações indesejáveis com os polímeros de alto peso molecular e contrariar a melhora da viscosidade. Ainda, os polímeros de alto peso molecular geralmente adsorvem ou precipitam fora nos reservatórios provocando danos às formações e diminuição da recuperação do óleo.
[007] Seria desejável ter um fluido de inundação e um método para uso na recuperação terciária do óleo que empregou um único aditivo ou componente que efetuou uma diminuição significativa em IFT e um aumento significativo na viscosidade para o fluido de inundação.
[008] É um objeto da presente invenção ter um método para recuperar o óleo de um reservatório.
[009] É ainda um objeto da presente invenção ter um método terciário para recuperar o óleo de um reservatório que empregue um fluido de inundação que tem um único aditivo ou componente que efetue uma diminuição significativa em IFT e um aumento significativo na viscosidade no fluido de inundação.
[010] De acordo com esses e outros objetos da presente invenção, existe um método para melhorar a recuperação do óleo de um reservatório. O método tem a etapa a) introduzir um fluido de inundação no reservatório e b) extrair o óleo através de um buraco do poço em um local diferente do ponto de introdução do fluido de inundação no reservatório. O fluido de inundação tem a água e uma quantidade de um ou mais tensoativos não poliméricos, viscoelásticos para fornecer uma tensão de superfície interfacial de 1 millinewtons por metro (mN/m) ou o menos e uma viscosidade de 10 centipoise (cPs) ou mais em 1% em peso na água que tem a densidade da salinidade de até 9,1 kg / 3,78 m3 (20 IBS/1000 gals) de água em sais orgânicos e/ou inorgânicos. 0 tensoativo (s) não polimérico, viscoelástico é selecionado do grupo de tensoativos catiônicos, tensoativos zwiteriônicos, tensoativos amfotéricos, tensoativos aniônicos e combinações dos mesmos. O tensoativo (s) não polimérico, viscoelástico é viscoelástico em água, mesmo em alta salinidade, e até 176,6°C.
[011] De acordo com esses e outros objetos da presente invenção, existe um outro método para recuperar o óleo de um reservatório. O método tem as etapas de a) introduzir um fluido de fratura através de um buraco do poço no reservatório em pressão para induzir a fratura no reservatório e b) introduzir um fluido de inundação no reservatório em um local diferente daquele do buraco do poço. O fluido de inundação tem água e uma quantidade de um ou mais tensoativos não poliméricos para fornecer uma tensão de superfície interfacial de óleo/água de 1 mN/m ou menos e viscosidade de 10 ou mais cPs em 1% em peso em água em condições ambientes e em alta salinidade. O tensoativo (s) não polimérico, viscoelástico é selecionado do grupo de tensoativos catiônicos, tensoativos zwiteriônicos, tensoativos amfotéricos, tensoativos aniônicos e combinações dos mesmos. O tensoativo (s) não polimérico, viscoelástico é viscoelástico em condições ambientes e em alta salinidade e temperaturas.
[012] Revelou-se supreendentemente que um único componente poderia ser adicionado a um fluido de inundação a um IFT significativamente mais baixo enquanto significativamente aumenta a viscosidade da água injetada durante o processo de inundação da água na recuperação terciária do óleo.
[013] Nos métodos da presente invenção, um fluido de inundação tendo um ou o mais tensoativos não poliméricos é introduzido, por exemplo, injetado, no reservatório ou na formação em pressão elevada para o propósito de empurrar ou expelir o óleo dele. Os tensoativos úteis incluem tensoativos catiônicos, amfotéricos, zwiteriônicos, e aniônicos viscoelásticos não poliméricos. Os tensoativos não poliméricos que formam fluidos aquosos viscosificantes são vantajosos porque eles são tipicamente, como uma classe, de peso molecular mais baixo do que polimeros. Os tensoativos amfotéricos têm uma porção positivamente carregada e uma porção negativamente carregada sobre uma certa faixa de pH (por exemplo, tipicamente ligeiramente ácida), somente uma porção negativamente carregada sobre uma certa faixa de pH (por exemplo, tipicamente ligeiramente alcalina) e somente uma porção positivamente carregada em uma certa faixa de pH (por exemplo, tipicamente moderadamente ácida). Os tensoativos zwiteriônicos têm uma porção permanentemente positivamente carregada na molécula não obstante pH e uma porção negativamente carregada em pH alcalino. Tensoativos catiônicos tem uma porção permanentemente positivamente carregada na molécula não obstante o pH. Tensoativos aniônicos tem uma porção permanentemente negativamente carregada exceto em pH muito ácido.
[014] Os tensoativos estão presentes no fluido de inundação em quantidade para fornecer o fluido de inundação (antes da injeção na formação ou no reservatório) com uma tensão de superfície interfacial (IFT) de 1 mN/m ou menos, preferivelmente de 0,1 mN/m ou menos, e mais preferivelmente de 0,01 ou menos. IFT é determinado girando o tensiômetro de gota. Os tensoativos estão preferivelmente presentes no fluido de inundação em uma quantidade de 0,1 a 10% em peso e mais preferivelmente de 0,5 a 6% em peso baseados no peso total do fluido de inundação. A quantidade de tensoativo necessário irá varia consideravelmente dependendo de fatores, incluindo o tipo de tensoativo, o teor de salmoura no fluido, e impurezas no fluido de inundação. Os tensoativos são eficazes em fornecer os niveis desejados de IFT mesmo nos fluidos de inundação que têm alta sailinidade, isto é, até uma concentração de 9,1 kg/3,78 m3. Sais podem ser sais orgânicos ou inorgânicos, incluindo espécies monovalentes, divalentes, e trivalentes. Os sais inorgânicos encontrados geralmente na água salgada e ligeiramente salgada incluem, mas não são limitados a, sais cloreto e brometo de potássio, sódio, cálcio, magnésio, zinco, ferro, e amónio.
