NL192394C - Method for recovering oil using steam foam. - Google Patents
Method for recovering oil using steam foam. Download PDFInfo
- Publication number
- NL192394C NL192394C NL8500877A NL8500877A NL192394C NL 192394 C NL192394 C NL 192394C NL 8500877 A NL8500877 A NL 8500877A NL 8500877 A NL8500877 A NL 8500877A NL 192394 C NL192394 C NL 192394C
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- steam
- foam
- surfactant
- formation
- oil
- Prior art date
Links
- 239000006260 foam Substances 0.000 title claims description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 31
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 53
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 37
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 15
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 11
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 10
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 10
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 8
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 8
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 4
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical group [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 2
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical group [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical group [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011591 potassium Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 59
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 46
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 29
- 230000037230 mobility Effects 0.000 description 17
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 17
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 7
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 4
- -1 alkyl alkyl sulfonate Chemical class 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-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
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000005228 aryl sulfonate group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate Chemical class CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000008258 liquid foam Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- JCJAYBQKTCEQRU-UHFFFAOYSA-N octadecyl phenylmethanesulfonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)CC1=CC=CC=C1 JCJAYBQKTCEQRU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CEZUSJZTUYDDHU-UHFFFAOYSA-N octadecylbenzene;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1 CEZUSJZTUYDDHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- SIXNTGDWLSRMIC-UHFFFAOYSA-N sodium;toluene Chemical compound [Na].CC1=CC=CC=C1 SIXNTGDWLSRMIC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
I ______I ______
Werkwijze voor het winnen van olie met behulp van stoomschuimMethod for recovering oil using steam foam
De uitvinding heeft betrekking op een werkwijze voor het verdringen van olie binnen een oliehoudende ondergrondse formatie met behulp van stoomschuim door in genoemde formatie een stoom-bevattend 5 fluïdum samen met een oppervlakactieve stof door een zone met een relatief grote stoompermeabiliteit te voeren, waarbij de oppervlakactieve stof gevormd wordt door ten minste één sulfonaat met de formule RS03X, waarin X natrium, lithium, kalium of ammonium voorstek, en R een alkylaryl zoals benzeen, tolueen of xyleen met een daaraan gehechte lineaire alkylgroep voorstek, waarbij de oppervlakactieve stof is bereid met een bereidingsmethode waarbij een olefinevoeding wordt gebruikt welke voor ten minste 90 procent uit 10 alfa-olefinen bestaat.The invention relates to a method for displacing oil within an oil-containing underground formation using steam foam by passing a steam-containing fluid together with a surfactant in a formation with a relatively high steam permeability in said formation, wherein the surface-active substance is formed by at least one sulfonate of the formula RS03X, wherein X is sodium, lithium, potassium, or ammonium, and R is an alkyl aryl such as benzene, toluene, or xylene with an attached linear alkyl group, the surfactant having been prepared with a preparation method using an olefin feed which is at least 90 percent 10 alpha olefins.
Een dergelijke werkwijze is bekend uit de Nederlandse ter inzage gelegde octrooiaanvrage 7805672.Such a method is known from Dutch Patent Application 7805672 laid open to public inspection.
Deze publicatie beschrijft een werkwijze waarin kan worden toegepast nagenoeg elke anionogene oppervlakactieve stof waarvan de schuim-voimende en adsorptie-eigenschappen ten minste nagenoeg gelijlc zijn aan die van natriumdodecylbenzeensulfonaat. Geschikt kunnen in deze werkwijze worden gebruikt 15 C^-Cgo-alkyiarylsulfonaten. De meeste voorkeur gaat uit naar het gebruik van natriumdodecylbenzeensulfonaat als oppervlakactieve stof.This publication describes a process in which practically any anionic surfactant whose foaming and adsorption properties are substantially similar to that of sodium dodecylbenzene sulfonate can be used. Suitably, C 1 -C 8 alkyl aryl sulfonates can be used in this process. Most preferred is the use of sodium dodecylbenzene sulfonate as surfactant.
Een doel van de uitvinding is de bekende werkwijze te verbeteren door het gebruik van een oppeivlak-actieve stof die de stoompermeabiliteit verder verlaagd in een voor stoom permeabele zone van een ondergrondse oliehoudende formatie.An object of the invention is to improve the known method by using a surfactant which further decreases steam permeability in a steam permeable zone of an underground oil bearing formation.
20 Hiertoe wordt volgens de uitvinding het bij de onderhavige werkwijze als oppervlakactieve stof toegepaste alkylarylsulfonaat nu daardoor gekenmerkt, dat de lineaire alkylgroep 20-28 koolstofatomen bevat.To this end, according to the invention, the alkyl aryl sulfonate used as surfactant in the present process is now characterized in that the linear alkyl group contains 20-28 carbon atoms.
Verrassenderwijs is gevonden dat juist een alkylarylsukonaat met een lineaire alkylgroep met 20-28 koolstofatomen bijzonder geschikt is voor het verlagen van de stoompermeabiliteit in een voor stoom permeabele zone.Surprisingly, it has been found that it is precisely an alkylaryl suconate with a linear alkyl group of 20-28 carbon atoms that is particularly suitable for decreasing steam permeability in a steam-permeable zone.
25 Opgemerkt wordt, dat uit de Europese octrooiaanvrage 0.111.354 A1 de toepassing bekend is van een waterige oplossing van een alkylxyleensulfonaat in een werkwijze voor de verdringing van olie door een ondergrondse formatie, welke werkwijze van een andere aard is dan de onderhavige. Bij deze werkwijze wordt een microëmulsie van water (geen stoom) en olie gevormd bij een relatief lage temperatuur. De alkyl-groep van het alkylxyleensulfonaat kan 6 tot 20 koolstofatomen bevatten; bij voorkeur echter 8 tot 14 30 koolstofatomen, zoals uit de voorbeelden blijkt. De problemen die aan de werkwijze bekend uit genoemde aanvrage ten grondslag liggen zijn een beperkte oplosbaarheid in water en een lage zouttolerantie van tot dan toe voor een dergelijke werkwijze bekende oppervlakactieve stoffen. Van een verlagen van de stoompermeabiliteit is daar geen sprake.It is noted that European patent application 0.111.354 A1 discloses the use of an aqueous solution of an alkylxylene sulfonate in a process for the displacement of oil by an underground formation, which process is of a different nature than the present one. In this method, a micro-emulsion of water (no steam) and oil is formed at a relatively low temperature. The alkyl group of the alkylxylene sulfonate may contain 6 to 20 carbon atoms; preferably, however, 8 to 14 carbon atoms, as shown in the examples. The problems underlying the process known from said application are limited water solubility and a low salt tolerance of surfactants known hitherto for such a process. There is no question of lowering steam permeability there.
Europese octrooiaanvrage 0.158.486 A1 (colliderende aanvrage) beschrijft het gebruik van polyalkyiaryl-35 sulfonaten als oppervlakactieve stoffen bij het winnen van aardolie met behulp van stoom. Volgens de hoofdconclusie kan één van de alkylgroepen weliswaar 14 tot 24 koolstofatomen bevatten, doch bij voorkeur worden polyalkylarylsulfonaten toegepast waarbij deze alkylgroep 14 tot 18 koolstofatomen bevat. De voorbeelden in deze aanvrage zijn beperkt tot C14-C18-alkyltolueensulfonaten.European patent application 0,158,486 A1 (co-filing application) describes the use of polyalkyiaryl-35 sulfonates as surfactants in the recovery of petroleum using steam. According to the main claim, one of the alkyl groups may contain 14 to 24 carbon atoms, but polyalkyl aryl sulfonates are preferably used, this alkyl group containing 14 to 18 carbon atoms. The examples in this application are limited to C14-C18 alkyltoluenesulfonates.
