CN111182954A - 使用添加剂防止水-油乳液形成的方法 - Google Patents

使用添加剂防止水-油乳液形成的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111182954A
CN111182954A CN201880064524.3A CN201880064524A CN111182954A CN 111182954 A CN111182954 A CN 111182954A CN 201880064524 A CN201880064524 A CN 201880064524A CN 111182954 A CN111182954 A CN 111182954A
Authority
CN
China
Prior art keywords
water
nanoparticles
oil
concentration
formation
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201880064524.3A
Other languages
English (en)
Inventor
R.马赫福兹
A.菲赫里
E.博韦罗
A.A.沙赫拉尼
H.阿尔贾哈尼
A.S.阿尔加姆迪
I.塔耶
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US15/723,818 external-priority patent/US10253245B1/en
Application filed by Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN111182954A publication Critical patent/CN111182954A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/04—Breaking emulsions
    • B01D17/041—Breaking emulsions with moving devices
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/04—Breaking emulsions
    • B01D17/047—Breaking emulsions with separation aids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/12—Auxiliary equipment particularly adapted for use with liquid-separating apparatus, e.g. control circuits
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)

Abstract

一种防止在含油井下地层中形成水和油乳液的方法，所述方法包含制备具有水和多个非官能化纳米颗粒的分散液，所述多个纳米颗粒中的每一个纳米颗粒具有至少300纳米的尺寸，并且将混合物注入井下以与井下油接触。所述多个纳米颗粒的存在防止在所注入的水与所述油之间形成乳液。