[015] Tensoativo não polimérico, viscoelástico age para abaixar o IFT entre o fluido de inundação e o óleo encontrados na formação e aumentam a viscosidade da água injetada durante a inundação com água. O tensoativo induz a formação de misturas de óleo/água, ou, mais preferivelmente, microemulsões, porque o fluido de inundação mistura com o óleo dentro do reservatório ou da formação. Ao mesmo tempo, o tensoativo induz um aumento da viscosidade no fluido de inundação para mais eficazmente empurrar e/ou transportar a mistura ou emulsão de óleo/água com através da formação para o buraco do poço, onde é retirado ou extraido. A presença destes tensoativos no fluido de inundação fornece uma viscosidade marcadamente maior comparada a um fluido de inundação sem tais tensoativos viscoelásticos. Uma viscosidade maior no fluido de inundação melhora a capacidade de empurrar ou de expelir óleo da formação tal que o uso de polímeros convencionais, por exemplo, PAM, pode ser reduzido ou eliminado completamente. A extensão do aumento da viscosidade irá variar consideravelmente dependendo de muitos fatores, incluindo tipo do tensoativo e a quantidade, teor de salmoura no fluido de inundação e na formação, composição e características físicas do óleo na formação, e impurezas no fluido de inundação. 0 fluido que flui terá tensoativo presente para fornecer uma viscosidade de 10 cPs ou mais, mais preferivelmente de 25 cPs ou mais, e ainda mais preferivelmente de 50 cPs ou mais. Na prática, as viscosidades do fluido que flui de 10 cps a 1000 cps podem ser empregadas.
[016] Os tensoativos úteis na presente invenção são viscoelásticos. Embora não limitado por qualquer teoria, o acredita-se que viscoelasticidade resultade de um tipo diferente de formação de micélios esféricos usuais formados pela maioria de tensoativos. Os tensoativos viscoelásticos foram micélios tipo de parafuso, tipo uma haste ou cilíndricos na solução. Os tensoativos viscoelásticos são preferidos porque permanecem estáveis em aplicações de alto cisalhamento, isto é, eles não degradam irreversivelmente sob alto cisalhamento. Os fluidos que têm tensoativos viscoelásticos exibem também uma maior condutividade com um reservatório ou formação do que os fluidos que têm tensoativos não-viscoelásticos.
[017] A propriedade de viscoelasticidade em general é bem conhecida e a referência é feita a S. Gravsholt, Journal of Coll, and Interface Sci., 57(3), 575 (1976); Hoffmann et al., "Influence of Ionic Surfactant on the Viscoelastic Properties of zwitterionic surfactant solutions", Langmuir, 8, 2140-2146 91992); e Hoffmann et al., The Rehological Behaviour of Different Viscoelastic Surfactant solutions, Tenside Surf. Det., 31, 289-400, 1994. Dos métodos de teste especificados por essas referências para determinar se um fluido possui propriedades viscoelásticas, um teste que foi revelado ser útil em determinar a viscoelasticidade de uma solução aquosa consiste em girar a solução e visualmente observar se as bolhas criadas pelo recuo do giro após girar estão paradas. Qualquer recuo das bolhas indica viscoelasticidade. Um outro teste útil é medir o módulo de armazenamento (G') e o módulo da perda (G") em uma temperatura dada. Se G' > G" em algum ponto ou além da faixa de pontos abaixo de 10 rad/s, tipicamente entre 0,001 a 10 rad/s, mais tipicamente entre 0,1 e 10 rad/s, em uma temperatura dada e se G'> 10-2 Pascais, preferivelmente Pascal 10"1, o fluido é considerado tipicamente viscoelástico nessa temperatura. As medições reológicas tais como o G' e G" são discutidas mais completamente em "Rehological Measurement", Encyclopédia of Chemical Techology", vol. 21, pp. 347-372, (John Wiley & Sons, Inc., N.Y., N.Y.,1997, 4 ed.). As revelações acima são incorporadas aqui por referência.
[018] Os tensoativos catiônicos viscoelásticos úteis na presente invenção incluem aqueles selecionados de i) certos sais quaternários e ii) certas aminas, iii) certos óxidos de amina iv) e combinações dos mesmos. Os tensoativos catiônicos representativos são apresentados abaixo.
[019] Os sais quaternários têm a fórmula estrutural: Segundo o qual Ri é uma porção hidrofóbica de alquila, alquilarilalquila, alcoxialquila, alquilaminoalquila ou alquilamidoalquila, e segundo o qual Ri tem de 16 a 22 átomos de carbono e pode ser de cadeia ramificada ou reta e saturado ou insaturado. R2 e R3 são, independentemente, i) um grupo alifático ou ii) um grupo alifático com uma porção aromática ou benzilica ligada ao mesmo. R2, R3, e R5 têm de 1 a 20 átomos. O grupo alifático pode ser de cadeia ramificada ou reta e saturado ou insaturado. R2, R3, e R5 podem ser, por exemplo, alquila, oxialquila, polioxialquila, alcóxi e alquilarila. Preferivelmente, R2, R3, e R5 são grupos alquila. Mais preferivelmente, R2, R3, e R5 são grupos metila ou etila. X é contra-ânion apropriado, tal como o Cl-, Br-, e CH3CH3SO4-.
