NO150695B - Fremgangsmaate for polymerbasert oljeutvinning. - Google Patents

Fremgangsmaate for polymerbasert oljeutvinning. Download PDF

Info

Publication number
NO150695B
NO150695B NO792092A NO792092A NO150695B NO 150695 B NO150695 B NO 150695B NO 792092 A NO792092 A NO 792092A NO 792092 A NO792092 A NO 792092A NO 150695 B NO150695 B NO 150695B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
solution
polymer
solutions
complexing agent
oil
Prior art date
Application number
NO792092A
Other languages
English (en)
Other versions
NO150695C (no
NO792092L (no
Inventor
Gary William Pace
Trevor John Holding
Original Assignee
Hercules Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hercules Inc filed Critical Hercules Inc
Publication of NO792092L publication Critical patent/NO792092L/no
Publication of NO150695B publication Critical patent/NO150695B/no
Publication of NO150695C publication Critical patent/NO150695C/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • C09K8/905—Biopolymers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08J—WORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
    • C08J3/00—Processes of treating or compounding macromolecular substances
    • C08J3/02—Making solutions, dispersions, lattices or gels by other methods than by solution, emulsion or suspension polymerisation techniques
    • C08J3/03—Making solutions, dispersions, lattices or gels by other methods than by solution, emulsion or suspension polymerisation techniques in aqueous media
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22—Synthetic organic compounds
    • C09K8/24—Polymers
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
    • C12P—FERMENTATION OR ENZYME-USING PROCESSES TO SYNTHESISE A DESIRED CHEMICAL COMPOUND OR COMPOSITION OR TO SEPARATE OPTICAL ISOMERS FROM A RACEMIC MIXTURE
    • C12P19/00—Preparation of compounds containing saccharide radicals
    • C12P19/04—Polysaccharides, i.e. compounds containing more than five saccharide radicals attached to each other by glycosidic bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
    • C12P—FERMENTATION OR ENZYME-USING PROCESSES TO SYNTHESISE A DESIRED CHEMICAL COMPOUND OR COMPOSITION OR TO SEPARATE OPTICAL ISOMERS FROM A RACEMIC MIXTURE
    • C12P19/00—Preparation of compounds containing saccharide radicals
    • C12P19/04—Polysaccharides, i.e. compounds containing more than five saccharide radicals attached to each other by glycosidic bonds
    • C12P19/06—Xanthan, i.e. Xanthomonas-type heteropolysaccharides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08J—WORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
    • C08J2300/00—Characterised by the use of unspecified polymers
    • C08J2300/10—Polymers characterised by the presence of specified groups, e.g. terminal or pendant functional groups
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/935—Enhanced oil recovery
    • Y10S507/936—Flooding the formation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S524/00—Synthetic resins or natural rubbers -- part of the class 520 series
    • Y10S524/917—Oil spill recovery compositions

