NL8401097A - Sulfonaatdimeer als oppervlakte-actief toevoegsel voor stoom-schuimuitdrijfmiddelen en een werkwijze voor het stimuleren van de koolwaterstofwinning uit een ondergrondse formatie. - Google Patents
Sulfonaatdimeer als oppervlakte-actief toevoegsel voor stoom-schuimuitdrijfmiddelen en een werkwijze voor het stimuleren van de koolwaterstofwinning uit een ondergrondse formatie. Download PDFInfo
- Publication number
- NL8401097A NL8401097A NL8401097A NL8401097A NL8401097A NL 8401097 A NL8401097 A NL 8401097A NL 8401097 A NL8401097 A NL 8401097A NL 8401097 A NL8401097 A NL 8401097A NL 8401097 A NL8401097 A NL 8401097A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- steam
- surfactant
- dimer
- injection
- alpha olefin
- Prior art date
Links
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 28
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 27
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 27
- 238000005187 foaming Methods 0.000 title claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims description 3
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 title claims 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title description 3
- 239000003380 propellant Substances 0.000 title description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 title 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 claims description 23
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 23
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 18
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 9
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 3
- 239000003570 air Substances 0.000 claims 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 17
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- -1 olefin sulfonate dimers Chemical class 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical group 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- 229940071104 xylenesulfonate Drugs 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
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Description
£.
N.0. 32.429 1
Sulfonaatdimeer als oppervlakte—actief toevoegsel voor stoom-schuim-uitdrijf middelen en een werkwijze voor het stimuleren van de kool-waterstofwinning uit een ondergrondse formatie_
De onderhavige uitvinding heeft betrekking op een verbeterde winning van olie. Meer in het bijzonder heeft de onderhavige uitvinding betrekking op een werkwijze voor het verbeteren van de oliewinning door injectie met stoom.
5 Vele koolwaterstoffen zijn te dik om uit ondergrondse aardolie be vattende formaties zonder hulp gewonnen te kunnen worden. Deze koolwaterstoffen zijn hetzij de residu-olie achtergebleven in een uitgeput reservoir hetzij directe zware koolwaterstoffen. Deze zware koolwaterstoffen kunnen gewonnen worden door het gebruik van stoomuitdrijfmidde-10 len, die de formatie verhitten, de viscositeit van de koolwaterstoffen verlagen en de vloei van de koolwaterstoffen naar een produktieput verbeteren. Echter volgt na een eerste stoominjectiedoorbraak bij de produktieput de stoominjectie bij voorkeur de weg van de doorbraak. Derhalve is de totale hoeveelheid van de formatie, die door de stoominjec-15 tie wordt bestreken beperkt. Commerciële oppervlakte-actieve middelen, zoals Thermophoam BW-D®, een produkt van de Far Best Company en Stepanflo 3(1®, een produkt van de Stepan Company, zijn tezamen met stoom geïnjecteerd om een stoom-schuimstroom op te wekken. De oppervlakte-actieve middelen vormen een schuim, die de stroming van de stoom in dat 20 gedeelte van de formatie, dat alleen residu-olieverzadigdheid bevat, remt. Residu-olieverzadiging wordt gedefinieerd als de onbeweeglijke olie, die in dat gedeelte van het reservoir, bestreken door stoom, achterblijft. Dit dwingt de stoom de winbare koolwaterstoffen uit de minder uitgeputte gedeelten van het reservoir naar de produktieput(ten) 25 te stuwen.
Om de extractie van koolwaterstoffen uit een formatie zo groot mogelijk te maken, zou het zeer gewenst zijn beter schuimende oppervlakte-actieve middelen te hebben, die de stroming van stoom in een stoomzone, die alleen residu-olieverzadigdheid bevat, remmen. Voorts zou het ge-30 wenst zijn oppervlakte-actieve middelen te hebben in een stoom-schuim-winningsproces, die de stroming van de stoom in de zone, die alleen de residu-olie bevat, remt en de stroming van stoom in de zone, die de winbare koolwaterstoffen bevat, verbetert. Het is echter gewenst niet de stroming van de winbare koolwaterstoffen weerhouden in de stoomzone 35 met een olieverzadigdheid groter dan de residu-olieverzadigdheid te hebben.