[020] As aminas têm a seguinte fórmula estrutural: segundo o qual Ri, R2 e R3 são como definidos acima.
[021] As aminas representativas da estrutura acima incluem cocoalquilaminas com polioxietilenos (2-15), alquilaminas de seco com polioxietilenos (12-18), e oleil e erucil aminas com polioxietilenos (2-15).
[022] Os exemplos de tensoativos aniônicos não poliméricos, viscoelásticos úteis na presente invenção são representados pelas fórmulas (I) a (V): (I) ROSO3- (II) R (OCHR' CHR') mOSO3_ (III) RSO3- (IV) R ( OCHR' CHR') mSO3- (v) RC6H4-SO3- segundo o qual R representa um grupo alquila, alquenila, arilalquila, ou hidroxialquila. R tem de 16 a 24 átomos de carbono e mais preferivelmente de 16 a 20 átomos de carbono. R pode ser saturado ou insaturado, de cadeia ramificada ou reta, segundo o qual os grupos alquila ramificada têm de 1 a 6 átomos de carbono. Os grupos alquila representativos para R incluem o decila, dodecila, tetradecila (miristila), hexadecila (cetila), octadecila (oleila), estearila, erucila, e os derivados de óleos de côco, sebo, soja, e colza. O número de grupos óxido de alquileno, m, varia de 0 a 35 e mais preferivelmente 0 a 10.
[023] Os exemplos de tensoativos zwiteriônicos não poliméricos, viscoelásticos úteis na presente invenção são representados pela fórmula: segundo o qual Ri representa uma porção hidrofóbica de alquila, alquilarila, alcoxialquila, alquilaminoalquila e alquilamidoalquila, segundo o qual alquila representa um grupo que contem de 16 a 24 átomos de carbono que podem ser de cadeia ramificada ou reta e que podem ser saturados ou insaturados. Os grupos alquila de cadeia longa representativos incluem tetradecila (miristila) , hexadecila (cetila), octadecenila (oleila), octadecila (estearila), docosenóico (erucila), e os derivados de óleos de côco, sebo, soja, e colza. Os grupos alquila e alquenila preferidos são grupos alquila e alquenila que têm 16 a 22 átomos de carbono. Representativo de alquilamidoalquila é alquilamidopropila como alquila sendo como descrito acima. R2 e R3 são independentemente uma cadeia alifática (isto é ao contrário de aromático no átomo ligado ao nitrogênio quaternário, por exemplo, alquila, alquenila, arilalquila, hidroxialquila, carboxialquila e hidroxialquila-polioxialquileno, por exemplo, hidroxietil- polioxietileno ou hidroxipropil-polioxipropileno) tendo de 1 a 30 átomos de carbono, preferivelmente de 1 a 20 átomos de carbono, mais preferivelmente de 1 a 10 átomos de carbono e ainda mais preferivelmente de 1 a 6 átomos de carbono em que o grupo alifático pode ser de cadeia ramificada ou reta, saturado ou insaturado. As cadeias alquila preferidas são metila, etila, arialquila preferida é benzila, e hidroalquilas preferidas são hidroxietila ou hidroxipropila, enquanto carboxialquilas preferidas são acetato e propionato. Hidroxialquil-polioxialquilenos preferidos são hidroxietil-polioxietileno e hidroxipropil- polioxietileno. R4 é um radical hidrocarbila (por exemplo, alquileno) com comprimento de cadeia de 1 a 4. São preferidos os grupos metileno ou etileno.
[024] Os exemplos específicos de tensoativos zwiteriônicos viscoelásticos incluem as seguintes estruturas: segundo o qual Ri foi definido previamente aqui.
[025] Um outro exemplo de um tensoativo zwiteriônico viscoelástico selecionado é um óxido de amina. Este material tem a seguinte estrutura: segundo os quais Ri, R2, e R3 são como definidos acima.
[026] Outros tensoativos zwiteriônicos representativos incluem glicinato de hidroxietila de sevbo, propionatos, oleamidopropil betaina, e erucil amidopropil betaina.
[027] Os exemplos de tensoativos amfotéricos não poliméricos, viscoelásticos incluem aqueles representados pelo seguinte: segundo os quais Ri, R2, e R4 são os mesmo como definidos acima.
[028] Outros exemplos específicos de tensoativos amfotéricos viscoelásticos incluem as seguintes estruturas: segundo o qual Ri foi definido previamente aqui, e X+ é um cátion inorgânico tal como Na+, K+, NH4+ associado com um grupo carboxilato ou átomo de hidrogênio em um meio ácido.
[029] Os tensoativos zwiteriônicos e amfotéricos viscoelásticos úteis incluem aqueles revelados na patente U.S no. 6.831.108 B2, a qual é incorporada aqui por referência.