Tenslotte, uit de Nederlandse ter inzage gelegde octrooiaanvrage 6917192 is een werkwijze bekend voor 40 het spoelen van een boorput met een waterhoudend gas-in-vloeistofschuim. Dit schuim bevat ammoniak naast een oppervlakactieve stof met de formule R(0)nS03M, waarin R een alkylgroep met ongeveer 8 tot 20 C-atomen voorstelt. In een werkwijze voor het spoelen van een boorput is het van belang dat het schuim zo weinig mogelijk tegendruk ondervindt en dus zeer makkelijk door de boorput kan stromen, dit in tegenstelling tot de werkwijze volgens de onderhavige uitvinding.Finally, from Dutch Patent Application 6917192 laid open to public inspection, a method is known for flushing a well with a water-containing gas-in-liquid foam. This foam contains ammonia in addition to a surfactant of the formula R (0) nSO 3 M, wherein R represents an alkyl group having about 8 to 20 carbon atoms. In a method for flushing a well, it is important that the foam experiences as little back pressure as possible and can therefore flow very easily through the well, in contrast to the method according to the present invention.
45 De uitvinding heeft dan ook betrekking op een oliewinningsmethode van het in de aanhef genoemde type, zoals uitvoerig beschreven in de bovengenoemde Nederlandse octrooiaanvrage 7805672. Bij deze methode wordt stoom geïnjecteerd in en fluïdum gewonnen uit op horizontale afstand van elkaar gelegen locaties binnen een deel van een olieformatie, waarbij de looprichting van een stoomstromingsweg wordt bepaald door de zwaartekracht en/of olieverdeling. Nadat een stoomkanaal is gevormd, wordt de samenstel-50 ling van het te injecteren fluïdum gewijzigd van stoom in een stoomschuim-vormend mengsel. De samenstelling van het mengsel staat in correlatie met de eigenschappen van het gesteente en de fluïda in de formatie, en wel zodanig dat de druk die vereist is voor het injecteren van het mengsel en het voortstuwen ervan door het kanaal hoger is dan die welke vereist is voor stoom alleen, doch lager dan de breekdruk van de formatie. De samenstelling en de injectiesnelheid van het mengsel worden vervolgens zodanig geregeld, 55 dat een stroom van stoomschuim in het kanaal wordt aangehouden met een betiekkelijk hogedrukgradiënt, waarbij de olieverdringings- en kanaaluitbreidingsinvloeden aanzienlijk groter zijn dan die welke worden veroorzaakt door stoom alleen. Olie wordt gewonnen uit het fluïdum dat geproduceerd wordt uit de formatie.The invention therefore also relates to an oil extraction method of the type mentioned in the opening paragraph, as described in detail in the above-mentioned Dutch patent application 7805672. In this method, steam is injected into and fluid is extracted from horizontally spaced locations within a part of an oil formation, in which the direction of flow of a steam flow path is determined by gravity and / or oil distribution. After a steam channel is formed, the composition of the fluid to be injected is changed from steam to a steam foam-forming mixture. The composition of the mixture correlates with the properties of the rock and fluids in the formation, such that the pressure required to inject the mixture and propel it through the channel is higher than that required for steam only, but lower than the rupture pressure of the formation. The composition and injection rate of the mixture are then controlled such that a flow of steam foam into the channel is maintained with a significant high pressure gradient, the oil displacement and channel expansion influences being significantly greater than those caused by steam alone. Oil is recovered from the fluid produced from the formation.
De onderhavige uitvinding heeft ook betrekking op een oliewinningmethode waarbij stoom in kringloop geïnjecteerd wordt in, en fluïdum met de terugstroom gewonnen wordt uit een formatie die zware olie bevat, en welke gevoelig is voor zwaartekrachtoverheersing, waardoor een olielaag komt te grenzen aan een gasof damphoudende nagenoeg van olie gedesatureerde zone, waarbij een ongewenste hoeveelheid van het 5 geïnjecteerde fluïdum in de gedesatureerde zone wordt opgenomen en vastgehouden. Bij een dergelijke methode wordt de te injecteren stoom voorgemengd met oppervlakactieve stoffen die in de formatie samen een stoom schuim vormen dat zodanige fysische en chemische eigenschappen heeft, dat het (a) in de formatie kan worden geïnjecteerd zonder dat enig deel van de formatie verstopt raakt bij een druk die hoger is dan die welke vereist is voor het injecteren van de stoom doch lager dan de breekdiuk van de formatie, 10 en (b) welk stoomschuim door aanraking met de formatie-olie chemisch zodanig wordt verzwakt dat het in dit oliehoudende zand mobieler is dan in zand dat nagenoeg vrij is van deze olie. De oppervlakactievestof-bevattende stoom wordt in de formatie geïnjecteerd met een snelheid die langzaam genoeg is om bij te dragen tot het verdringen van een voorste deel van het stoomschuim langs de oliehoudende randgedeelten van de olie-gedesatureerde zone en niet langs het centrale deel van die zone. En fluïdum wordt uit de 15 formatie teruggevoerd op een moment dat de stoom geheel of gedeeltelijk gecondenseerd is in het stoomschuim in de formatie.The present invention also relates to an oil recovery method which recycle steam is injected into, and backflow fluid is recovered from, a formation containing heavy oil, which is susceptible to gravity domination, causing an oil layer to adjoin a gas or vapor containing substantially oil desaturated zone, whereby an undesired amount of the injected fluid is absorbed and retained in the desaturated zone. In such a method, the steam to be injected is premixed with surfactants which together form a steam foam in the formation which has such physical and chemical properties that it (a) can be injected into the formation without clogging any part of the formation at a pressure higher than that required for injecting the steam but lower than the crushing fracture of the formation, and (b) which steam foam is chemically weakened by contact with the formation oil such that it is contained in this oily sand is more mobile than in sand that is virtually free of this oil. The surfactant-containing steam is injected into the formation at a rate slow enough to assist in displacing a forward portion of the steam foam along the oily marginal portions of the oil desaturated zone and not along the central portion of that zone . And fluid is returned from the formation at a time when the steam is wholly or partially condensed in the steam foam in the formation.
De hier gebruikte uitdrukkingen hebben de volgende betekenis: ’’stoomschuim” heeft betrekking op een schuim, dat wil zeggen gas-vloeistofdispersie, dat/die (a) in staat is de effectieve mobiliteit te verlagen, of een vermindering te veroorzaken in het gemak waarmee een dergelijk schuim of dispersie in een peimeabel 20 poreus medium zal stromen, en (b) stoom in de gasfase ervan bevat. ’’Mobiliteit” of ’’permeabiliteit” heeft betrekking op een effectieve mobiliteit of gemakkelijke stroming van een schuim binnen een permeabel poreus medium. Een ’’permeabiliteitsvermindering” of ’’mobiliteitsvermindering” heeft betrekking op het verminderen van de gemakkelijke stroming van een dergelijk schuim ten gevolge van een verhoging in de effectieve viscositeit van het fluïdum en/of een verlaging in de effectieve permeabiliteit van het poreuze 25 medium. Een vermindering in een dergelijke mobiliteit of permeabiliteit kan worden waargenomen en/of bepaald door het meten van verschillen in inwendige druk binnen een kolom van een permeabel poreus materiaal gedurende een constante homogene stroming van een fluïdum door een kolom van een dergelijk materiaal. De ’’stoomkwaliteit" van eik stoom-bevattend fluïdum heeft betrekking op het gewichtspercentage aan water in dat fluïdum dat bij het kookpunt van dat water en bij de druk van het fluïdum in de dampfase 30 van het fluïdum verkeert. Bijvoorbeeld: in een uit één component bestaand stoom-bevattend fluïdum dat geheel uit water bestaat en een stoomkwaliteit van 50% heeft, verkeert de helft van het gewicht van het water in de dampfase; en in een uit meerdere componenten bestaand stoom-bevattend fluïdum dat in de dampfase stikstof en in de vloeibare fase opgeloste of gedispergeerde oppervlakactieve stoffen en elektrolyt bevat en een stoomkwaliteit van 50% heeft, verkeert de helft van het gewicht van het water in het uit 35 meerdere componenten bestaande fluïdum in de dampfase. De stoomkwaliteit van een stoom-bevattend fluïdum kan derhalve worden berekend als, bijvoorbeeld, 100 maai de massa (of massastromingssnelheid) van de waterdamp in dat fluïdum gedeeld door de som van de massa (of massastromingssnelheid) van zowel de waterdamp als het vloeibare water in dat fluïdum. ’’Stoomschuim-vormend mengsel” (of compositie) heeft betrekking op een mengsel van stoom en een waterige vloeibare oplossing (of dispersie) van 40 oppervlakactieve stoffen, waarbij een deel of het geheel van de stoom aanwezig is in de gasfase van een stoomschuim. De gasfase kan ook niet-condenseerba(a)r(e) gas(sen) zoals stikstof bevatten.The terms used herein have the following meanings: "" steam foam "refers to a foam, i.e. gas-liquid dispersion, which (a) is capable of decreasing effective mobility, or causing a decrease in the ease with which such a foam or dispersion will flow in a poreable porous medium, and (b) contains steam in its gaseous phase. "Mobility" or "Permeability" refers to an effective mobility or easy flow of a foam within a permeable porous medium. A "permeability reduction" or "mobility reduction" refers to reducing the easy flow of such a foam due to an increase in the effective viscosity of the fluid and / or a decrease in the effective permeability of the porous medium. A decrease in such mobility or permeability can be observed and / or determined by measuring differences in internal pressure within a column of a permeable porous material during a constant homogeneous flow of fluid through a column of such material. The "steam quality" of each steam-containing fluid refers to the weight percentage of water in that fluid which is at the boiling point of that water and at the pressure of the fluid in the vapor phase of the fluid. Component steam-containing fluid consisting entirely of water and having a steam quality of 50% is half the weight of the water in the vapor phase, and in a multicomponent steam-containing fluid containing nitrogen and in the vapor phase the liquid phase contains dissolved or dispersed surfactants and electrolyte and has a steam quality of 50%, half the weight of the water in the multicomponent fluid is in the vapor phase, therefore, the steam quality of a steam-containing fluid may are calculated as, for example, 100 mow the mass (or mass flow rate) of the water vapor in that fluid divided by the sum of the ma ssa (or mass flow rate) of both the water vapor and the liquid water in that fluid. Steam foam-forming mixture (or composition) refers to a mixture of steam and an aqueous liquid solution (or dispersion) of 40 surfactants, where part or all of the steam is present in the gas phase of a steam foam. The gas phase may also contain non-condensing gas (es) such as nitrogen.