8401097 ' £ * 2
Samenvatting van de uitvinding
Er werd een stoomproces van schuim/oppervlakte-aktief middel gevonden voor de winning van koolwaterstoffen uit een ondergrondse formatie. Het proces omvat de injectie van een klasse van C^-C^q sl1£&-5 alkeensulfonaatdimeren als schuimende oppervlakte-actieve middelen in de stoominjectie bij ten minste êên injectieput om de winning van koolwaterstoffen uit ten minste één produktieput te verbeteren. De betere schuimingseigenschappen van de alfa-alkeensulfonaatdimeren verbeteren de spoeling van de stoom door de formatie. Dit verbetert de winning van 10 koolwaterstoffen bij de produktieput. Verrassenderwijze wint de combinatie van schuim/oppervlakte-actief-middel/stoom extra koolwaterstoffen uit de tevoren alleen met stoom gespoelde met residu-olie verzadigde gedeelten van de formatie. Het opschuimbare mengsel van stoom, opper-vlakte-actief middel en (eventueel) niet condenseerbaar gas wordt in de 15 formatie geïnjecteerd bij een injectieput en naar de produktieput verplaatst met hetzij extra opschuimbaar mengsel hetzij alleen stoom om de koolwaterstoffen uit de formatie te winnen.
Gedetailleerde beschrijving van de uitvinding
Schuimende oppervlakte-actieve middelen voor stoominjectie kunnen 20 geëvalueerd worden door verschillende eigenschappen van de schuimen te vergelijken. Deze eigenschappen zijn resistentiefactoren, (R), die bepaald worden door de drukval door een schuimgenerator of een hoeveelheid zand met gelijktijdige stroming van stoom en eventueel niet con-denseerbaar gas, en zoutoplossing zoals toegelicht en bij de volgende 25 omstandigheden: (1) bij residu-olieverzadigdheid met en zonder opper-vlakte-actief middel en (2) bij beweeglijke-olieverzadigdheid met en zonder oppervlakte-actief middel. De resistentiefactoren zijn in tabel A gedefiniëerd.
8401097 » tl 3 o £ n /-v <u £ ^
O tl ^ V
S ΐ M g> £ s « o $ 23 « « O o Λ « o ? x ·£ 0 t{ 0 e 0 .§
H S *rl BB *H
S ,fi S3 *H *H 2
Je u +e 2 2 -g o OU .C »C; 2 to ^ ca u o ® O ^ m os > * * * * Ί? Ί? i
o o O o o o O
> Cfl Cβ CO . co 01 W
« t-1 1-1 n Tl 1-1 T-J
ca «H *3 *H "e "ri s M <u ei si 2 2 2 a e e ê c ö fi
o o o o o o O
Sn n n n n n ; ii h lil g+j to 0101 tooi 01 < h ö BS S -5 5 g-i o; -rf *W *H Tif-i f-i “ ^ S) '9 9 9 T3 'o O « cn + + + + + + ^
• · · · Q
1-1 O I-H Η H u
O, O ft CU CU B
O K O O O ^ Λ 4J ^ W tJ tJ _j ^4 3 Ia *5 sa s~ s~ | g e. »° 3 + cn° | + «e + «e + «° | § a λ
Ü -J + ÖH+ 1-1 + Η + <U * O
s {„ S ·8~ Sg. |s Ï i I - s
38 ”38 3838+ S3» S
SB +ΘΒ 0 B 0 B . ÜmZj u
• O . s_/ · w · · *h ® ih sJ
li i π |i | 111 | cu 3 S cu 3 euse.0 a es ® p, IJ ÖCU4J & il ft 4J O ^ S:
Ofi o O e OÖOC N o M M 2 Z S n <u w 2 2 ir' 3 5 5 § Q. ►» WÖ4> ft > ft > ft ^-3 Ti Tl »2 < a> <<ai <3 ® < ® <1 1Ü β Ό ό *-t o . > oi « e e> ü J£ N N O Ό
® 3JuHOWC*J
Tl 5-1 © tu « © O dl
*3 Ό > > «o S N
5 U 11 11 " 11 11 " i.
00 o
τΐ U 5j g O
|«2 f? S S % C/1° 03° w S § B
8401097 ♦ ^ 4
Een hoge waarde van % geeft aan, dat het oppervlakte-actieve middel het vermogen heeft een schuim voort te brengen, die sterk de stroming van stoom in een stoomzone, die residu-olie bevat, remt. Deze parameter is vroeger gebruikt om oppervlakte-actieve middelen en stoom-5 stromingen te evalueren. Hogere waarden indiceren wenselijker de oppervlakte-actieve middelen. Bovendien zijn de resistentiefactoren R2 en R3 eveneens belangrijk voor het evalueren van de doelmatigheid van het oppervlakte-actieve middel. Een hoge waarde van R£ geeft aan, dat het oppervlakte-actieve middel een veel sterker stroming-remmend 10 schuim in een stoomzone met residu-olie maakt, dan het maakt in een stoomzone met winbare koolwaterstoffen. Dit heeft het effect dat gedeelte van de formatie af te sluiten, dat schoongeveegd is van winbare koolwaterstoffen en dwingt de additionele stoominjectie de winbare koolwaterstoffen naar de produktieput te stuwen. R3 waarden dienen 15 êên te benaderen en dienen bij voorkeur kleiner dan 1 te zijn. Een R3 waarde kleiner dan één geeft aan, dat het oppervlakte-actieve middel zelf het vermogen heeft feitelijk de stroming van winbare koolwaterstoffen in de stroomzone met betrekking tot de afwezigheid van opper-vlakte-actief middel te verbeteren. Derhalve zullen hoge waarden van 20 Rj_ en R£ en een waarde van R3 lager dan 1,0 de meest wenselijke oppervlakte-actieve middelen aangeven, om stoom vanaf de uitgeputte zone van het reservoir af te leiden en de groei van de stoomzone te versnellen en daarbij de produktie van ruwe olie voor een gegeven hoeveelheid stoominjectie te versnellen en te vergroten.