[030] Nos métodos da presente invenção, um fluido de inundação tendo um ou o mais tensoativos não poliméricos, viscoelásticos é introduzido, por exemplo, injetado, no reservatório ou na formação em pressão elevada com a finalidade de empurrar ou de expelir o óleo dele. O ponto ou o local da introdução do fluido de inundação são diferentes daquele local do buraco do poço, o ponto em que o óleo é extraido ou retirado do reservatório. A direção da inundação será dirigida tipicamente a uma área ou a um local no campo que permitirá eficiente extração ou retirada do óleo. Mais tipicamente, a direção da inundação estará para a vicinidade do buraco do poço ou aos poços ou passagens na formação que permite eficiente extração ou retirada.
[031] O fluido de inundação tem opcionalmente um ou mais membro do grupo de ácidos orgânicos, sais de ácido orgânico, e ácidos inorgânicos, e sais inorgânicos. O ácido orgânico ou sal do mesmo auxilia no desenvolvimento da viscosidade aumentada. Já que a água salgada é usada freqüentemente como um fluido de inundação no campo oleifero, o teor de sal em algum nivel pode já estar presente.
[032] Os ácidos orgânicos úteis são tipicamente aqueles de um ácido sulfônico ou de um ácido carboxilico. Os contra-ions dos sais de ácido orgânico são tipicamente sulfonatos ou carboxilatos. Representativos de tais moléculas orgânicas incluem sulfonatos e carboxilatos aromáticos tais como o sulfonato de p-tolueno, sulfonato de naftaleno, ácido clorobenzóico, ácido salicilico, ácido ftálico e o semelhante, segundo os quais tais contra-ions são solúveis em água. Mais preferidos são salicilato, ftalato, sulfonato de p-tolueno, carboxilatos de hidroxinaftaleno, por exemplo, ácido 5-hidroxi-l-naftóico, ácido 6-hidroxi-l-naftóico, ácido 7-hidroxi-l-naftóico, ácido l-hidroxi-2-naftóico, preferivelmente ácido 3- hidroxi-2-naftóico, ácido 5-hidroxi-2-naftóico, ácido 7- hidroxi-2-naftóico, e ácido 1,3-dihidroxi-2-naftóico e 3,4- diclorobenzoato. 0 ácido orgânico ou o sal do mesmo estarão opcionalmente presentes no fluido de inundação de 0,1% em peso a 10% em peso, mais tipicamente de 0,1% em peso a 7% em peso, e mesmo mais tipicamente de 0,1% em peso a 6% em peso baseados no peso total do fluido de inundação.
[033] Os sais inorgânicos úteis incluem sais de potássio, sódio e amónio solúveis em água, tais como o cloreto de potássio e cloreto de amónio. Adicionalmente, o cloreto de cálcio, o brometo do cálcio e os sais de haleto de zinco podem também ser usados. O sal inorgânico está opcionalmente presente no fluido de inundação em uma concentração em peso de 0,1 % em peso a 30% em peso, mais tipicamente de 0,1% em peso a 10% em peso, e mesmo mais tipicamente de 0,1% em peso a 8 % em peso. Os sais orgânicos, por exemplo, hidrocloreto de trimetilamônio e cloreto de tetrametilamônio, podem também ser usados em adição a, ou como uma substituição para, os sais inorgânicos.
[034] O componente do fluido de inundação que está presente na maior concentração é água. Tipicamente, a água será uma quantidade principal em peso do fluido. A água está tipicamente presente em uma quantidade em peso de 50% ou mais e mais tipicamente de 80% ou mais em peso do fluido. A água pode ser de qualquer fonte contanto que a fonte não contenha nenhum contaminante que seja quimicamente ou fisicamente incompatível com os outros componentes do fluido (por exemplo, provocando a precipitação indesejável). A água não necessita ser potável e pode ser salgada e conter sais de tais metais como sódio, potássio, cálcio, zinco, magnésio, etc. ou os outros materiais tipicos de fontes de água encontradas dentro ou próximas de campos oleiferos.
[035] Opcionalmente, os polímeros naturais ou sintéticos podem ser adicionados ao fluido de inundação para regular a viscosidade. Os polímeros úteis incluem, mas não são limitados a, guar e derivados de guar, xantana, poliacrilamida (PAM), amido e derivados de amido, derivados celulósicos, e poliacrilatos.
[036] O fluido de inundação (ou fratura) pode opcionalmente conter um gás tais como ar, nitrogênio ou dióxido de carbono para fornecer um fluido ou uma espuma energizada. A emulsão supercritica de dióxido de carbono pode estar também presente.
[037] Opcionalmente, os tensoativos não viscoelásticos, poliméricos ou não poliméricos, podem ser adicionados ao fluido de inundação para fornecer a redução adicional de IFT e/ou para modificar a viscosidade. Os tensoativos não viscoelásticos complexam com os tensoativos viscoelásticos para impactar em IFT e/ou viscosidade. Os tensoativos não viscoelásticos úteis podem ser aniônicos, catiônicos, não iônicos, zwiteriônicos/amfotéricos e combinações dos mesmos. Quando presentes, os tensoativos não viscoelásticos irão estar preferivelmente presentes em quantidades limitadas, isto é, de 0,5% ou menos, mais preferivelmente de 0,2% ou menos, e mesmo mais preferivelmente 0,1% ou menos em peso baseados no peso total do fluido de inundação.