Het stoomschuim-vormend mengsel met de oppervlakactieve stof volgens de uitvinding, wordt voor een aanzienlijk deel gevormd door ten minste één waterige oplossing van elektrolyt en omvat met voordeel tevens een nagenoeg niet-condenseerbaar gas; waarbij elk van de componenten - t.w. oppervlakactieve 45 stof, elektrolyt en gas - aanwezig is in hoeveelheden die doeltreffend zijn voor de vorming van stoomschuim in aanwezigheid van de formatie-olie.The steam foam-forming mixture with the surfactant according to the invention is largely constituted by at least one aqueous solution of electrolyte and advantageously also comprises a substantially non-condensable gas; where each of the components - i.e. surfactant, electrolyte and gas - is present in amounts effective for steam foam formation in the presence of the formation oil.
De onderhavige werkwijze voor het winnen van olie uit een ondergrondse formatie met behulp van stoomschuim, bestaat in het bijzonder uit de volgende stappen: - het injecteren van stoom en het produceren van fluïdum op horizontaal van elkaar gescheiden locaties 50 binnen een deel van een olieformatie, waarin de looprichting van een stoomstromingsweg niet wordt bepaald door de meest permeabele laag formatiegesteente, doch door de zwaartekracht en/of olieverdeling; - het met voordeel aanhouden van zodanige stoominjectie- en fluïdumproducflesnelheden dat een stoomkanaal wordt gevormd dat zich uitstrekt vanaf de injectielocatie; - het overgaan van het injecteren van stoom naar het injecteren van een stoomschuim-vormend mengsel 55 dat gevormd wordt door stoom en een waterige eiektrolyt-bevattende oplossing of dispersie van de onderhavige, specifieke alkylarylsulfonaat bevattende oppervlakactieve stof, terwijl de productie van fluïdum uit de formatie wordt voortgezet; - het aanpassen van de samenstelling van het stoomschuim-voimende mengsel aan de eigenschappen van het gesteente en de fluïda in de formatie, zodat de druk die vereist is om het mengsel en het schuim dat het vormt of bevat in en door het kanaal te injecteren, hoger is dan de druk die benodigd is voor het injecteren van stoom alleen, doch lager is dan de breekdruk van de formatie; en 5 - het zodanig regelen van de samenstelling van het in het kanaal te injecteren fluïdum dat het kanaal niet verstopt raakt, doch stoom en schuim in het kanaal blijven stromen bij een betrekkelijk hoge dmkgradiënt waarbij olieverdringing en uitbreiding van het kanaal aanzienlijk groter is dan wanneer alleen stoom zou worden toegepast.The present method of recovering oil from an underground formation by means of steam foam, consists in particular of the following steps: - injecting steam and producing fluid at horizontally separated locations 50 within a part of an oil formation, wherein the direction of flow of a steam flow path is not determined by the most permeable layer of formation rock, but by gravity and / or oil distribution; advantageously maintaining such steam injection and fluid production bottle rates that a steam channel is formed which extends from the injection site; transition from injecting steam to injecting a steam foam-forming mixture 55 formed by steam and an aqueous electrolyte-containing solution or dispersion of the present specific alkylarylsulfonate surfactant, while producing fluid from the formation is continued; - adapting the composition of the steam-foam-filling mixture to the properties of the rock and the fluids in the formation, so that the pressure required to inject the mixture and the foam it forms or contains into and through the channel, is higher than the pressure required to inject steam alone, but lower than the fracture pressure of the formation; and 5 - controlling the composition of the fluid to be injected into the channel so that the channel does not become clogged, but steam and foam continue to flow into the channel at a relatively high dmk gradient with oil displacement and expansion of the channel being significantly greater than when only steam would be applied.
Onderhavige werkwijze voor het winnen van olie kan ook zodanig worden uitgevoerd, dat stoom in 10 kringloop geïnjecteerd wordt in, en fluïdum met de terugstroom gewonnen wordt uit een ondergrondse formatie die zware die bevat, en welke gevoelig is voor zwaartekrachtoverheersing, waardoor ongewenst grote hoeveelheden van het geïnjecteerde fluïdum worden opgenomen en vastgehouden. Deze werkwijze omvat: 1) het injecteren van stoom gemengd met de onderhavige specifieke lineaire CgQ-Cja-alkylarylsulfonaat-15 bevattende stoomschuim-vormende verbinding, waardoor een stoomschuim wordt gevormd dat a) door de poriën van de formatie kan worden verdrongen zonder dat enig deel van de formatie verstopt raakt, bij een druk die hoger is dan die welke benodigd is voor het verdringen van stoom door de formatie, doch welke lager is dan de breekdruk van de formatie, en b) dat door aanraking met de formatie-oiie zodanig kan worden verzwakt dat het verzwakte schuim in oliehoudende poriën van een poreus medium mobieler is dan 20 in olie-vrije poriën van dat medium; (2) het injecteren van het stoomschuim-vormende mengsel met een snelheid die gelijk is aan die welke langzaam genoeg is om ervoor te zorgen dat het door dat mengsel gevormde schuim zich sneller verplaatst door de poriën van een permeabel medium dat formatieolie bevat dan door de poriën van een nagenoeg olie-vrij permeabel medium; 25 (3) het terugstromen van fluïdum uit de formatie na een stoomdoorwarmingsperiode die voldoende is voor het condenseren van een deel of het geheel van de stoom in het geïnjecteerde stoomschuim-vormende mengsel. Het stoomschuim-vormende mengsel omvat bij voorkeur stoom, een niet-condenseerbare gas, de lineaire C2o-C28-alkylaryl sulfonaat-bevattende oppervlakactieve stof en een elektrolyt.The present oil recovery process can also be carried out such that steam is injected in a cycle, and backflow fluid is recovered from an underground formation containing heavy, which is susceptible to gravity domination, causing undesirably large amounts of the injected fluid are picked up and held. This method comprises: 1) injecting steam mixed with the present CgQ-C 8 alkylarylsulfonate-15-containing linear steam-foam-forming compound, thereby forming a steam foam which a) can be displaced through the pores of the formation without any part of the formation becomes clogged, at a pressure higher than that required to displace steam through the formation, but lower than the fracture pressure of the formation, and b) such that by contact with the formation oil may attenuated that the attenuated foam in oil-containing pores of a porous medium is more mobile than 20 in oil-free pores of that medium; (2) injecting the steam foam-forming mixture at a rate equal to that slow enough to cause the foam formed by that mixture to travel faster through the pores of a permeable medium containing formation oil than through the pores of a substantially oil-free permeable medium; (3) the backflow of fluid from the formation after a steam heating period sufficient to condense part or all of the steam into the injected steam foam-forming mixture. The steam foam-forming mixture preferably includes steam, a non-condensable gas, the linear C 20 -C 28 alkylaryl sulfonate surfactant and an electrolyte.