25 De oppervlakte-actieve middelen van de onderhavige uitvinding to nen betere R1-R3 waarden ten opzichte van standaard oppervlakte-actieve middelen zoals Siponate A16if®, Thermophoam BW-ΐί^ en Stepariflo 3cf^.
Deze bekende oppervlakte-actieve middelen zijn alfa-alkeensulfonaten met een alkeenketen van C^g-C^g.
30 De oppervlakte-actieve middelen van de onderhavige uitvinding zijn de dimeren van alfa-alkeensulfonaten, waarin de monomeren een lengte van de koolstofketen hebben van ongeveer C5 tot ongeveer C24. Met andere woorden, het dimeer heeft een ketenlengte van 0^ο-^48· <ümeren afgeleid van de monomeren van C;q-C2o alfa-alkeensulfonaten verdienen de 35 voorkeur. De dimeren van C15-C20 alfa-alkeensulfonaten verdienen het meest de voorkeur. Mengsels van de dimeren kunnen worden toegepast om de winning van koolwaterstoffen uit een speciale formatie te winnen. De dimeren kunnen volgens elke bekende werkwijze bereid worden. Bijvoorbeeld zijn de dimeren van de monomeren complexe mengsels van verbindln-40 gen, die bereid kunnen worden door de monomeren op een temperatuur bo- 8401097 « 5 ven ongeveer 110°C te verhitten, zoals beschreven in het Amerikaanse octroolschrift 3.721.707. Gemakshalve wordt aan het mengsel gerefereerd als alfa-alkeensulfonaatdimeren. Vanzelfsprekend kan een specifiek di-meer bereid worden door met een specifiek monomeer te beginnen.
5 De injectie- en produktieputten kunnen in elk patroon zijn opge steld. Bijvoorbeeld een twee-plaats, een drie-plaats, een regelmatige vier-plaats, een scheve vier-plaats, een vijf-plaats, een zeven-plaats, een omgekeerde zeven-plaats en dergelijke. Geschikte patronen zijn beschreven in The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding by 10 Forrest F. Craig, Jr., Society of Petroleum Engineers of ΑΙΜΕ, 1971, bladzijde 49. Bij voorkeur wordt de injectieput omgeven door produktieputten, d.w.z. regelmatige vier-plaats en vijf-plaats patronen.
Elke standaardmethode voor het voortbrengen van een stoom/opper-vlakte-actief-middel/schuim is voor gebruik bij de uitvinding geschikt. 15 Bij voorkeur zorgt de werkwijze voor de opname van een niet condenseer-baar gas, zoals stikstof, kooldioxide, koolmonoxide, lucht en dergelijke in de stoom/schuim/oppervlakte-actlef-middel combinatie. Een voor-keurswerkwijze voor het vóórtbrengen van de schuim en dichtheidvemie-tiging voor het spoelen van de formatie is beschreven In de Amerikaanse 20 aanvrage getiteld "Steam, Non-Condensible Gas and Foam for Steam and Distillation Drives in Subsurface Petroleum Formation" door John H. Duerksen ingediend 18 maart 1983 benoemd als U.S. Serial No. 476.642. Eveneens kunnen de methoden, uiteengezet in het Amerikaanse octrooi-schrift 4.086.964 toegepast worden. Bovendien kunnen de methoden uit-25 eengezet in de Amerikaanse octrooischriften 4.085.800 en 3.412.793 gebruikt worden bij producerende formaties, die zones van hoge permeabiliteit bevatten en/of vatbaar zijn voor kanaalvorming. In deze formaties worden de zones van hoge permeabiliteit verstopt om de winning van koolwaterstoffen uit de zones van lagere permeabiliteit te vergroten.