[038] O método da presente invenção pode opcionalmente ser precedido por uma etapa de fratura hidráulica. Na fratura hidráulica, um fluido de fratura, tal como água, é injetado através de um buraco do poço e contra a face da formação em pressão e vazão para superar a pressão da carga da formação e iniciar e/ou estender uma fratura (s) na formação. O fluido de fratura carrega opcionalmente um propante, tal como areia, bauxita, grânulos de vidro, etc., de 20 a 40 mesh que é suspenso no fluido de fratura e transportado em uma fratura. O propante impede que a formação se feche para baixo propriamente quando a pressão é liberada. As fraturas preenchidas com propante fornecem os canais permeáveis através de que os fluidos de formação podem fluir para o buraco do poço e depois disso ser extraidos ou retirados.
[039] Deve-se compreender que a descrição antecedente é somente ilustrativa da presente invenção. As várias alternativas e modificações podem ser planejadas por aqueles versados na técnica sem se afastar da invenção. Consequentemente, a presente invenção é intencionada para incluir todas tais alternativas, modificações e variações que se enquadram dentro do escopo das reivindicações anexas.
Claims (11)
1. Método para a recuperação de óleo de um reservatório, caracterizado pelo fato de que compreende: a) introduzir um fluido de inundação no reservatório, em que o fluido tem os seguintes: i) água e ii) 0,1% em peso a 10% em peso com base no peso total do fluido de inundação de um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos selecionados a partir de: um ou mais tensoativos zwiteriônicos; e b) extrair o óleo através de um buraco de poço em um local diferente daquele ponto de introdução do fluido de inundação no reservatório; em que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreende um ou mais tensoativos selecionados de tensoativos zwiteriônicos de acordo com qualquer uma das fórmulas em que R1 representa um grupamento hidrofóbico de alquila contendo de 16 a 24 átomos de carbono, pode ser cadeia ramificada ou reta e pode ser saturado ou insaturado, alquilarilalquila ou alkoxialquila.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de inundação tem até 9,1 kg / 3,78 m3 (20 IBS/1000 gals) em água de sais orgânicos e inorgânicos.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o fluido de inundação tem 0,5% em peso a 10% em peso, baseado no peso total do fluido de inundação, do um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende contatar um gás com o fluido de inundação.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o gás é selecionado do grupo que consiste em nitrogênio, dióxido de carbono e suas combinações.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreende um ou mais tensoativos selecionados a partir de oleamidopropil betaina, e erucil amidopropil betaina.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreende oleamidopropil betaina.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreende oleamidopropil betaina e erucil amidopropil betaina.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos zwiteriônicos compreende um ou mais compostos em que RI é alquilamidopropril e em que a porção alquila de tal grupo alquilamidopropil é selecionado do grupo que consiste em hexadecil, octadecenila, octadecila e dodecosenóico.
10. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o gás é o dióxido de carbono e está em contato com o fluido de inundação na forma de uma emulsão supercritica de dióxido de carbono.
11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o um ou mais tensoativos viscoelásticos não poliméricos compreendem erucil amidopropil betaina.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/280.896 | 2005-11-16 | ||
US11/280,896 US7461694B2 (en) | 2005-11-16 | 2005-11-16 | Methods for recovering oil from an oil reservoir |
PCT/US2006/043211 WO2007058813A2 (en) | 2005-11-16 | 2006-11-06 | Methods for recovering oil from an oil reservoir |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BRPI0618718A2 BRPI0618718A2 (pt) | 2011-09-06 |
BRPI0618718B1 true BRPI0618718B1 (pt) | 2022-05-17 |
Family
ID=38039556
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI0618718-8A BRPI0618718B1 (pt) | 2005-11-16 | 2006-11-06 | Método para melhorar a recuperação de óleo de um reservatório |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (6) | US7461694B2 (pt) |
EP (1) | EP1954913A4 (pt) |
CN (1) | CN101310093B (pt) |
BR (1) | BRPI0618718B1 (pt) |
CA (2) | CA2630032C (pt) |
MX (1) | MX364137B (pt) |
MY (1) | MY148356A (pt) |
NO (1) | NO20082111L (pt) |
RU (1) | RU2452851C2 (pt) |
WO (1) | WO2007058813A2 (pt) |
Families Citing this family (68)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7373977B1 (en) * | 2004-03-29 | 2008-05-20 | Oil Chem Technologies | Process for oil recovery employing surfactant gels |