De uitvinding verschaft opvallende en nuttige voordelen bij voomoemde olieverdringingsmethoden door 30 het gebruik van de specifieke alkylaiyl sulfonaat-bevattende oppervlakactieve stof in de stoomschuim-vormende composities. Wanneer, bijvoorbeeld, een stoomschuim-vormend mengsel een dergelijke oppervlakactieve stof en een elektrolyt bevat in hoeveelheden die nagenoeg optimaal zijn voor schuim-vorming, dan verschaffen de onderhavige oppervlakactieve stoffen buitengewoon krachtige stoomschuimen met mobiliteiten die vele malen kleiner zijn dan die van stoomschuimen waarvoor andere oppervlakactieve 35 stoffen zijn gebruikt. Bovendien wordt een aanzienlijke vermindering in de mobiliteit van de stoomschuimen bereikt bij concentraties die veel lager zijn dan die welke benodigd zijn voor gelijke mobiliteitsvermindering van de oppervlakactieve stoffen die vroeger beschouwd werden als de beste die voor een dergelijk doel te verkrijgen waren. Het gebruik van de onderhavige alkylarylsulfonaat-bevattende oppervlakactieve stoffen brengt geen problemen met betrekking tot thermische of hydrolytische stabiliteit met zich mee. Men heeft in 40 de onderhavige alkylarylsulfonaat-bevattende oppervlakactieve stoffen die tegelijk met de fluïda uit de ondergrondse formaties gewonnen werden, geen chemische of fysische achteruitgang kunnen waarnemen. In elk van dit soort sulfonaat-bevattende oppervlakactieve stoffen zijn de zwavelatomen van de sulfonaat-groep direct gebonden aan koolstofatomen. De oppervlakactieve stoffen die tijdens de olieproductie werden gewonnen en beproefd hadden zich bij stoomtemperaturen over aanzienlijke perioden en afstanden door de 45 formaties verplaatst.The invention provides striking and useful advantages in the aforementioned oil displacement methods by the use of the specific alkylayl sulfonate-containing surfactant in the steam foam-forming compositions. For example, when a steam foam-forming mixture contains such a surfactant and an electrolyte in amounts substantially optimal for foaming, the present surfactants provide extremely powerful steam foams with mobilities many times smaller than those of steam foams for which other surfactants have been used. In addition, a significant reduction in the mobility of the steam foams is achieved at concentrations much lower than those required for equal mobility reduction of the surfactants previously considered to be the best available for such purpose. The use of the present alkylarylsulfonate-containing surfactants does not present problems of thermal or hydrolytic stability. No chemical or physical deterioration has been observed in the present alkylarylsulfonate-containing surfactants recovered concurrently with the fluids from the subsurface formations. In any such sulfonate-containing surfactants, the sulfur atoms of the sulfonate group are directly bonded to carbon atoms. The surfactants recovered and tested during oil production had moved through the 45 formations over steamy periods and distances.
Het is gebleken dat de onderhavige C^-C^^kylarylsulfonaat-bevattende stoomschuimen een aanzienlijke verbetering in mobiliteitsvermindering te zien geven in vergelijking met schuimen die gebaseerd zijn op de C12-C1s-alkylarylsulfonaten, bijvoorbeeld dodecylbenzeensulfonaten. De schuimen die volgens de onderhavige uitvinding dienen te worden gebruikt, geven ook een aanzienlijke verbetering te zien in 50 vergelijking met de C16-C18-alfa-olefrnesulfonaat-bevattende schuimen.It has been found that the present C 1 -C 4 alkylarylsulfonate-containing steam foams show a significant improvement in mobility reduction compared to foams based on the C 12 -C 18 alkylarylsulfonates, for example dodecylbenzene sulfonates. The foams to be used according to the present invention also show a significant improvement over the C16-C18 alpha olefin sulfonate-containing foams.
De composities bevatten ten minste één Cao-C^-alkylarylsulfonaat, alsmede stoom en eventueel elektrolyt, en eventueel niet-condenseerbaar gas. Van bijzonder belang in dit opzicht zijn stoomschuim-vormende composities welke in hoofdzaak bestaan uit: (a) water, dat in de compositie aanwezig is bij een temperatuur die nagenoeg gelijk is aan het kookpunt ervan, bij de druk van de compositie, zowel in een 55 vloeibare fase als in een dampfase; (b) een oppervlakactieve stof die in de vloeistoffase van de compositie aanwezig is in een hoeveelheid variërend van 0,01 tot 10 gew.%, berekend op het gewicht van de vloeistoffase, waarbij genoemde oppervlakactievestof voor een aanzienlijk deel gevormd wordt door ten minste één Cjo-Cge-alkylarylsulfonaat; (c) een elektrolyt dat in de vloeistoffase van de compositie aanwezig is in een hoeveelheid variërend van 0,001 gew.% (berekend op het gewicht van de vloeistoffase) tot een hoeveelheid die leidt tot de scheiding van de oppervlakactievestof in een afzonderlijke vloeistoffase; en (d) een niet-condenseeibaar gas dat in de dampfase aanwezig is in een hoeveelheid variërend van 0,0001 tot 5 0,3 mol.%, berekend op het totaal aantal moten in de dampfase.The compositions contain at least one C 1 -C 6 alkylarylsulfonate, as well as steam and optionally electrolyte, and optionally non-condensable gas. Of particular interest in this regard are steam foam-forming compositions consisting essentially of: (a) water, which is present in the composition at a temperature substantially equal to its boiling point, at the pressure of the composition, both in a 55 liquid phase as in a vapor phase; (b) a surfactant present in the liquid phase of the composition in an amount ranging from 0.01 to 10% by weight, based on the weight of the liquid phase, said surfactant being substantially constituted by at least one C 10 -C 18 alkylaryl sulfonate; (c) an electrolyte present in the liquid phase of the composition in an amount ranging from 0.001% by weight (based on the weight of the liquid phase) to an amount that leads to the separation of the surfactant into a separate liquid phase; and (d) a non-condensable gas that is present in the vapor phase in an amount ranging from 0.0001 to 0.3 mol%, based on the total number of moieties in the vapor phase.
Typerend voor de alkylaiylsulfonaat-bevattende oppervlakactieve stoffen die op geschikte wijze worden toegepast bij stoomschuimstuwingsmethoden van verhoogde kwaliteit volgens de uitvinding, zijn de alkylarylsulfonaten welke verkregen zijn door een lineair C^j-C^g-alkylbenzeen, lineair Cgo-C^-alkyltolueen en/of C2o-C28-alkylxyleen in reactie te brengen met zwaveltrioxide, gevolgd door neutralisatie van het 10 sulfonzuur. In het bijzonder geschikt voor het doel van de uitvinding is een sulfonaat dat afgeleid is van in hoofdzaak lineair C^-C^-alkyltolueen.Typical of the alkyl alkyl sulfonate-containing surfactants that are suitably used in higher quality steam foam thrust processes of the invention are the alkyl aryl sulfonates obtained by a linear C 1 -C 6 alkyl alkyl benzene, linear C 8 -C 6 alkyl toluene, and / or Reacting C 20 -C 28 alkylxylene with sulfur trioxide, followed by neutralization of the sulfonic acid. Particularly suitable for the purpose of the invention is a sulfonate derived from substantially linear C 1 -C 2 alkyl toluene.