30 Het schuim wordt voortgebracht door water tot het kookpunt bij formatledruk [100°C (212°F) of hoger] te verhitten onder vorming van stoom. Voor reservoirs van Californië zware olie ligt de stoomtempera-tuur gewoonlijk in het traject 121-204°C (250-400°F). Gewoonlijk wordt 80% of minder van het geïnjecteerde water tot stoom omgezet; de rest 35 wordt als warm water geïnjecteerd. Daarna wordt het oppervlakte-actieve middel in de stoom geïnjecteerd in een hoeveelheid van ongeveer 0,01% tot ongeveer 10% van de vloeibare fase van de stoom. Bij voorkeur wordt het oppervlakte-actieve middel In een zo klein mogelijke hoeveelheid geïnjecteerd om de oliewinning te vergroten. Deze is in de orde van 40 grootte van ongeveer 0,1% tot ongeveer 1% oppervlakte-actief middel 8401097 6 aanwezig in de vloeibare fase. Eventueel wordt voldoende niet conden-seerbaar gas in de stoom, geïnjecteerd, zodat de samenstelling van de gasfase van ongeveer 1 tot ongeveer 50% niet condenseerbaar gas en van ongeveer 99 tot ongeveer 50% stoom betrokken op volume is. De stoom met 5 het ermee verenigde oppervlakte-actieve middel en het niet condenseer-bare gas wordt in een injectieput geïnjecteerd met een snelheid, die bepaald wordt door de reservoirelgenschappen en het putpatroonopper-vlak. Gewoonlijk wordt stoom in elke injectieput geïnjecteerd met ongeveer 80.000 liter per dag (500 barrels per day, (BPD)) koud water equi-10 valent. Eventueel kan het water voor de vorming van de stoom andere toevoegsels bevatten, die de eigenschappen ervan verbeteren, zoals aanslag-inhibitoren, co-oppervlakte-actieve middelen en dergelijke. Het water kan evenens zouten bevatten.
De werkwijze wordt volgens de volgende methode uitgevoerd om de 15 bedrijfskosten te minimaliseren.
Eerst wordt een eerste stoomprop in de formatie gedurende een voldoende tijd geïnjecteerd om een stoomzone en een zone van heet water in de ondergrondse formatie, die de koolwaterstoffen bevat, te vormen. De stoominjectie wordt voortgezet tot er een stoomdoorbraak bij de produk-20 tieput is. Dit doet de beweeglijke olie in het met stoom gespoelde deel van de formatie winnen. Daarna wordt een tweede prop van stoom, opper-vlakte-actief middel en (eventueel) niet condenseerbaar gas geïnjecteerd. Deze prop verlegt de stoom van het gebied van de doorbraak en dwingt de stoom door niet uitgeputte gedeelten van de formatie te spoe-25 len om extra koolwaterstoffen te winnen. Proppen van stoom, oppervlakte-actief middel en gas kunnen afgewisseld worden met proppen van zuivere stoom. Eventueel kunnen de proppen wat samenstelling betreft geleidelijk overgaan vanaf de ene prop tot de volgende onder vorming van een vloeiende overgang of de injectie van stoom/oppervlakte-actief-middel/ 30 gas kan continu zijn. Tenslotte wordt zuivere stoom geïnjecteerd om het laatste deel van de formatie te spoelen.
Nu de uitvinding beschreven is zijn de volgende voorbeelden illustratief voor de betere oppervlakte-actieve middelen en het winningspro-ces. Echter zal het duidelijk zijn dat de voorbeelden niet bestemd zijn 35 om de omvang van de uitvinding te beperken. Modificaties, die voor de deskundige voor de hand liggend zijn, worden beschouwd binnen de omvang van de uitvinding te vallen.
Voorbeelden
De dimeren werden vergeleken met andere oppervlakte-actieve midde-40 len volgens de methode met een vulling van roestvrij staalwol om hun 8401097 7 gedrag te evalueren. Stoom-schulmstromingsproeven werden uitgevoerd in een vulling van roestvrij staalwol met een diameter van 6,35 mm en een lengte van 63,5 mm, die zoutoplossing (1% NaCl + 500 dpm CaCl2) en Kern River ruwe olie bij 204°C (400°F) bevat. Be gasfase van de voort— 5 gebrachte schuim bestond uit gelijke volumina stoom en stikstof (40 cm per minuut totaal onder de omstandigheden). De stromingssnelheid van de vloeibare fase was 3,25 ml/min, die ongeveer 0,5 gew.% actief sulfonaat bevatte. De resultaten zijn in tabel B vermeld.