US7730958B2 (en) * | 2006-08-31 | 2010-06-08 | David Randolph Smith | Method and apparatus to enhance hydrocarbon production from wells |
US7712532B2 (en) * | 2007-12-18 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Energized fluids and pressure manipulation for subsurface applications |
CA2714805C (en) * | 2008-01-22 | 2016-03-01 | Huntsman Petrochemical Llc | Oil recovery employing alkylene carbonates |
FR2930260B1 (fr) * | 2008-04-22 | 2010-04-23 | Rhodia Operations | Composition viscoelastique a stabilite amelioree |
FR2943353B1 (fr) | 2009-03-19 | 2011-03-11 | Rhodia Operations | Composition viscoelastique a viscosite amelioree |
GB0912255D0 (en) * | 2009-07-14 | 2009-08-26 | Statoilhydro Asa | Process |
FR2950355B1 (fr) * | 2009-09-23 | 2011-10-21 | Rhodia Operations | Methode de recuperation assistee des hydrocarbures dans des reservoirs fractures |
US20110220364A1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Basf Se | Process for mineral oil production using cationic surfactants having a hydrophobic block with a chain length of 6 to 10 carbon atoms |
JP2013521122A (ja) * | 2010-03-10 | 2013-06-10 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピア | 6個〜10個の炭素原子の鎖長さを有する疎水性のブロックを有するカチオン性界面活性剤を使用した、鉱物油を産出するための方法 |
EP2377900B1 (en) * | 2010-04-16 | 2013-07-31 | Omya Development AG | Process to prepare surface-modified mineral material, resulting products and uses thereof |
CN102906156B (zh) | 2010-05-20 | 2015-09-09 | 巴斯夫欧洲公司 | 三(2-羟基苯基)甲烷的衍生物及其制备和用途 |
US8618321B2 (en) | 2010-05-20 | 2013-12-31 | Basf Se | Derivatives of tris(2-hydroxyphenyl)methane, their preparation and use |
WO2012088068A2 (en) * | 2010-12-23 | 2012-06-28 | Rhodia, Inc. | Method for mobility control in oil-bearing carbonate formations |
EP2707571B1 (en) | 2011-05-13 | 2020-10-07 | Rhodia Operations | Method for enhanced oil recovery, using a foam stabilizer |
US20140202692A1 (en) * | 2011-06-30 | 2014-07-24 | Howard Keele | Method for the in situ recovery of heavy oil from a subterranean deposit |
US9140107B2 (en) | 2011-07-08 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole polymer foam applications |
CN102877820A (zh) * | 2011-07-15 | 2013-01-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降低储层水井注水压力的方法 |
CN102337874A (zh) * | 2011-09-07 | 2012-02-01 | 西南石油大学 | 一种用于混相驱降低co2与原油间最小混相压力的方法 |
BR112014009480A2 (pt) | 2011-10-18 | 2017-05-09 | Wintershall Holding GmbH | processo para a produção de óleo mineral, uso de um derivado de tris(2-hidroxifenil)metano, e, formulação aquosa |
US9428432B2 (en) | 2011-11-24 | 2016-08-30 | BASF Wintershall Holding GmbH | Derivatives of tris(2-hydroxyphenyl)methanes, preparation thereof and use thereof for mineral oil production |
CN104144744B (zh) | 2011-11-24 | 2016-08-31 | 温特沙尔控股有限公司 | 三(2-羟基苯基)甲烷的衍生物、其制备及其在油制备中的用途 |
DK2794555T3 (en) * | 2011-12-21 | 2017-10-30 | Rhodia Operations | AMINE ADDUCTS, DERIVATIVES THEREOF, PROCEDURES FOR THE PREPARATION OF SUCH ADDUCTS AND DERIVATIVES, AND PROCEDURES FOR USING SUCH ADDUCTS AND DERIVATIVES |
WO2013184116A1 (en) * | 2012-06-07 | 2013-12-12 | Rhodia Operations | Enhanced foam stability applications and methods |
CN103509544B (zh) * | 2012-06-18 | 2016-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种泡沫酸及其制备和使用方法 |
CN103540303B (zh) * | 2012-07-12 | 2017-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 复合型表面活性剂组合物及其制备方法 |
CN103740345B (zh) * | 2012-10-17 | 2016-06-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 泡沫封窜组合物及其制备方法和用途 |
US9790775B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
US10308866B2 (en) * | 2013-03-15 | 2019-06-04 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Synergistic effect of cosurfactants on the rheological performance of drilling, completion and fracturing fluids |
CN104109518B (zh) * | 2013-04-16 | 2018-02-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于低渗透油藏的驱油组合物及其制备方法 |
US9242124B2 (en) | 2013-07-08 | 2016-01-26 | Rhodia Operations | Low-temperature phase-stable acyl glycinate compositions |
CN105555906A (zh) * | 2013-07-17 | 2016-05-04 | 英国石油勘探运作有限公司 | 采油方法 |
CN103528862B (zh) * | 2013-09-27 | 2016-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种驱油剂洗油效果的室内快速评定方法 |
CN103525390B (zh) * | 2013-09-27 | 2016-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种混合脂肪酸酰胺丙基甜菜碱复合物及应用 |
CN104559990B (zh) * | 2013-10-28 | 2018-07-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 化学驱表面活性剂组合物及其应用 |
CN103805154B (zh) * | 2014-01-26 | 2016-04-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 羧基甜菜碱粘弹表面活性剂及其在三次采油中的应用 |
AU2014389498B2 (en) * | 2014-04-04 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining treatment fluid composition using a mini-reservoir device |
CN105368430B (zh) * | 2014-08-27 | 2019-04-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 驱油剂及其制备方法及强化采油的方法 |
CN105567205B (zh) * | 2014-10-11 | 2019-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种驱油剂及芥基氧化胺类表面活性剂的合成方法 |
CN104745168A (zh) * | 2015-01-14 | 2015-07-01 | 丁国良 | 一种具有耐高温性能的低张力泡沫驱油剂及其应用 |