Description

使用添加剂防止水-油乳液形成的方法
技术领域
本发明涉及在油气工业中防止水-油乳液形成以提高采油率的问题。具体地说，本发明涉及在产油过程的不同阶段使用添加剂分离水和油乳液的方法。
背景技术
在井下采油期间，注入水以施加压力并帮助迫使油离开储层中的致密地层。添加水的不利影响是产生油-水乳液，从中提取油部分具有挑战性。水-油乳液也可以在其它阶段和位置形成，包括在钻井、生产、运输和加工期间，在烃储层、井筒、地面设施、运输系统和精炼厂中形成。在田生产期间，水在乳液中的百分比被称为“含水率”，可以达到至多总量的90％。
乳液通常限定为由两种不混溶液体组成的异质液体体系，其中一种液体作为液滴完全分散在第二种液体中。乳液可以分为三大类：油包水(W/O)、水包油(O/W)和多重或复合乳液。已经广泛研究了水-油乳液的形成和稳定性。乳液形成的稳定性和增强可以受到若干参数影响，例如水/油比、乳化剂/表面活性剂比、固体的存在、表面张力、高沸点馏分(例如沥青质、树脂、有机酸)的存在、温度、盐度和pH。
目前正在开发在油储层的生产寿命期间提高注水性能和减少含水率的技术。这些技术试图使用流入控制装置来最小化所添加的水、在地面处理和处置水、以及从储层中的井下油中分离水。具体的技术和机构包括水力旋流器、重力分离器和用于从水中分离油的离心分离器，其结合有补充技术，例如机械闭锁装置(例如封隔器和塞)和水添加剂(例如聚合物凝胶、纳米颗粒)。
在过去的十年中，研究表明包括金属氧化物和碳纳米管的纳米颗粒添加剂可以用于提高采油率。由于它们的特性包括润湿性、界面张力降低和粘度改进能力，以及它们在注入流体中的稳定性，纳米颗粒是用于增加从水-油乳液中采油的潜在候选物。
然而，迄今为止公开的技术采用颗粒与化学添加剂的组合，并且利用适于与化学添加剂组合的颗粒尺寸范围(<50纳米)。
因此，需要一种用于在产油过程的不同阶段分离或防止水油乳液的节约成本、易于实施和有效的技术。
发明内容
本发明的实施例提供了一种防止在井下地层中形成水和油乳液的方法。所述方法包含制备具有水和多个非官能化纳米颗粒的分散液，多个纳米颗粒中的每一个纳米颗粒具有至少300纳米的尺寸(例如直径)，并且将混合物注入井下以与井下油接触。多个纳米颗粒的存在防止在所注入的水与油之间形成乳液。
在某些实施例中，多个纳米颗粒包含二氧化硅。不管纳米颗粒是否是二氧化硅，在某些实施例中，纳米颗粒具有没有任何表面改性的表面。在此类实施例中，纳米颗粒是“纯”的，如下文所论述，并且因而缺乏修改纳米颗粒的表面性质的任何化学基团。
在一些实施方案中，对所注入的水进行蒸馏，并且多个纳米颗粒以约0.2重量％的浓度分散在水中。在其它实施方案中，其中水含有盐，多个纳米颗粒以约1.6重量％的浓度分散在水中。在采用盐水的实施方案中，所使用的盐水可以具有至多约3.5重量％的盐浓度。
多个纳米颗粒中的纳米颗粒中的每一个优选地具有介于约300纳米到约500纳米范围内的尺寸(例如直径)。
本发明的实施例还包括用于防止水和油乳液形成的组合物，其包含具有水和多个非官能化纳米颗粒的分散液，多个纳米颗粒中的每一个纳米颗粒具有至少300纳米的尺寸(例如直径)。在优选的实施例中，多个纳米颗粒由二氧化硅构成，并且每一个纳米颗粒具有介于约300纳米到约500纳米范围内的尺寸(例如直径)。
在一些实施方案中，对水进行蒸馏并且多个纳米颗粒以约0.2重量％的浓度分散在水中。在其它实施方案中，水进一步包括盐，并且多个纳米颗粒以约1.6重量％的浓度分散在水中。在采用盐水的实施方案中，所使用的盐水可以具有约3.5重量％的盐浓度。
可以使用本文中所公开的各种实施例和实施方案的任何组合。
从本发明的某些实施例的以下描述以及附图和权利要求书中可以了解这些和其它方面、特征和优点。
附图说明
图1是示范性设备的示意图，所述示范性设备使用用于测试根据本发明的组合物的ASTM D-1401标准来测试水和油的分离。
图2是产油钻孔的示意性截面图，根据本发明的实施例的具有纳米颗粒的水可以注入所述产油钻孔中以防止乳液形成。
具体实施方式
本文的公开内容涉及通过添加纳米颗粒将油与乳液中的水分离的方法。具体地说，本发明人已经确定，通过以约0.2％(W颗粒/W水)或更高的浓度添加尺寸超过300纳米的纳米颗粒，可以将低盐浓度的水与乳液中的油分离，并且通过以约1.6％(Wpt/Wwt)或更高的浓度添加相似尺寸的纳米颗粒可以将盐水与乳液中的油分离。纳米颗粒可以与注水一起添加，以在井下位置分离乳液。
纳米颗粒通常被官能化以修改其性质，例如通过引入官能团。官能化是通常用有机或聚合物分子对纳米颗粒的表面进行的化学改性。将此类化学基团添加到纳米颗粒的表面是用于修改性质，包括表面性质，例如亲水性、疏水性、导电性和耐腐蚀性。纳米颗粒的官能化需要一个或多个步骤以作用于纳米颗粒以修改它们的性质。非官能化纳米颗粒没有经历修改其性质，包括纳米颗粒的表面性质的步骤，并且在这方面是“纯”纳米颗粒。纯纳米颗粒缺乏修改表面性质的任何化学基团。
虽然在各种实施例中没有排除修改性质的官能化，但是本发明人已经发现，尺寸超过300纳米的纳米颗粒适合于在没有官能化的情况下使水从油中脱乳化，并且更具体地说，没有(无)用额外的化学物种进行任何表面改性。因此，在一些实施例中，意图是用于脱乳化的纳米颗粒是非官能化的。
在纳米颗粒为球形的实施例中，直径优选地超过300纳米，并且更优选地介于约300纳米到约500纳米的范围内。
已经进行实验以研究具有不同浓度和尺寸的二氧化硅纳米颗粒的分散液的水(蒸馏水和盐水两者(3.5％))对形成具有阿拉伯重质原油的乳液的性能。实验中使用的二氧化硅纳米颗粒使用用于制备均匀尺寸的二氧化硅颗粒的
Figure BDA0002436549560000041
工艺以不同尺寸(30nm、100nm、200nm和350nm)合成。通过超声处理1小时将纳米颗粒分散在蒸馏水和盐水中，没有(即，没有任何)纳米颗粒官能化的额外步骤。所得浆被用作阿拉伯原油的组分，用于测试它们分离水-油乳液的能力。测试采用ASTM D-1401标准(美国测试和材料协会“石油和合成液水分离性的标准测试方法(Standard Test Method for Water Separability ofPetroleum Oils and Synthetic Fluids)”)。