Verschillende formatiematerialen hebben verschillende verzwakkende invloeden op de kracht van het stoomschuim. Er dienen derhalve proeven te worden uitgevoerd ten einde te bepalen welke sulfonaten of sulfonaat-bevattende composities optimaal in een gegeven formatie functioneren. Dit wordt bij voorkeur 15 gedaan door het bepalen van de invloed van specifieke sulfonaten op de mobiliteit van een stoom -bevattend fluïdum dat de stoom kwaliteit heeft welke gekozen is voor gebrnik in de formatie in aanwezigheid van het formatiemateriaal.Different formation materials have different weakening influences on the strength of the steam foam. Therefore, tests should be conducted to determine which sulfonates or sulfonate-containing compositions function optimally in a given formation. This is preferably done by determining the influence of specific sulfonates on the mobility of a steam-containing fluid which has the steam quality selected for use in the formation in the presence of the formation material.
Dergelijke proeven worden bij voorkeur uitgevoerd door stoom-bevatten de fluïde door een zandpakking te stuwen. De permeabiliteit van de zandpakking en schuim-afbrekende eigenschappen van de olie in de 20 zandpakking dienen ten minste nagenoeg gelijk te zijn aan die van de te behandelen formatie. Er worden vergelijkende onderzoeken gedaan naar de mobiliteit van het stoom-bevattende fluïdum met en zonder de oppervlakactieve stof. De mobiliteit wordt aangegeven door middel van de nagenoeg gelijkblijvende drukval tussen een paar punten die gelegen zijn tussen het toevoer· en afvoergedeelte van de zandpakking op plaatsen die nagenoeg vrij zijn van eindinvloeden op de diuk.Such tests are preferably conducted by steam-propelling the fluid through a sand pack. The permeability of the sand packing and foam-breaking properties of the oil in the sand packing should be substantially equal to that of the formation to be treated. Comparative studies are conducted on the mobility of the steam-containing fluid with and without the surfactant. Mobility is indicated by the substantially constant pressure drop between a few points located between the supply and discharge section of the sand pack at locations substantially free of impact on the dowel.
2525
Thans zullen enkele laboratoriumproeven die uitgevoerd zijn voor het bepalen van de stoommobiliteit nader worden beschreven aan de hand van de figuren 1, 2 en 3.Some laboratory tests performed to determine steam mobility will now be described in more detail with reference to Figures 1, 2 and 3.
Figuur 1 toont schematisch een inrichting voor het beproeven van een zandpakking, welke inrichting kan 30 worden samengesteld uit heden ten dage beschikbare onderdelen. De inrichting bestaat uit een cilindervormige buis 1 die 400 mm lang is en een dwarsdoórsnede-oppervlak van 8 cm2 heeft. Een dergelijke buis is bij voorkeur opgesteld voor horizontale stroming van fluïdum vanaf een toevoeropening 2 naar een afvoeropening 3. De buis is bij voorkeur voorzien van 5 drukkranen 4, 5, 6, 7 en 8. De eerste dtukkraan 4 bevindt zich op een afstand van 150 mm van de toevoeropening 2. De plaatsen van de andere kranen zijn 35 zodanig gekozen, dat het deel van de buis 1 dat zich achter kraan 4 bevindt wordt verdeeld in gelijke delen van 50 mm. De buis 1 bevat een permeabele en poreuze kolom van geschikt materiaal, zoals een zandpakking, welke een geschikt, realistisch laboratoriummodel van een ondergrondse formatie verschaft.Fig. 1 schematically shows a device for testing a sand pack, which device can be assembled from currently available parts. The device consists of a cylindrical tube 1 which is 400 mm long and has a cross-sectional area of 8 cm2. Such a tube is preferably arranged for horizontal flow of fluid from a supply opening 2 to a discharge opening 3. The tube is preferably provided with 5 pressure taps 4, 5, 6, 7 and 8. The first cap 4 is located at a distance of 150 mm from the supply opening 2. The locations of the other valves are chosen such that the part of the pipe 1 located behind valve 4 is divided into equal parts of 50 mm. The tube 1 contains a permeable and porous column of suitable material, such as a sand pack, which provides a suitable, realistic laboratory model of an underground formation.
Aan het toevoereinde 2 is de zandpakking of een gelijkwaardige kolom van permeabel materiaal zodanig aangebracht dat hierdoor afzonderlijke stromen kunnen worden opgenomen, zoals stoom, niet-40 condenseerbaar gas zoals stikstof, en één of meer waterige vloeistofoplossingen of dispersies welke een te beproeven oppervlakactieve stof bevatten en/of een opgelost of gedipergeerd elektrolyt. Enkele of al deze componenten worden geïnjecteerd met constante massastromingssnelheden in zodanige verhoudingen dat stoom van een gekozen kwaliteit, of een gekozen stoom-bevattend fluïdum of compositie, of een stoomschuim-vormend mengsel van een gekozen stoomkwaliteit kan worden geïnjecteerd, en nagenoeg 45 homogeen zal zijn zodra het het oppervlak van de zandpakking binnentreedt.At the feed end 2, the sand pack or an equivalent column of permeable material is arranged to accommodate separate streams such as steam, non-40 condensable gas such as nitrogen, and one or more aqueous liquid solutions or dispersions containing a surfactant to be tested and / or a dissolved or dispersed electrolyte. Some or all of these components are injected at constant mass flow rates in such proportions that steam of a selected quality, or a selected steam-containing fluid or composition, or a steam foam-forming mixture of a selected steam quality can be injected, and will be substantially 45 homogeneous as soon as it enters the surface of the sand packing.
Bij deze proeven worden stoomschuim-vormende mengsels waaraan wel en geen oppervlakactieve stoffen zijn toegevoegd met elkaar vergeleken door het meten van drukgradiënten die in een zandpakking gevormd zijn gedurende de tijd dat deze mengsels met dezelfde nagenoeg constante massastromingssnelheden door de pakking zijn gevoerd.In these tests, steam foam-forming and non-surfactant blends are compared with each other by measuring pressure gradients formed in a sand pack during the time these blends have passed through the pack at the same substantially constant mass flow rates.
50 Talrijke proeven zijn uitgevoerd met verschillende stoomschuim-vormende mengsels waarbij gebruik is gemaakt van zandpakkingen die samengesteld zijn uit formatiezand en die een hoge permeabiliteit, bijvoorbeeld 10 darcy, hebben. De drnkken werden gemeten met (niet in de tekening weergegeven) drukmeters (zoals piëzo-elektrische apparaten) die aangebracht zijn bij de toevoeropening 2 en bij de kranen 4, 5, 6, 7 en 8 van buis 1. Het is gebleken dat de resultaten van dergelijke proeven in het algemeen 55 vergelijkbaar zijn met de in het veld verkregen resultaten.Numerous tests have been carried out with various steam foam-forming mixtures using sand packings composed of formation sand and having a high permeability, for example 10 darcy. The pressures were measured with pressure gauges (not shown in the drawing) pressure gauges (such as piezoelectric devices) mounted at the inlet port 2 and at the taps 4, 5, 6, 7 and 8 of tube 1. It has been found that the results 55 of such tests are generally comparable to the results obtained in the field.
Bij de laboratoriumproeven werden de stoomschuim-vormende mengsels met constante massastromingssnelheden geïnjecteerd totdat nagenoeg gelijkblijvende drukken bij de toevoer en bij de kranen werden verkregen. De verhouding tussen de gelijkblijvende drukken bij de kranen gedurende de stroming van de stoom gemengd met de schuim-vormende oppervlakactieve stof en de gelijkblijvende drukken bij de kranen gedurende de stroming van de stoom alleen is een aanwijzing voor de mobiliteitsvermindering. Hoe hoger deze verhouding, des te krachtiger is het stoomschuim en des te groter is de door het stoomschuim-5 vormende mengsel veroorzaakte mobiliteitsvermindering.In the laboratory tests, the steam foam-forming mixtures were injected at constant mass flow rates until substantially constant pressures were obtained at the inlet and at the taps. The ratio of the constant pressures at the taps during the flow of steam mixed with the foam-forming surfactant and the constant pressures at the taps during the flow of steam alone is indicative of the reduction in mobility. The higher this ratio, the more powerful the steam foam and the greater the mobility reduction caused by the steam foam-forming mixture.