US10066156B2 (en) | 2015-04-14 | 2018-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical carbon dioxide emulsified acid |
CN106634925A (zh) * | 2015-10-29 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种氧化胺表面活性剂及其制备方法和应用 |
CN105754571A (zh) * | 2016-03-29 | 2016-07-13 | 江南大学 | 一种含双子表面活性剂的泡沫驱油剂及其制备方法 |
US10407606B2 (en) | 2016-05-12 | 2019-09-10 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising nanoparticle viscosity modifiers |
US10047279B2 (en) | 2016-05-12 | 2018-08-14 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature viscoelastic surfactant (VES) fluids comprising polymeric viscosity modifiers |
CN105863598B (zh) * | 2016-06-27 | 2018-04-17 | 烟台智本知识产权运营管理有限公司 | 一种低渗透稠油井增产的工艺 |
CN105927200B (zh) * | 2016-06-27 | 2018-06-12 | 烟台智本知识产权运营管理有限公司 | 一种低渗透稠油井增产的方法 |
CN106050209B (zh) * | 2016-06-27 | 2018-09-25 | 烟台智本知识产权运营管理有限公司 | 一种提高低渗透稠油井产量的方法 |
CN107916100A (zh) * | 2016-10-08 | 2018-04-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 黏弹性甜菜碱表面活性剂及其制备方法和应用 |
CN107916098A (zh) * | 2016-10-08 | 2018-04-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 驱油用黏弹性表面活性剂组合物及其制备方法和应用 |
CN107916101A (zh) * | 2016-10-08 | 2018-04-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 无碱黏弹表面活性剂和制备方法及其应用 |
CN106905947A (zh) * | 2017-02-08 | 2017-06-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种驱油压裂液及其制备方法与应用 |
CN107118753B (zh) * | 2017-05-10 | 2021-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 不含高分子的粘度可变驱油剂组合物及其制备方法与应用 |
US10563119B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-02-18 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for producing seawater based, high temperature viscoelastic surfactant fluids with low scaling tendency |
RU2698784C2 (ru) * | 2018-09-14 | 2019-08-29 | Александр Владимирович Терещенко | Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель |
CN109705835B (zh) * | 2018-12-29 | 2021-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种耐高盐的粘弹性表面活性剂清洁压裂液及其制备方法 |
CN112143473B (zh) * | 2019-06-27 | 2022-09-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种乳状液调驱剂及其制备方法 |
CN110819331A (zh) * | 2019-11-19 | 2020-02-21 | 西安石油大学 | 一种可识别油水的智能驱油剂及其制备方法 |
CN110819332B (zh) * | 2019-11-19 | 2022-03-15 | 西安石油大学 | 一种基于小分子凝胶对油水识别的智能驱油剂及其制备方法 |
US11236593B2 (en) * | 2020-04-02 | 2022-02-01 | Kashable Llc | Method of extracting oil using a functional molecule |
US11359133B2 (en) * | 2020-08-17 | 2022-06-14 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for selecting surfactant solutions for use in enhanced oil recovery processes |
US11739255B2 (en) | 2021-11-12 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions of piperazine-based viscoelastic surfactants as diversion agents |
US11713412B2 (en) | 2021-11-12 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Piperazine-based viscoelastic surfactants for hydraulic fracturing applications |
US11643590B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-05-09 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions of using viscoelastic surfactants as diversion agents |
US11746279B2 (en) | 2021-11-12 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Fracturing fluids based on viscoelastic surfactants |
CN114058354B (zh) * | 2021-12-06 | 2022-12-13 | 西南石油大学 | 一种适合高矿化度低渗油藏泡沫驱油剂及制备方法与应用 |
CN117343714A (zh) * | 2022-06-27 | 2024-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种泡沫剂组合物、酸性气体开关的黏弹性泡沫体系及用其提高采收率的方法和应用 |
CN116410727B (zh) * | 2023-04-13 | 2024-09-27 | 武汉大学 | 稀释增稠型表面活性剂球形胶束超浓分散体系及其制备方法与应用 |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3199586A (en) * | 1961-05-31 | 1965-08-10 | Gulf Research Development Co | Residual oil recovery process using water containing a surfactant |
US3292698A (en) * | 1964-06-26 | 1966-12-20 | Mobil Oil Corp | Treating permeable formations with aqueous positive nonsimple flooding liquids |
US3302713A (en) * | 1965-07-06 | 1967-02-07 | Exxon Production Research Co | Surfactant-waterflooding process |
DE2600778C2 (de) * | 1976-01-10 | 1985-01-03 | Henkel KGaA, 4000 Düsseldorf | Verwendung von Betainen in der Erdölgewinnung |
US4166038A (en) * | 1977-12-29 | 1979-08-28 | Mobil Oil Corporation | Surfactant waterflooding employing amphoteric sulfonium sulfonates |
US4725372A (en) * | 1980-10-27 | 1988-02-16 | The Dow Chemical Company | Aqueous wellbore service fluids |
US4853138A (en) * | 1987-08-05 | 1989-08-01 | The Standard Oil Company | C-branched zwitterionic surfactants and enhanced oil recovery method using same |
DE3807945A1 (de) * | 1988-03-10 | 1989-09-21 | Hoechst Ag | Waessrige tensidmischungen und deren verwendung bei der erdoelfoerderung |
US5358046A (en) * | 1993-01-07 | 1994-10-25 | Marathon Oil Company | Oil recovery process utilizing a supercritical carbon dioxide emulsion |
US5895274A (en) * | 1996-01-22 | 1999-04-20 | Micron Technology, Inc. | High-pressure anneal process for integrated circuits |