图1是可以用于ASTM D-1401测试方法的示范性测试设备100的示意图。所述测试设备包含第一容器110，所述第一容器含有水浴112，所述水浴具有使用热电偶114的可控制的。放置在第一容器110内的是例如100ml容量的量筒120。在测试中，用一层蒸馏水或盐水125将量筒120填充到第一水平(例如40ml)。在水层125的顶部，用一层原油130将量筒120填充到第二水平(例如80ml)。为了将水层125与原油层130混合，将机械搅拌器140设置在圆筒120内并且可操作以高速率(例如1500rpm)旋转。
在进行的实验中，水浴112保持在54℃或82℃，这取决于测试样品的粘度或样本规格。操作机械搅拌器140以在1500rpm下将层125、130搅拌5分钟，足以将水相和油相充分混合成单相乳液。仔细观察圆筒120中的流体并进行记录，直到发生乳液的最终分离。在不同颗粒尺寸、浓度和介质下的测试结果总结在下表1中。
表1
Figure BDA0002436549560000051
从上表I所展示的结果可以看出，在蒸馏水中，350nm尺寸的二氧化硅纳米颗粒在0.2％(W颗粒/W水)的低浓度下表现出非常有效的分离行为。在350nm处，获得36ml体积的分离的流体，其中颗粒仍然存在于水相中。相反，颗粒尺寸<200nm的二氧化硅纳米颗粒甚至在0.4或1.6％(W颗粒/W水)的较高浓度下也没有表现出可比较的分离行为。相反，在不同浓度和不同颗粒尺寸(30nm、100nm和200nm)下获得了单相非分离的乳液。
由于它们表现出在蒸馏水中分离水-油乳液的能力，还选择350nm尺寸的二氧化硅纳米颗粒用于盐水(3.5％盐浓度)的乳液测试。盐水测试的结果表明，纳米颗粒的浓度对分离效果具有显著影响。在低于0.8％M颗粒/M盐水(即，0.2％和0.4％)的情况下，纳米颗粒在脱乳化中没有显示出有效性，因为乳液保持稳定24小时。在较高的1.6％浓度水平下，10分钟后获得33ml分离物。这些结果指示，在盐水中二氧化硅纳米颗粒的分离效果往往比在蒸馏水中更慢并且效果更差。例如，在蒸馏水中，在5分钟内获得36ml的分离物，而在盐水中，在10分钟后仅仅获得33ml的分离物，时间为两倍长。然而，当纳米颗粒的浓度进一步增加到3％时，结果没有显示出分离能力的任何改善。因此，发现1.6％是用于盐水-油分离的最佳纳米颗粒浓度(使用350nm纳米颗粒)。因此，对于井下注水，测试结果指示使用颗粒尺寸>300nm并且在蒸馏水中浓度为0.2％、并且在盐水(3.5％)中浓度为1.6％的二氧化硅纳米颗粒，以减少在储层中的乳液形成。此工艺将有助于减少井下储层中的含水率，进而将提高采油率并且增加产油量。
此外，为了清楚地表现二氧化硅纳米颗粒的效果，空白测试(对照)包括使用蒸馏水与盐水和阿拉伯重质原油，不含二氧化硅纳米颗粒。在此情况下，乳液在测试的24小时后保持稳定。
图2是产油钻孔200的示意性截面图。钻孔具有到达井下油储层的深度。位于钻孔200内的水泵220可操作用于通过钻孔中的后面的出水口225在压力下注入水。理想地，所注入的水在不与油混合的情况下对上覆的油沉积施加压力。以此方式，所注入的水形成与油柱240分离的水柱230。所注入的水施加在油柱上的压力迫使油通过侧向入口250流入钻孔，并且最终通过出口255。相似地，所注入的水通过入水口260循环回到钻孔。一系列阀，例如270，可操作用于使通过入口250进入钻孔200的油与通过入口260进入钻孔的水保持分离。
实际上，如在上文背景技术部分中所指出的，在没有附加措施的情况下，难以使井下油相和水相彼此完全分离，特别是当相处于压力下时。通过在所注入的水中以适合于水含盐量的浓度添加300纳米或更大的二氧化硅纳米颗粒，可以促进和维持井下地层中油相与水相的分离。通过使相保持分离，流入钻孔的油趋向于具有低的含水量。
水和尺寸为300到500纳米的纳米颗粒的组合物是节约成本、大量可用、环境友好的，并且在低负载下具有高的水-油分离效率。这些优点使得此组合物成为不具有此特性组合的其它分离方法的有吸引力的替代品。纳米颗粒的生产也可以按比例扩大到适合于大型产油设施的水平。当大规模使用时，预期本发明的技术可以在减少含水率和提高采油效率方面具有明显的效果。
应理解，本文中所公开的任何结构和功能细节不应被解释为限制系统和方法，而是被提供为用于向本领域的技术人员教示用于实施方法的一种或多种方式的代表性实施例和/或布置。
应进一步理解，附图中相同的附图标记在若干图中表示相同的元件，并且对所有实施例或布置来说，不是所有参考各图所描述和绘示的组件和/或步骤均是必需的。
本文中所使用的术语仅仅出于描述特定实施例的目的，且并不意图限制本发明。如本文中所使用，单数形式“一”、“一种”和“所述”也意图包括复数形式，除非上下文另有清楚指示。应进一步理解，当在本说明书中使用时，术语“包含(comprises和/或comprising)”指定所陈述的特征、整数、步骤、操作、元件和/或组件的存在，但并不排除存在或添加一个或多个其它特征、整数、步骤、操作、元件、组件和/或其群组。
本文中所使用的定向术语仅仅出于惯例和参考的目的，而不应被解释为是限制性的。然而，应认识到，这些术语可以参考观察者来使用。因此，没有暗示或推断任何限制。
而且，本文中所使用的措辞和术语是出于描述的目的，而不应被认为是限制性的。本文中“包括”、“包含”或“具有”、“含有”、“涉及”和其变化形式的使用意指涵盖其后列出的项目和其等效物以及额外的项目。
虽然已经参考示范性实施例描述了本发明，但是本领域的技术人员将理解，在不脱离本发明的范围的情况下，可以作出各种变化并且可以用等效物替换其元件。此外，在不脱离本发明的实质范围的情况下，本领域的技术人员将理解许多修改以使特定的仪器、情况或材料适应本发明的教示。因此，意图是本发明不限于作为预期用于实现本发明的最佳模式而公开的特定实施例，而是本发明将包括落入所附权利要求书的范围内的所有实施例。