Figuur 2 toont de resultaten van vergelijkende proeven met stoom en verschillende stoomschuim-vormende mengsels in zandpakkingen die Oude Pekeia formatiezand met een permeabiliteit van 8 dancy bevatten. De tegendruk was 21 bar, hetgeen overeenkomt met een temperatuur van 215°C. De stoom-injectiesnelheid was 600 cm3/min. De figuur toont het verloop van de druk aangegeven in bar (verticale=Y-10 as) ten opzichte van afstand aangegeven in centimeter (horizontale=X-as) van de pakkingtoevoeropening 2. De drukken werden gemeten bij de toevoeropening 2, bij de kranen 4, 5,6, 7 en 8 en bij de afvoeropening 3 van de buis 1 van figuur 1. Kromme A (niet volgens de uitvinding) heeft betrekking op de verdringing waarbij een mengsel met een stoomkwaliteit van 90% als verdringingscompositie werd gebruikt.Figure 2 shows the results of comparative tests with steam and different steam foam-forming mixtures in sand packs containing Oude Pekeia formation sand with a permeability of 8 dancy. The back pressure was 21 bar, which corresponds to a temperature of 215 ° C. The steam injection rate was 600 cc / min. The figure shows the course of the pressure indicated in bar (vertical = Y-10 axis) with respect to distance indicated in centimeters (horizontal = X axis) of the packing inlet opening 2. The pressures were measured at the inlet opening 2, at the taps 4, 5,6, 7 and 8 and at the discharge opening 3 of the tube 1 of figure 1. Curve A (not according to the invention) refers to the displacement in which a mixture with a steam quality of 90% was used as the displacement composition.
Kromme B (niet volgens de uitvinding) heeft betrekking op het gebruik van een stoom-bevattend fluïdum 15 met een stoomkwaliteit van 90% en een waterfase welke 0,25 gew.% van een oppervlakactieve stof bevat. Bij de proef aangeduid door kromme B, was de oppervlakactieve stof een C15-C18-alkyltolueennatrium-sulfonaat met een vertakte zijketen verkrijgbaar bij Sun Refining Company onder het handelsmerk SUNTECH IV-1015.Curve B (not according to the invention) relates to the use of a steam-containing fluid 15 with a steam quality of 90% and an aqueous phase containing 0.25% by weight of a surfactant. In the test designated by curve B, the surfactant was a C15-C18 alkyltoluene sodium sulfonate with a branched side chain available from Sun Refining Company under the trademark SUNTECH IV-1015.
Kromme C (volgens de uitvinding) heeft betrekking op het gebruik van het mengsel zoals toegepast voor 20 kromme B met uitzondering dat de oppervlakactieve stof een Cso-C^-alkyltolueennatriumsulfonaat met een lineaire zijketen was.Curve C (according to the invention) relates to the use of the mixture as used for curve B except that the surfactant was a C 50 -C 18 alkyltoluene sodium sulfonate with a linear side chain.
De enorme verbetering in gedrag met betrekking tot de stoompemieabiliteitsvermindering van de thans beschreven C20-C24-alkylarylsulfonaat-bevattende oppervlakactieve stof blijkt duidelijk uit de kromme C in vergelijking met de krommen A en B in figuur 2.The tremendous improvement in behavior with respect to the steam permeability reduction of the C20-C24-alkylarylsulfonate-containing surfactant currently described is evident from Curve C compared to Curves A and B in Figure 2.
25 Figuur 3 toont de resultaten van vergelijkende proeven met stoom en verschillende stoomschuim· vormende mengsels in zandpakkingen die Venezolaans formatiezand met een permeabiliteit van 10 darcy bevat. De tegendruk was 21 bar, hetgeen overeenkomt met een temperatuur 215°C. De injectiesnelheid was 900 cm3/min. De figuur toont het verloop van de druk aangegeven in bar (Y-as) ten opzichte van afstand aangegeven in centimeter (X-as) vanaf de pakkingtoevoeropening 2. De drukken werden gemeten 30 bij de toevoeropening 2, bij de kranen 4, 5, 6, 7 en 8 en bij de afvoeropening 3 van de buis 1 van figuur 1. Kromme A (niet volgens de uitvinding) heeft betrekking op de verdringing waarbij een mengsel met een stoomkwaliteit van 90% als verdringingscompositie weid gebruikt.Figure 3 shows the results of comparative tests with steam and different steam foam-forming mixtures in sand packs containing Venezuelan formation sand with a permeability of 10 darcy. The back pressure was 21 bar, which corresponds to a temperature of 215 ° C. The injection rate was 900 cc / min. The figure shows the course of the pressure indicated in bar (Y axis) with respect to distance indicated in centimeters (X axis) from the packing inlet opening 2. The pressures were measured 30 at the inlet opening 2, at the taps 4, 5, 6, 7 and 8 and at the discharge opening 3 of the tube 1 of figure 1. Curve A (not according to the invention) refers to the displacement in which a mixture with a steam quality of 90% uses pasture composition.
Kromme B (niet volgens de uitvinding) heeft betrekking op het gebruik van een stoom-bevattend fluïdum met een stoomkwaliteit van 90% en een waterfase welke 1 gew.% natriumchloride en 0,25 gew.% van een 35 oppervlakactieve stof bevatte. Bij de proef aangeduid door Kromme B, was de oppervlakactieve stof een Cis-C^-alkyltolueen-natriumsulfonaat met een vertakte zijketen verkrijgbaar bij Sun Refining Company onder het handelsmerk SUNTECH IV-1015.Curve B (not according to the invention) relates to the use of a steam-containing fluid with a steam quality of 90% and an aqueous phase containing 1% by weight sodium chloride and 0.25% by weight of a surfactant. In the test designated by Curve B, the surfactant was a Cis -C1 alkyl toluene sodium sulfonate with a branched side chain available from Sun Refining Company under the trademark SUNTECH IV-1015.
Kromme C (niet volgens de uitvinding) heeft betrekking op het gebruik van een mengsel zoals toegepast voor Kromme B met uitzondering dat de oppervlakactieve stof een octadecylbenzeennatriumsulfonaat met 40 een lineaire zijketen was.Curve C (not according to the invention) relates to the use of a mixture as used for Curve B with the exception that the surfactant was an octadecylbenzene sodium sulfonate with a linear side chain.
Bij de proeven weergegeven door kromme D (niet volgens de uitvinding) was het preparaat hetzelfde als dat van de proeven weergegeven door krommen B en C, met uitzondering dat de sulfonaatcomponent een octadecyltolueensulfonaat met een lineaire zijketen was.In the tests represented by curve D (not according to the invention), the preparation was the same as that of the tests represented by curves B and C, except that the sulfonate component was an octadecyltoluenesulfonate with a linear side chain.
De verbetering in gedrag met betrekking tot de stoompermeabiliteitsvermindering van de C18-45 alkylarylsulfonaat-bevattende oppervlakactieve stof blijkt duidelijk uit de krommen C en D in vergelijking met de krommen A en B in figuur 3. Echter, de verbetering in gedrag met betrekking tot de stoompermeabiliteits-vermindering van de oppervlakactieve stof volgens de uitvinding blijkt duidelijk uit kromme C in figuur 2, in vergelijking met krommen C en D in figuur 3.The improvement in behavior with respect to the steam permeability reduction of the C18-45 alkylarylsulfonate-containing surfactant is evident from curves C and D compared to curves A and B in Figure 3. However, the improvement in behavior with regard to steam permeability -reduction of the surfactant according to the invention is evident from curve C in figure 2, compared to curves C and D in figure 3.