8401097 > C· 8
TABEL B
Handelssulfonaten
Oppervlakte-actief middel Resistentiefactor
Rl_ %_ ^3_
Suntech IV (ATS) 19,4 2,21 1,30
Stepanflo 30 (O,. 10 LAOS) 21,9 1,29 2,51 10—lo
Slponate Δ 168 (O, 1Q BAOS) 19,2 1,14 2,48 10—lo
Alkylarylsulfonaten
Oppervlakte-actief middel Resistentiefactor
Rl_ *2_ *3_ C12-16 m 15,6 1,15 2,01 °12-16 ATS 14,5 1,57 1,36 C15-18 ATS 17,2 1,41 1,81 C21 ATS 19,2 1,59 1,79 C12-16 ^ 13,3 2,15 0,92
Alfa-alkeensulfonaten
Oppervlakte-actief middel Resistentiefactor _ ^3_ C7_2Q AOS 25,7 2,94 1,29 C15-18 A0S 22,0 2,59 1,23 C15-20 A0S 21,2 1,27 2,47
Alfa-alkeensulfonaatdimeren Oppervlakte-actief middel Resistentiefactor
Rl_ ^2_ %_ dimeer van AOS 26,5 4,67 0,85 dimeer van AOS 21,2 4,15 0,76 dimeer van C, _ AOS 22,4 4,97 0,67 15-18 dimeer van c^5_2o A0S 26,1 5,75 0,67 ATS = alkyltolueensulfonaat LAOS “ lineair alfa-alkeensulfonaat BAOS = vertakt alfa-alkeensulfonaat AOS = alfa-alkeensulfonaat ABS * alkylbenzeensulfonaat AXS » alkylxyleensulfonaat 8401097 9 φ
Rl, R2 en R3 waarden werden verkregen voor zowel handels- als experimentele oppervlakte-actieve middelen. Drie klassen sulfonaten werden beproefd: alkylarylsulfonaten, alfa-alkeensulfonaten en alfa-alkeen-sulfonaatdimeren (tabel B). De alfa-alkeensulfonaten en -sulfonaatdime-5 ren gaven betere R^ waarden dan het alkylarylsulfonaat, maar de dime-ren gaven significant betere R2 en R3 waarden dan hetzij de alkylarylsulfonaten hetzij de alfa-alkeensulfonaten.
Verdere vergelijkingen werden gedaan met de zandvullingsmethode. Proeven over de stoomstroming werden uitgevoerd bij 204°C (400°F) in 10 een buis met een diameter van 19,05 mm (3/4") en een lengte van 15,24 cm (6") met Ottawa-zand van 0,1 mm (140 mesh). Deze zandvullingen werden verzadigd met zware ruwe olie van het Kern River reservoir en water. De drukvallen werden gemeten door de zandvullingen bij verzadiging met residu-olie en bij aanwezigheid van verzadiging van beweeglij-15 ke olie. De metingen werden uitgevoerd met en zonder 0,5% oppervlakte-actief middel aanwezig in de vloeibare fase. De stromingssnelheid van het gas was 40 cm^ per minuut en de gassamenstelling was 20% stikstof en 80% stoom betrokken op volume. De stromingssnelheid van de vloeibare fase was ongeveer 3,25 milliliter per minuut. De resistentiefactoren 20 werden berekend voor de oppervlakte-actieve middelen, die hierna in tabel C zijn vermeld.
0
TABEL· C
Oppervlakte-actief middel Resis tentiefac tor 25 Rl R2 r3
Thermophoam BW-D 1,0 0,31 n.b.
Stepanflo 30 16 3,2 n.b.
dimeer van C, -C,. A0S 39 4,26 n.b.
11 14 .
dimeer van C^-C^g A0S 45 7,3 n.b.
30 n.b. = niet berekend
De resultaten in tabel C geven duidelijk aan, dat de dimeren van alfa-alkeensulfonaten beter zijn dan de standaard alfa-alkeensulfonaten uit de handel.
84 0 1.0 97
Claims (15)
1. Werkwijze voor het winnen van koolwaterstoffen uit een ondergrondse formatie, die door ten minste één injectieput en ten minste één produktieput gepenetreerd is, die 5 het injecteren van stoom bij een injectieput, welke stoom water en een alfa-alkeensulfonaatdimeer bevat, welk dimeer een alfa-alkeensulfo-naat met een monomeerketenlengte van C5-C24 is, het verplaatsen van de stoom naar de produktieput en het winnen van koolwaterstoffen uit een produktieput 10 omvat.
2. Werkwijze volgens conclusie 1, waarbij het dimeer ongeveer 0,01% tot ongeveer 10% van de waterfase van de stoom bevat.
3. Werkwijze volgens conclusie 2, waarbij een niet condenseerbaar gas in een hoeveelheid van ongeveer 1% tot ongeveer 50% van de stoomfa- 15 se in de stoom geïnjecteerd wordt voorafgaande aan de injectie van de stoom in de injectieput*
4. Werkwijze volgens conclusie 3, waarbij het niet condenseerbare gas gekozen is uit de groep bestaande uit stikstof, kooldioxide, lucht en koolmonoxide. 20
5, Werkwijze volgens conclusie 4, waarbij het oppervlakte-actieve middel het dimeer is van een alfa-alkeensulfonaat met een monomeerketenlengte van ongeveer C]^ tot ongeveer C20·
6. Werkwijze volgens conclusie 2, die voorts het injecteren van nagenoeg zuivere stoom in de formatie voorafgaande aan de injectie van 25 de stoom en oppervlakte-actief-middel/schuim omvat.