Claims (19)

1.一种防止在含油井下地层中形成水和油乳液的方法，所述方法包含：
制备具有水和多个非官能化纳米颗粒的分散液，所述多个纳米颗粒中的每一个纳米颗粒具有至少300纳米的尺寸；以及
将混合物注入井下以与井下油接触，
其中所述多个纳米颗粒的存在防止在所注入的水与所述油之间形成乳液。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述多个非官能化纳米颗粒包含二氧化硅并且具有各自的表面，所述表面没有任何表面改性。
3.根据权利要求2所述的方法，其中所述多个非官能化纳米颗粒的所述各自的表面缺乏修改所述二氧化硅的表面性质的任何化学基团。
4.根据权利要求1所述的方法，其中对所述水进行蒸馏，并且所述多个纳米颗粒以约0.2重量％的浓度分散在所述水中。
5.根据权利要求1所述的方法，其中所述水含有盐，并且所述多个纳米颗粒以约1.6重量％的浓度分散在所述水中。
6.根据权利要求5所述的方法，其中所述水具有至多约3.5重量％的盐浓度。
7.根据权利要求1至6中任一项所述的方法，其中所述多个纳米颗粒中的纳米颗粒中的每一个具有介于300到500纳米范围内的尺寸。
8.一种用于防止水和油乳液形成的组合物，所述组合物包含具有多个非官能化纳米颗粒的分散液，分散在水中的所述纳米颗粒中的每一个具有至少300纳米的尺寸。
9.根据权利要求8所述的组合物，其中所述多个纳米颗粒由二氧化硅构成。
10.根据权利要求8所述的组合物，其中对所述水进行蒸馏，并且所述多个纳米颗粒以约0.2重量％的浓度分散在所述水中。
11.根据权利要求8所述的组合物，其中所述水进一步包括盐，并且所述多个纳米颗粒以约1.6重量％的浓度分散在所述水中。
12.根据权利要求11所述的组合物，其中所述水具有约3.5重量％的盐浓度。
13.根据权利要求8至12中任一项所述的组合物，其中所述多个纳米颗粒中的纳米颗粒中的每一个具有介于300到500纳米范围内的尺寸。
14.一种防止在含油井下地层中形成水和油乳液的方法，所述方法包含：
制备具有水和多个纳米颗粒的分散液，所述多个纳米颗粒中的每一个纳米颗粒具有至少300纳米的尺寸；以及
将混合物注入井下以与井下油接触，
其中所述多个纳米颗粒的存在防止在所注入的水与所述油之间形成乳液。
15.根据权利要求14所述的方法，其中所述多个纳米颗粒由二氧化硅构成。
16.根据权利要求14所述的方法，其中对所述水进行蒸馏，并且所述多个纳米颗粒以约0.2重量％的浓度分散在所述水中。
17.根据权利要求14所述的方法，其中所述水含有盐，并且所述多个纳米颗粒以约1.6重量％的浓度分散在所述水中。
18.根据权利要求17所述的方法，其中所述水具有约3.5重量％的盐浓度。
19.根据权利要求14至18中任一项所述的方法，其中所述多个纳米颗粒中的纳米颗粒中的每一个具有介于300到500纳米范围内的尺寸。
CN201880064524.3A 2017-10-03 2018-10-03 使用添加剂防止水-油乳液形成的方法 Pending CN111182954A (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/723,818 2017-10-03
US15/723,818 US10253245B1 (en) 2017-10-03 2017-10-03 Method for preventing formation of water-oil emulsions using additives
US16/051,678 2018-08-01
US16/051,678 US10131830B1 (en) 2017-10-03 2018-08-01 Method for preventing formation of water-oil emulsions using additives
PCT/US2018/054157 WO2019070851A1 (en) 2017-10-03 2018-10-03 METHOD FOR PREVENTING THE FORMATION OF WATER-OIL EMULSIONS USING ADDITIVES