US6435277B1 (en) * | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
US6258859B1 (en) * | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
US5979555A (en) * | 1997-12-02 | 1999-11-09 | Akzo Nobel Nv | Surfactants for hydraulic fractoring compositions |
US7291651B2 (en) * | 2003-12-05 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Carbon dioxide foamed fluids |
US7373977B1 (en) * | 2004-03-29 | 2008-05-20 | Oil Chem Technologies | Process for oil recovery employing surfactant gels |
US7279446B2 (en) * | 2004-11-15 | 2007-10-09 | Rhodia Inc. | Viscoelastic surfactant fluids having enhanced shear recovery, rheology and stability performance |
-
2005
- 2005-11-16 US US11/280,896 patent/US7461694B2/en active Active
-
2006
- 2006-11-06 BR BRPI0618718-8A patent/BRPI0618718B1/pt active IP Right Grant
- 2006-11-06 EP EP06827569A patent/EP1954913A4/en not_active Withdrawn
- 2006-11-06 RU RU2008123817/03A patent/RU2452851C2/ru active
- 2006-11-06 CA CA2630032A patent/CA2630032C/en active Active
- 2006-11-06 CA CA2776396A patent/CA2776396C/en active Active
- 2006-11-06 WO PCT/US2006/043211 patent/WO2007058813A2/en active Application Filing
- 2006-11-06 CN CN2006800426741A patent/CN101310093B/zh active Active
- 2006-11-06 MY MYPI20081579A patent/MY148356A/en unknown
- 2006-11-06 MX MX2013012098A patent/MX364137B/es unknown
-
2008
- 2008-05-06 NO NO20082111A patent/NO20082111L/no not_active Application Discontinuation
- 2008-10-30 US US12/290,392 patent/US7789144B2/en active Active
- 2008-10-30 US US12/290,393 patent/US7770642B2/en active Active
- 2008-10-30 US US12/290,394 patent/US7784540B2/en active Active
- 2008-10-30 US US12/290,444 patent/US7779913B2/en active Active
- 2008-10-30 US US12/290,371 patent/US7789143B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN101310093B (zh) | 2013-01-02 |
EP1954913A2 (en) | 2008-08-13 |
US20070107897A1 (en) | 2007-05-17 |
RU2452851C2 (ru) | 2012-06-10 |
MY148356A (en) | 2013-03-29 |
CA2776396C (en) | 2014-05-13 |
US7779913B2 (en) | 2010-08-24 |
US7770642B2 (en) | 2010-08-10 |
US20090056943A1 (en) | 2009-03-05 |
CN101310093A (zh) | 2008-11-19 |
NO20082111L (no) | 2008-06-04 |
EP1954913A4 (en) | 2011-04-20 |
US7461694B2 (en) | 2008-12-09 |
CA2630032A1 (en) | 2007-05-24 |
US20090065205A1 (en) | 2009-03-12 |
BRPI0618718A2 (pt) | 2011-09-06 |
CA2630032C (en) | 2012-07-10 |
US20090065203A1 (en) | 2009-03-12 |
CA2776396A1 (en) | 2007-05-24 |
US7789143B2 (en) | 2010-09-07 |
US20090056942A1 (en) | 2009-03-05 |
US7784540B2 (en) | 2010-08-31 |
US7789144B2 (en) | 2010-09-07 |
RU2008123817A (ru) | 2009-12-27 |
MX364137B (es) | 2019-04-12 |
US20090065204A1 (en) | 2009-03-12 |
WO2007058813A2 (en) | 2007-05-24 |
WO2007058813A3 (en) | 2008-03-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BRPI0618718B1 (pt) | Método para melhorar a recuperação de óleo de um reservatório | |
DK2092038T3 (en) | SYSTEM FOR TREATMENT OF Lime deposits | |
US8567503B2 (en) | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage | |
CA2860429C (en) | Surfactant additives for stimulating subterranean formation during fracturing operations | |
US8567504B2 (en) | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage | |
Nasr-El-Din et al. | Impact of acid additives on the rheological properties of a viscoelastic surfactant and their influence on field application | |
CA2809403C (en) | Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids | |
BR112013029345B1 (pt) | Método para aumentar a recuperação de óleo a partir de uma formaçãopetrolífera dentro de um reservatório | |
US8851187B2 (en) | Method for mobility control in oil-bearing carbonate formations | |
CA3011520A1 (en) | Clay stabilizing agents and methods of use | |
BRPI0511745B1 (pt) | A multi-component viscoelastic surfactant fluid and method for fracturing an underground formation | |
WO2021189123A1 (pt) | Composição de fluido ácido divergente para estimulação de reservatório por acidificação matricial | |
Wang | Well productivity enhancement of high temperature heterogeneous carbonate reservoirs | |
BR112013014244A2 (pt) | Fluido adequado para tratar formações de carbonato, kit de partes adequado para tratar formações de carbonato, uso do fluido e uso do kit de partes | |
BRPI0715475A2 (pt) | Métodos para reparo, pré-tratamento e tratamento de uma formação subterrânea, e, fluido de tratamento para uso em formações subterrâneas | |
BR102013024720A2 (pt) | Sparkling composition with proportions for modification of umective capacity and corrosion inhibitors for high temperatures and ultra-high salinity |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
B09B | Patent application refused [chapter 9.2 patent gazette] | ||
B12B | Appeal against refusal [chapter 12.2 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 06/11/2006, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. PATENTE CONCEDIDA CONFORME ADI 5.529/DF, QUE DETERMINA A ALTERACAO DO PRAZO DE CONCESSAO. |