50 Preparaten en methoden welke geschikt zijn voor gebruik in de onderhavige uitvinding50 Compositions and Methods Suitable for Use in the Present Invention
Voor het doel van de onderhavige uitvinding wordt de oppervlakactieve stof van het stoomschuim-vormend mengsel noodzakelijkerwijs voor een aanzienlijk deel gevormd door lineair Cgo-Cgg-alkylarylsulfonaat: dat wil zeggen afgeleid van een bijzondere klasse van olefinen, welke olefinen voor de thans beoogde doeleinden kunnen worden gedefinieerd met betrekking tot de configuratie en het aantal koolstofatomen in hun 55 moleculaire structuur. Deze olefinen hebben een koolstofgetal bij voorkeur van 18.For the purpose of the present invention, the surfactant of the steam foam-forming mixture is necessarily constituted to a substantial extent by linear C8 -C8 alkyl-aryl sulfonate: that is, derived from a particular class of olefins, which olefins can be used for their intended purposes are defined with respect to the configuration and number of carbon atoms in their 55 molecular structure. These olefins preferably have a carbon number of 18.
Met betrekking tot hun moleculaire structuur, zijn deze olefinen alifatisch en lineair. Voor de alkylerings-route die gekozen wordt voor de vervaardiging van de volgens de uitvinding te gebmiken producten worden alfa-olefinenvoedingen toegepast waarin ten minste 90% van de moleculen alfa-olefinen zijn.With regard to their molecular structure, these olefins are aliphatic and linear. The alkylation route chosen for the manufacture of the products to be used according to the invention uses alpha olefin feeds in which at least 90% of the molecules are alpha olefins.
Bijzonder aantrekkelijk zijn sulfonaten afgeleid van de NEODEEN alfa-olefinen (handelsmerk) geleverd door Shell Chemical Company, ten dele vanwege hun lineaire structuur en hun hoog alfa-olefinengehalte, te weten in beide gevallen meer dan 95%. De NEODEEN alfa-olefinen worden bereid door etheenoligomerisa-5 tie.Particularly attractive are sulfonates derived from the NEODEEN alpha olefins (trademark) supplied by Shell Chemical Company, in part because of their linear structure and their high alpha olefin content, more than 95% in both cases. The NEODEEN alpha olefins are prepared by ethylene oligomerization.
Voor de bereiding van alkylarylsulfonaten, worden de bovenbeschreven olefinen onderworpen aan een reactie met benzeen, tolueen of xyleen. Reactiecondities en katalysatortype worden zodanig gekozen, dat bij voorkeur para-alkyltolueen wordt gevormd. De alkylbenzeen-, alkylxyteen- of alkyltolueenisomeren worden in reactie gebracht met zwaveltrioxide. Onder de term ’’zwaveltrioxide” zoals deze in het onderha-10 vige octrooischrift en in de conclusies wordt gebruikt, worden ook alle verbindingen of complexen die S03 bevatten of voor een sulfoneringsreactie opleveren, alsmede S03 op zich begrepen. Deze reactie kan worden uitgevoerd volgens methoden die in de chemische industrie algemeen bekend zijn, gewoonlijk door het in contact brengen van een stroom verdunde SOa-damp met een dunne film van vloeibaar alkylaat bij een temperatuur in het traject van ongeveer 5 tot 50°C. Door de reactie tussen het S03 en het alkylaat 15 wordt een sulfonzuur verkregen dat geneutraliseerd wordt door het in reactie te brengen met een base, bij voorkeur een alkalimetaalhydroxide, oxide, of carbonaat.For the preparation of alkyl aryl sulfonates, the above-described olefins are subjected to a reaction with benzene, toluene or xylene. Reaction conditions and catalyst type are chosen to preferably form para-alkyltoluene. The alkylbenzene, alkylxytene or alkyltoluene isomers are reacted with sulfur trioxide. The term "sulfur trioxide" as used in the present patent and in the claims also includes all compounds or complexes containing or yielding SO 3 for a sulfonation reaction and SO 3 per se. This reaction can be carried out by methods well known in the chemical industry, usually by contacting a dilute SOa vapor stream with a thin film of liquid alkylate at a temperature in the range of about 5 to 50 ° C. The reaction between the SO3 and the alkylate 15 provides a sulfonic acid which is neutralized by reacting it with a base, preferably an alkali metal hydroxide, oxide, or carbonate.
Het is gebleken dat de boven beschreven bereidingsmethode (en bijvoorbeeld ook volgens de methoden die gebruikt worden voor het sulfoneren, hydrolyse ren en neutraliseren van de vernielde olefinen) geen factor van doorslaggevende betekenis is voor het gedrag van de oppervlakactieve stof in de stoomschuim-20 methode volgens de uitvinding. In dit verband is het waargenomen dat factoren die tot nu toe de keuze van sulfoneringscondities (zoals kleur, helderheid en geur van het product) hebben bepaald, voor de bereiding van alkylarylsulfonaten voor toepassing bij de werkwijze volgens de uitvinding niet van hetzelfde belang zijn als dat wat daaraan wordt toegekend bij de wasmiddelfabricage. Dientengevolge, worden reactiecondities buiten die welke tot nu wenselijk werden geacht voor alkylaatsulfonering, op geschikte wijze toegepast bij de 25 bereiding van oppervlakactieve stoffen die geschikt zijn voor gebruik in het stoomschuim-vormende mengsel.It has been found that the preparation method described above (and for example also according to the methods used for sulfonation, hydrolysis and neutralization of the destroyed olefins) is not a decisive factor for the behavior of the surfactant in the steam foam method. according to the invention. In this regard, it has been observed that factors which have hitherto determined the choice of sulfonation conditions (such as color, clarity and odor of the product) are not of the same importance for the preparation of alkyl aryl sulfonates for use in the process of the invention as that what is assigned to it during detergent manufacture. As a result, reaction conditions beyond those previously considered desirable for alkylate sulfonation are suitably used in the preparation of surfactants suitable for use in the steam foam-forming mixture.
Voor doeleinden waarvoor productstabiliteit van belang is, levert de conventionele fabricage gewoonlijk een verdunde oplossing of dispersie van de alkylarylsulfonaten, bijvoorbeeld producten met een gehalte aan actieve stof in water van 15-30 gew.%. Dergelijke producten kunnen direct worden toegepast bij de 30 bereiding van stoomschuim-vormende mengsels voor doeleinden van deze uitvinding.For purposes for which product stability is important, conventional manufacturing usually provides a dilute solution or dispersion of the alkyl aryl sulfonates, for example, products having an active content in water of 15-30 wt%. Such products can be used directly in the preparation of steam foam-forming mixtures for purposes of this invention.
Geschikte alkylarylsulfonaten, gewoonlijk bereid volgens bovengenoemde methoden, zijn zelf in de handel verkrijgbare producten.Suitable alkylaryl sulfonates, usually prepared by the above methods, are themselves commercially available products.
De kracht van het schuim dat bereid is met behulp van de stoomschuim-vormende compositie en dat tevens alkylarylsulfonaat bevat, zal toenemen naamnate de hoeveelheid oppervlakactieve stof en/of 35 elektrolyt in de compositie toeneemt. Ook zal er een optimale verhouding tussen oppervlakactieve stof en elektrolyt ontstaan waarbij de oppervlakactiviteit van de compositie maximale hoogte heeft bereikt.The strength of the foam prepared by the steam foam-forming composition, which also contains alkyl aryl sulfonate, will increase as the amount of surfactant and / or electrolyte in the composition increases. Also, there will be an optimum surfactant-electrolyte ratio where the surface activity of the composition has reached maximum height.
De stoomschuim-vormende compositie volgens de onderhavige uitvinding kan een stoomschuim vormen dat in staat is de effectieve mobiliteit van de stoom te verminderen tot minder dan ongeveer 1/1 Ode en zelfs tot 1/50ste - 1/100ste van de mobiliteit die deze zou hebben in een permeabel poreus medium bij 40 afwezigheid van de oppervlakactieve stof.The steam foam-forming composition of the present invention can form a steam foam capable of reducing the effective mobility of the steam to less than about 1/1 Oth and even to 1 / 50th - 1 / 100th of the mobility it would have in a permeable porous medium in the absence of the surfactant.