7. Werkwijze volgens conclusie 6, waarbij in hoofdzaak zuivere stoom in de formatie geïnjecteerd wordt na de injectie van de stoom en het oppervlakte-actieve middel.
8. Werkwijze volgens conclusie 7, waarbij de stoominjectie over- 30 gaat in een injectie van stoom en oppervlakte-actief middel, welke laatstgenoemde overgaat in een stoominjectie.
9. Werkwijze volgens conclusie 8, waarbij de alfa-alkeendimeer oppervlakte-actieve middelen in een zoutvorm of de zure vorm worden geïnjecteerd.
10. Werkwijze volgens conclusie 9, waarbij een niet condenseerbaar gas in een hoeveelheid van ongeveer 1% tot ongeveer 50% van de stoomfa-se in de stoom geïnjecteerd wordt voorafgaande aan de injectie van de stoom in de injectieput.
11. Werkwijze volgens conclusie 10, waarbij het oppervlakte-actie- 40 ve middel het dimeer is van een alfa-alkeensulfonaat met een monomeer- 1401097 Μ ketenlengte van ongeveer Cu tot ongeveer C20·
12. Verbetering van een werkwijze voor het verplaatsen van olie binnen een oliedragende ondergrondse formatie door een stoom bevattend fluïdum tezamen met een oppervlakte-actief-middelcomponent door een re- 5 latief door stoom permeabele zone in het reservoir te doen stromen, die het toepassen van een alfa-alkeensulfonaatdimeer met een monomeerketen-lengte van ongeveer C5 tot ongeveer C24 als het oppervlakte-actief-middeltoevoegsel in het stoom-schuimfluïdum omvat.
13. Werkwijze volgens conclusie 12, waarbij het dimeer ongeveer 10 0,01% tot ongeveer 10% van het fluïdum, gebruikt voor het bereiden van stoom, bevat.
14. Werkwijze volgens conclusie 13, waarbij de oppervlakte-actief-middel/stoomsamenstelling voorts een niet condenseerbaar gas bevat gekozen uit de groep bestaande uit stikstof, kooldioxide, lucht en kool- 15 monoxide.
15. Werkwijze volgens conclusie 14, waarbij het oppervlakte-actie-ve middel het dimeer is van een alfa-alkeensulfonaat met een monorneer- ketenlengte van ongeveer Cu tot ongeveer C20· ********** 8401097
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/489,649 US4556107A (en) | 1983-04-28 | 1983-04-28 | Steam injection including alpha-olephin sulfonate dimer surfactant additives and a process of stimulating hydrocarbon recovery from a subterranean formation |
| US48964983 | 1983-04-28 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NL8401097A true NL8401097A (nl) | 1984-11-16 |
Family
ID=23944699
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NL8401097A NL8401097A (nl) | 1983-04-28 | 1984-04-05 | Sulfonaatdimeer als oppervlakte-actief toevoegsel voor stoom-schuimuitdrijfmiddelen en een werkwijze voor het stimuleren van de koolwaterstofwinning uit een ondergrondse formatie. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4556107A (nl) |
| AR (1) | AR248175A1 (nl) |
| AU (1) | AU563811B2 (nl) |
| BR (1) | BR8401909A (nl) |
| CA (1) | CA1218227A (nl) |
| DE (1) | DE3415569C2 (nl) |
| ES (1) | ES8608620A1 (nl) |
| GB (1) | GB2138869B (nl) |
| NL (1) | NL8401097A (nl) |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4743385A (en) * | 1984-11-21 | 1988-05-10 | Sun Refining And Marketing Company | Oil recovery agent |
| US4769161A (en) * | 1984-12-14 | 1988-09-06 | Sun Refining And Marketing Company | Silicate-containing oil recovery compositions |
| US4597442A (en) * | 1985-02-26 | 1986-07-01 | Shell Oil Company | Reservoir preflushing process for increasing the rate of surfactant transport in displacing oil with injected steam and steam-foaming surfactant |
| US4678039A (en) * | 1986-01-30 | 1987-07-07 | Worldtech Atlantis Inc. | Method and apparatus for secondary and tertiary recovery of hydrocarbons |
| US4702317A (en) * | 1986-09-02 | 1987-10-27 | Texaco Inc. | Steam foam floods with a caustic agent |
| US5005644A (en) * | 1987-05-28 | 1991-04-09 | Chevron Research Company | Steam enhanced oil recovery method using branched alkyl aromatic sulfonates |
| US4957646A (en) * | 1987-08-26 | 1990-09-18 | Shell Oil Company | Steam foam surfactants enriched in alpha olefin disulfonates for enhanced oil recovery |
| US4860828A (en) * | 1988-06-01 | 1989-08-29 | The Dow Chemical Company | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations |
| US4852653A (en) * | 1988-07-06 | 1989-08-01 | Shell Oil Company | Method to obtain rapid build-up of pressure in a steam foam process |
| US4911238A (en) * | 1988-12-19 | 1990-03-27 | Shell Oil Company | Gas flooding with surfactants enriched in olefin disulfonate |