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN111182954A true CN111182954A (zh) 2020-05-19

Family

ID=64049705

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201880064524.3A Pending CN111182954A (zh) 2017-10-03 2018-10-03 使用添加剂防止水-油乳液形成的方法

Country Status (7)

Country Link
US (2) US10131830B1 (zh)
EP (1) EP3691768A1 (zh)
JP (1) JP2020536151A (zh)
KR (1) KR20200058450A (zh)
CN (1) CN111182954A (zh)
SG (1) SG11202002626XA (zh)
WO (1) WO2019070851A1 (zh)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1257563A (zh) * 1997-05-23 2000-06-21 埃克森生产研究公司 使用乳液的采油方法
CN103930368A (zh) * 2011-07-21 2014-07-16 首尔大学校产学协力团 用于均匀尺寸的二氧化硅纳米粒子的批量生产方法

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3396792A (en) * 1966-04-01 1968-08-13 Magna Corp Process for recovery of petroleum by steam stimulation
US3817330A (en) * 1972-03-29 1974-06-18 Texaco Inc Secondary recovery method
US4592849A (en) 1983-11-03 1986-06-03 Mobil Oil Corporation Method for removing water from produced crude oil
US5335732A (en) 1992-12-29 1994-08-09 Mcintyre Jack W Oil recovery combined with injection of produced water
US5762138A (en) * 1996-12-09 1998-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of preventing incompatibility between aqueous well treating fluids and hydrocarbons
CA2247838C (en) 1998-09-25 2007-09-18 Pancanadian Petroleum Limited Downhole oil/water separation system with solids separation
US6315042B1 (en) 2000-07-26 2001-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Oil-based settable spotting fluid
US8783352B2 (en) * 2008-06-18 2014-07-22 Board Of Regents, The University Of Texas System Maintaining shale stability by pore plugging
US8920682B2 (en) * 2010-03-19 2014-12-30 Eastern Michigan University Nanoparticle dispersions with ionic liquid-based stabilizers
US8822386B2 (en) * 2010-06-28 2014-09-02 Baker Hughes Incorporated Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids
US8616272B2 (en) 2010-08-20 2013-12-31 Baker Hughes Incorporated Downhole water-oil separation arrangement and method
US8770279B2 (en) 2011-01-13 2014-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Nanohybrid phase interfaces for foaming in oil field applications
GB201108334D0 (en) 2011-05-18 2011-06-29 Schlumberger Holdings Separation of oil droplets from water
FR2978924B1 (fr) 2011-08-11 2013-09-20 Commissariat Energie Atomique Nouveau procede de destabilisation d'une emulsion de pickering
US20130228529A1 (en) 2011-11-04 2013-09-05 Ppg Industries Ohio, Inc. Microporous material having filtration and adsorption properties and their use in fluid purification processes
US20130341022A1 (en) * 2012-06-21 2013-12-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of Using Nanoparticle Suspension Aids in Subterranean Operations
US10808183B2 (en) * 2012-09-12 2020-10-20 The University Of Wyoming Research Corporation Continuous destabilization of emulsions
US20140096969A1 (en) * 2012-10-04 2014-04-10 Syed Afaq Ali Compositions and methods for preventing emulsion formation
RU2015135612A (ru) 2013-01-25 2017-03-03 Винтерсхол Хольдинг Гмбх Способ извлечения нефти
US10329169B2 (en) 2013-02-14 2019-06-25 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Colloidal silica addition to promote the separation of oil from water
US9090851B2 (en) * 2013-03-13 2015-07-28 Hydrite Chemical Co. Oil extraction method and composition for use in the method
US10077636B2 (en) * 2013-03-27 2018-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Use of nanoparticles in cleaning well bores
CN104013955B (zh) 2014-06-18 2016-02-24 中国科学院过程工程研究所 一种不含表面活性剂的水包油乳液及其用途
JP2018511460A (ja) * 2015-02-20 2018-04-26 モメンティブ パフォーマンス マテリアルズ インコーポレイテッド 流体を分離させるための組成物および方法
RU2693105C2 (ru) * 2015-05-20 2019-07-01 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Агент для ликвидации водопритоков для применения на нефтяных месторождениях
US10392555B2 (en) 2015-12-18 2019-08-27 International Business Machines Corporation Nanoparticle design for enhanced oil recovery