De bij de onderhavige werkwijze gebruikte stoom en/of composities kan/kunnen worden gegenereerd en toegevoerd in de vorm van nagenoeg elke droge, natte, oververhitte, of laagwaardige stoom, waarbij de stoomcondensaat- en/of vloeistofcomponenten verenigbaar zijn met, en niet belemmerend werken op de schuim-vormende eigenschappen van de schuim-vormende componenten van een stoomschuim-vormend 45 mengsel volgens de onderhavige uitvinding. De stoomkwaliteit van de gegenereerde stoom en/of de hoeveelheid waterige vloeistof waarmee deze wordt gemengd dient/dienen zodanig te zijn dat de stoomkwaliteit van het aldus verkregen mengsel bij voorkeur tussen 10 en 90% ligt. Het gewenste stoomschuim wordt met voordeel bereid door de stoom te mengen met een waterige oplossing van de oppervlakactieve stof en eventueel elektrolyt. Bij het bepalen van de stoomkwaliteit van het te vormen mengsel dient 50 uiteraard rekening te worden gehouden met het watergehalte van deze waterige oplossingen.The steam and / or compositions used in the present process can be generated and fed in the form of virtually any dry, wet, superheated, or low-grade steam, the steam condensate and / or liquid components being compatible with, and not hindering on the foam-forming properties of the foam-forming components of a steam foam-forming mixture according to the present invention. The steam quality of the generated steam and / or the amount of aqueous liquid with which it is mixed should be such that the steam quality of the mixture thus obtained is preferably between 10 and 90%. The desired steam foam is advantageously prepared by mixing the steam with an aqueous surfactant solution and optional electrolyte. When determining the steam quality of the mixture to be formed, the water content of these aqueous solutions must of course be taken into account.
Het niet-condenseerbare gas dat met voordeel gebruikt wordt in een stoomschuim-vormend mengsel volgens de onderhavige uitvinding kan op geschikte wijze nagenoeg elk gas bevatten dat (a) weinig of geen condensatie ondergaat bij de temperaturen (100-350°C) en drukken (1-100 bar) waarbij het stoomschuim-vormende mengsel bij voorkeur geïnjecteerd wordt in en verdrongen wordt door de te behandelen formatie, 55 en (b) in hoofdzaak inert is ten opzichte van, en verenigbaar is met de schuim-vormende oppervlakactieve stof en andere componenten van dat mengsel. Een dergelijk gas is bij voorkeur stikstof, doch kan ook andere in hoofdzaak inerte gassen bevatten, zoals lucht, ethaan, methaan, rookgas, stookgas en dergelijke.The non-condensable gas advantageously used in a steam foam-forming mixture of the present invention may suitably contain substantially any gas which (a) undergoes little or no condensation at the temperatures (100-350 ° C) and pressures ( 1-100 bar) wherein the steam foam-forming mixture is preferably injected into and displaced by the formation to be treated, 55 and (b) is substantially inert to, and compatible with, the foam-forming surfactant and other components of that mixture. Such a gas is preferably nitrogen, but may also contain other substantially inert gases, such as air, ethane, methane, flue gas, fuel gas and the like.
Claims (2)
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB08407747A GB2156400B (en) | 1984-03-26 | 1984-03-26 | Steam foam process |
| GB8407747 | 1984-03-26 | ||
| GB08424319A GB2164978B (en) | 1984-09-26 | 1984-09-26 | Steam foam process |
| GB8424319 | 1984-09-26 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL8500877A NL8500877A (en) | 1985-10-16 |
| NL192394B NL192394B (en) | 1997-03-03 |
| NL192394C true NL192394C (en) | 1997-07-04 |
Family
ID=26287511
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NL8500877A NL192394C (en) | 1984-03-26 | 1985-03-26 | Method for recovering oil using steam foam. |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| BR (1) | BR8501321A (en) |
| CA (1) | CA1247850A (en) |
| DE (1) | DE3510765C2 (en) |
| NL (1) | NL192394C (en) |
| NO (1) | NO851186L (en) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2196665B (en) * | 1986-10-10 | 1990-06-20 | Shell Int Research | Steam foam process |
| US5005644A (en) * | 1987-05-28 | 1991-04-09 | Chevron Research Company | Steam enhanced oil recovery method using branched alkyl aromatic sulfonates |
| US5193618A (en) * | 1991-09-12 | 1993-03-16 | Chevron Research And Technology Company | Multivalent ion tolerant steam-foaming surfactant composition for use in enhanced oil recovery operations |
| CN108329900B (en) * | 2018-03-19 | 2020-11-24 | 中国石油大学(华东) | Micro-foam for oil displacement and preparation method thereof |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4086964A (en) * | 1977-05-27 | 1978-05-02 | Shell Oil Company | Steam-channel-expanding steam foam drive |
| US4458759A (en) * | 1982-04-29 | 1984-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Use of surfactants to improve oil recovery during steamflooding |
| DE3368606D1 (en) * | 1982-12-13 | 1987-02-05 | Shell Int Research | Alkylxylene sulphonate compounds, their preparation and use |
| CA1248343A (en) * | 1984-04-03 | 1989-01-10 | Howard P. Angstadt | Stable forms of polyalkylaromatic sulfonates |
-
1985
- 1985-02-19 CA CA000474601A patent/CA1247850A/en not_active Expired
- 1985-03-25 DE DE19853510765 patent/DE3510765C2/en not_active Expired - Fee Related
- 1985-03-25 NO NO851186A patent/NO851186L/en unknown
- 1985-03-25 BR BR8501321A patent/BR8501321A/en not_active IP Right Cessation
- 1985-03-26 NL NL8500877A patent/NL192394C/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA1247850A (en) | 1989-01-03 |
| DE3510765A1 (en) | 1985-09-26 |
| NO851186L (en) | 1985-09-27 |
| NL192394B (en) | 1997-03-03 |
| BR8501321A (en) | 1985-11-19 |
| NL8500877A (en) | 1985-10-16 |
| DE3510765C2 (en) | 1994-05-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1989313B (en) | Alkylxylene sulfonates for enhanced oil recovery processes | |
| CA1229477A (en) | Polyalkoxy sulphonate, co.sub.2 and brine drive process for oil recovery | |
| NL8201242A (en) | METHOD FOR FORGIVING OIL USING STEAM FOAM | |
| US7985718B2 (en) | Use of surfactant mixtures for tertiary mineral oil extraction | |
| US4148821A (en) | Process for sulfonation | |
| US9284481B2 (en) | Method and composition for enhanced oil recovery | |
| US9187688B2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery from a formation containing a crude oil with specific solubility groups and chemical families | |
| US8465668B2 (en) | Surfactants with a polyethersulfonate structure method for production thereof and use thereof for tertiary crude oil production | |
| US4852653A (en) | Method to obtain rapid build-up of pressure in a steam foam process | |
| NL193731C (en) | Method for recovering oil using steam foam. | |
| BRPI0908071B1 (en) | METHOD FOR TREATING A FORMATION CONTAINING HYDROCARBONS | |
| NO744342L (en) | ||
| US20180265767A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| CA2672632A1 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| CA1301636C (en) | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations | |
| NO172142B (en) | SURFACTURING PREPARATIONS FOR USE IN OIL PRODUCTION | |
| NL192394C (en) | Method for recovering oil using steam foam. | |
| EA012331B1 (en) | Under-neutralized alkylxylene sulfonic acid composition for enhanced oil recovery | |
| NL8702293A (en) | METHOD FOR EXTRACTING OIL USING STEAM FOAM | |
| US4493371A (en) | Recovering oil by injecting aqueous alkali, cosurfactant and gas | |
| GB2156400A (en) | Steam foam process | |
| US5031698A (en) | Steam foam surfactants enriched in alpha olefin disulfonates for enhanced oil recovery | |
| CA1316681C (en) | Process for recovering oil | |
| BR112020000589A2 (en) | methods for the production of crude oil and for the manufacture of a surfactant composition, aqueous surfactant composition, and, use of a solubility intensifier. | |
| US20170037297A1 (en) | Hydrocarbon recovery composition, method of preparation and use thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| BA | A request for search or an international-type search has been filed | ||
| BB | A search report has been drawn up | ||
| BC | A request for examination has been filed | ||
| V1 | Lapsed because of non-payment of the annual fee |
Effective date: 20011001 |