| US5069802A (en) * | 1988-12-19 | 1991-12-03 | Shell Oil Company | Gas flood surfactants enriched in olefin disulfonate |
| US4967837A (en) * | 1989-03-31 | 1990-11-06 | Chevron Research Company | Steam enhanced oil recovery method using dialkyl aromatic sulfonates |
| US5110487A (en) * | 1989-04-03 | 1992-05-05 | Chevron Corporation | Enhanced oil recovery method using surfactant compositions for improved oil mobility |
| US4923009A (en) * | 1989-05-05 | 1990-05-08 | Union Oil Company Of California | Steam enhanced oil recovery processes and compositions for use therein |
| US4953635A (en) * | 1989-07-27 | 1990-09-04 | Chevron Research Company | Method for improving the steam splits in a multiple steam injection process |
| US5056597A (en) * | 1989-07-27 | 1991-10-15 | Chevron Research And Technology Company | Method for improving the steam splits in a multiple steam injection process using multiple steam headers |
| US5000263A (en) * | 1989-07-27 | 1991-03-19 | Chevron Research And Technology Company | Method for improving the steam splits in a multiple steam injection process using multiple steam headers |
| US5273682A (en) * | 1989-09-22 | 1993-12-28 | Chevron Research And Technology Company | Viscosity control additives for foaming mixtures |
| US5000262A (en) * | 1989-09-22 | 1991-03-19 | Mitchell Danzik | Viscosity control additives for foaming mixtures |
| US5052487A (en) * | 1989-12-29 | 1991-10-01 | Chevron Research & Technology Company | Sequential injection foam process for enhanced oil recovery |
| 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 |
| US5190105A (en) * | 1991-09-26 | 1993-03-02 | Chevron Research And Technology Company | Method for improving the steam splits in a multiple steam injection process |
| WO2002011874A1 (en) * | 2000-08-07 | 2002-02-14 | Sofitech N.V. | Viscoelastic wellbore treatment fluid |
| GB2365464B (en) * | 2000-08-07 | 2002-09-18 | Sofitech Nv | Scale dissolver fluid |
| US6776234B2 (en) | 2001-12-21 | 2004-08-17 | Edward L. Boudreau | Recovery composition and method |
| US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
| US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
| US7770643B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
| US20080261835A1 (en) * | 2007-04-23 | 2008-10-23 | Paul Daniel Berger | Surfactant based compositions and process for heavy oil recovery |
| US9845669B2 (en) | 2014-04-04 | 2017-12-19 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon recovery with multi-function agent |
| BR112018002305B1 (pt) | 2015-08-04 | 2021-11-16 | Stepan Company | Método e composição |
| CA2994147C (en) | 2015-08-04 | 2023-07-11 | Carolina E. ROJAS | Mixed dimers from alpha-olefin sulfonic acids |
| CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
| CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
| CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
| CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US569519A (en) * | 1896-10-13 | Billiard table cushion | ||
| US529836A (en) * | 1894-11-27 | Conduit electric railway | ||
| US3357487A (en) * | 1965-08-26 | 1967-12-12 | Phillips Petroleum Co | Method of oil recovery with a hot driving fluid |
| US3412793A (en) * | 1966-01-11 | 1968-11-26 | Phillips Petroleum Co | Plugging high permeability earth strata |
| US3463231A (en) * | 1968-02-12 | 1969-08-26 | Chevron Res | Generation and use of foamed well circulation fluids |
| US3721707A (en) * | 1969-09-15 | 1973-03-20 | Chevron Res | Organic sulfonic acid oligomers and production process |
| US3953338A (en) * | 1969-09-15 | 1976-04-27 | Chevron Research Company | Foam well cleanout using oligomeric sulfonic acids |
| US3951823A (en) * | 1972-07-28 | 1976-04-20 | Chevron Research Company | Foam well cleanout using oligomeric sulfonates |
| US3994345A (en) | 1974-12-05 | 1976-11-30 | Phillips Petroleum Company | Method of recovering oil using steam |
| US3993133A (en) | 1975-04-18 | 1976-11-23 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of formations with foam |
| US4072191A (en) * | 1975-06-12 | 1978-02-07 | Phillips Petroleum Company | Fire floor process |
| US4085800A (en) * | 1976-12-07 | 1978-04-25 | Phillips Petroleum Company | Plugging earth strata |
| US4086964A (en) * | 1977-05-27 | 1978-05-02 | Shell Oil Company | Steam-channel-expanding steam foam drive |
| US4148217A (en) * | 1977-10-31 | 1979-04-10 | Phillips Petroleum Company | Evaluating surfactants |