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1257563A (zh) * 1997-05-23 2000-06-21 埃克森生产研究公司 使用乳液的采油方法
CN103930368A (zh) * 2011-07-21 2014-07-16 首尔大学校产学协力团 用于均匀尺寸的二氧化硅纳米粒子的批量生产方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
朱红等: "纳米二氧化硅在三次采油中的应用研究", 《石油学报》 *

Also Published As

Publication number Publication date
WO2019070851A1 (en) 2019-04-11
SG11202002626XA (en) 2020-04-29
EP3691768A1 (en) 2020-08-12
KR20200058450A (ko) 2020-05-27
US20190100688A1 (en) 2019-04-04
JP2020536151A (ja) 2020-12-10
US10131830B1 (en) 2018-11-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Umar et al. A review of petroleum emulsions and recent progress on water-in-crude oil emulsions stabilized by natural surfactants and solids
Abdulredha et al. Overview on petroleum emulsions, formation, influence and demulsification treatment techniques
Lee et al. Comprehensive review on heavy-oil emulsions: Colloid science and practical applications
Yonguep et al. Formation, stabilization and chemical demulsification of crude oil-in-water emulsions: A review
US8101086B2 (en) Oil/water separation of full well stream by flocculation-demulsification process
Schramm Petroleum emulsions: basic principles
Salam et al. Improving the demulsification process of heavy crude oil emulsion through blending with diluent
Kazemzadeh et al. Mutual effects of Fe3O4/chitosan nanocomposite and different ions in water for stability of water-in-oil (W/O) emulsions at low–high salinities
Gavrielatos et al. Effect of intermediate wettability nanoparticles on oil-water emulsion stability
Mohyaldinn et al. Application of emulsions and microemulsions in enhanced oil recovery and well stimulation
Nguele et al. Asphaltene behavior at the interface oil-nanofluids: Implications to adsorption
Allenson et al. Application of emulsion viscosity reducers to lower produced fluid viscosity
Islam Role of asphaltenes on oil recovery and mathematical modeling of asphaltene properties
Kazemi Abadshapoori et al. Static and dynamic investigation of effective parameters on water injection performance in the presence of nanofluids
Maddah et al. Demulsification of water in Iraqi crude oil emulsion
Wang et al. Effect of salinity and pH on pickering emulsion stability
US10131830B1 (en) Method for preventing formation of water-oil emulsions using additives
US10253245B1 (en) Method for preventing formation of water-oil emulsions using additives
Rodriguez et al. Generation of Complex Emulsions During the Application of Improved Recovery Methods in Venezuelan Heavy and Extra-Heavy Oil Reservoirs: A Critical Review
CA2813700C (en) Coal fines flocculation from produced water using oil-soluble phosphate ester
BEHIN et al. INFLUENCE OF WATER IONS AND ALUMINUM SILICATE PARTICLES ON EMULSION RESOLUTION OF CRUDE OIL.
Yang et al. Lab and field study of new microemulsion-based crude oil demulsifier for well completions
Hasan-Zadeh et al. Mini Review on Stability and Formation of
Elsharkawy et al. Effect of inorganic solids, wax to asphaltene ratio, and water cut on the stability of water-in-crude oil emulsions
Muzang Experimental Assessment of emulsification stability during Enhanced oil recovery in the presence of Polymer (PMMA) and nanoparticles (ZnO)

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
AD01 Patent right deemed abandoned

Effective date of abandoning: 20221101

AD01 Patent right deemed abandoned