| US4161217A (en) * | 1978-05-08 | 1979-07-17 | Shell Oil Company | Hot water foam oil production process |
| US4393937A (en) * | 1981-03-25 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4417088A (en) * | 1981-09-25 | 1983-11-22 | Chevron Research Company | Oligomerization of liquid olefins |
-
1983
- 1983-04-28 US US06/489,649 patent/US4556107A/en not_active Expired - Lifetime
-
1984
- 1984-03-23 CA CA000450302A patent/CA1218227A/en not_active Expired
- 1984-04-02 AU AU26312/84A patent/AU563811B2/en not_active Ceased
- 1984-04-05 NL NL8401097A patent/NL8401097A/nl not_active Application Discontinuation
- 1984-04-25 BR BR8401909A patent/BR8401909A/pt not_active IP Right Cessation
- 1984-04-26 DE DE3415569A patent/DE3415569C2/de not_active Expired - Fee Related
- 1984-04-26 GB GB08410728A patent/GB2138869B/en not_active Expired
- 1984-04-26 AR AR84296457A patent/AR248175A1/es active
- 1984-04-27 ES ES532010A patent/ES8608620A1/es not_active Expired
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB8410728D0 (en) | 1984-05-31 |
| AU563811B2 (en) | 1987-07-23 |
| GB2138869A (en) | 1984-10-31 |
| DE3415569C2 (de) | 1994-08-11 |
| AR248175A1 (es) | 1995-06-30 |
| CA1218227A (en) | 1987-02-24 |
| AU2631284A (en) | 1984-11-01 |
| US4556107A (en) | 1985-12-03 |
| DE3415569A1 (de) | 1984-10-31 |
| ES532010A0 (es) | 1986-06-16 |
| ES8608620A1 (es) | 1986-06-16 |
| GB2138869B (en) | 1986-07-02 |
| BR8401909A (pt) | 1984-12-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NL8401097A (nl) | Sulfonaatdimeer als oppervlakte-actief toevoegsel voor stoom-schuimuitdrijfmiddelen en een werkwijze voor het stimuleren van de koolwaterstofwinning uit een ondergrondse formatie. | |
| CA1230962A (en) | Sulfonate dimer surfactant cyclic steam stimulation process for recovering hydrocarbons from a subterranean formation | |
| US5542474A (en) | Foam mixture for carbon dioxide drive oil recovery method | |
| US5076357A (en) | Method of enhancing recovery of petroleum from an oil-bearing formation | |
| US4576232A (en) | Non-condensible gas injection including alpha-olefin sulfonate dimer surfactant additives and a process of stimulating hydrocarbon recovery from a subterranean formation | |
| US5193618A (en) | Multivalent ion tolerant steam-foaming surfactant composition for use in enhanced oil recovery operations | |
| CA1056301A (en) | Producing heavy oil from tar sands | |
| US7926561B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US5295540A (en) | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method | |
| US5363915A (en) | Enhanced oil recovery technique employing nonionic surfactants | |
| EP2451890B1 (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery from a formation containing a crude oil with specific solubility groups and chemical families | |
| US5052487A (en) | Sequential injection foam process for enhanced oil recovery | |
| CA1301636C (en) | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations | |
| EA020027B1 (ru) | Способ и композиция для улучшенного извлечения углеводородов | |
| CA2788840A1 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| US4572294A (en) | Non-condensible gas injection including alpha-olefin sulfonate surfactant additives | |
| CA1220415A (en) | High sweep efficiency steam drive oil recovery method | |
| US5083612A (en) | Hot water, surfactant, and polymer flooding process for heavy oil | |
| US11001744B2 (en) | Foam-forming composition for steam assisted oil recovery | |
| EA023150B1 (ru) | Способ и композиция для добычи углеводородов с искусственным поддержанием энергии пласта с очень высокой соленостью и высокой температурой | |
| GB2156400A (en) | Steam foam process | |
| GB2164978A (en) | Steam foam process | |
| CN85108889A (zh) | 含α-烯基磺酸盐和其齐聚物表面活性添加剂的非冷凝气体注入以及刺激石油开采工艺 | |
| CA1247850A (en) | Steam foam process | |
| GB2182962A (en) | Enhanced recovery of hydrocarbons from subterranean formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A85 | Still pending on 85-01-01 | ||
| BA | A request for search or an international-type search has been filed | ||
| DNT | Communications of changes of names of applicants whose applications have been laid open to public inspection |
Free format text: CHEVRON RESEARCH AND TECHNOLOGY COMPANY |
|
| BB | A search report has been drawn up | ||
| BC | A request for examination has been filed | ||
| BV | The patent application has lapsed |