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte
for polymerbasert oljeutvinning ved injisering av en løsning omfattende en polymer, et alkalimetallsalt og et kompleksdannende middel, hvor løsningen er uten innhold av overflateaktivt stoff.
Typisk utvinnes olje fra undergrunnsreservoarforekomster ved en rekke driftsprosesser. Et nytt borehull gir vanligvis et begrenset kvantum olje som resultat av frigjøringen av indre trykk i borehullet. Når dette trykk er opphørt blir det nødven-dig å pumpe ut ytterligere mengder olje fra den oljebærende formasjon ved hjelp av mekaniske anordninger. Men disse prosesser utvinner bare ca. 25% av den totale olje i forekomsten, og
en stor del av oljen forblir holdt tilbake i porene i formasjonen.
En ytterligere økning i oljeutvinning kan oppnås ved hjelp av såkalt "sekundær utvinning". Ifølge en fremgangsmåte pumpes vann ned i et borehull eller et antall borehull, og en del av den tilbakeholdte olje fortrenges fra den porøse stein eller annen type formasjon, og den fortrengte olje oppsamles gjennom de omgivende borehuller.
Men fortrengning ved hjelp av vann etterlater fremdeles fra 55 til 60% av den tilgjengelige olje som er holdt tilbake i formasjonen, primært på grunn av at vann har en meget lav viskositet i forhold til råolje og har tendens til å følge den minste motstands vei, slik at det finner vei gjennom berget og etterlater store lommer olje urørt.
Et antall metoder er blitt utviklet i de senere år for utvinning av ytterligere kvanta olje fra disse forekomster ved anvendelse av såkalte "mobilitetsregulerende løsninger". Slike løsninger øker fortrengningen av olje ved økning av det fortrengende fluidums mobilitet slik at det kan trenge mer grundig gjennom berget. Av interesse er de utvinningsprosesser hvor det anvendes polymer fortrengning ved hjelp av et polysakkarid, såsom xantangummi, eller et polyakrylamid som tjener til å øke viskositeten til det fortrengende fluidum.
Den foreliggende oppfinnelse kjennetegnes ved at det anvendes en løsning hvor alkalimetallsaltet er tilsatt til en ferdig løsning av polymeren og det kompleksdannende middel.
Før det gjøres er det først nødvendig å påpeke at oppfinnelsen vedrører "enkle" polymerløsninger, med "enkle" menes at det ikke anvendes polymerløsninger som inneholder overflateaktive stoffer. Det er kjent å utvinne olje under anvendelse av vann hvortil det er tilsatt et overflateaktivt stoff for å senke over-flatespenningen mellom den injiserte løsning og oljen som skal utvinnes. I en utførelsesform tilsettes en polymer såsom et polyakrylamid, celluloseeter eller polysakkarid til løsningen av
det overflateaktive stoff. En slik utførelsesform er f.eks. kjent fra US-patentskrift 4.049.054, og som nevnt i dette patentskrift er det mulig å tilsette ytterligere tilsetningsstoffer. Typiske tilsetningsstoffer omfatter natriumtripolyfosfat, et chelatdannende middel, som er innrettet til å samvirke med det overflateaktive stoff for økning av dettes rensevirkning.
Ved injisering av polymerløsninger, særlig xantangummi-løsninger, er en ulempe som ofte påtreffes en tilbøyelighet hos løsningene til å blokkere de oljebærende formasjoner som de injiseres i. Det menes generelt at denne blokkeringstilbøyelig-het kan ha mange forskjellige årsaker, såsom nærvær av tilbakeblevne faste stoffer i løsningen og en tilbøyelighet til å fel-les ut eller danne geler når de injiseres i alkaliske løsninger.
Typiske tilbakeblevne faste stoffer som kan finnes i xantangummi eller andre heteropolysakkaridløsninger er hele bakterieceller eller cellerester som oppstår ved fermenterings-prosessen som vanligvis anvendes for fremstilling av hetero-polysakkaridet. I DE-off.skrift 2.734.364 diskuteres dette aspekt ved anvendelse av xantangummi, og det er fra off.skriftet kjent en fermenteringsmetode hvorved en gummi som er praktisk talt fri fra uløselig materiale på over 3 mikron kan oppnås.
I off.skriftet er det angitt fem hovedfaktorer som kan muliggjøre dette resultat. Faktorene vedrører alle nøye styring av fermenteringsbetingelsene, og som den tredje av disse faktorer er det angitt at hardt vann med høye konsentrasjoner av kalsium-ioner ikke anvendes ved fremstillingen av fermenteringsmediet. For dette formål tilsettes det et chelatdannende middel, såsom etylendiamintetraeddiksyre eller fortrinnsvis sitronsyre for å isolere overskudd av kalsium og hindre utfelling av kalsium-ioner som et uløselig fosfat. Foretatt sammen med andre forholds-regler angitt i nevnte off.skrift sies det å være mulig å oppnå et produkt stort sett uten uløselig materiale med størrelse på over 3 mikron. Det chelatdannende middel tilsettes således før eller under fermenteringen.
Ved analysen av relevant kjent teknikk nevnes det i nevnte off.skrift 2.734.364 at ifølge US-patentskrift 3.853.771 er blokkeringsproblemet av hele fermenteringsmedia løst ved en fremgangsmåte for oppløsning eller dispergering av celleformete mikroorganismer, som omfatter at dette materiale, dvs. hele fermenteringsmediet, bringes i berøring med en vandig disper-geringsløsning som inneholder et overflateaktivt stoff, et chelatdannende middel samt et alkalimetallhydroksyd. Det overflateaktive stoff bevirker at de ytre vegger av mikroorganismecellene dispergeres, og det chelatdannende middel bevirker dispergering av cellenes innervegger, mens hydroksydet øker disse disperge-ringseffekter. US-patentskriftet anses således for å vedrøre en variant hvor det chelatdannende middel sammen med andre bestanddeler tilsettes etter fermentering til mediet som inneholder det ønskete polysakkarid sammen med tilbakeblevne faste stoffer, såsom celleformete mikroorganismer.
Imidlertid viser US-patentskriftet selv at det ikke ved-rører blokkeringsproblemet av hele fermenteringsmedier som frem-kommer ved produksjon av heteropolysakkaridgummier. Istedenfor vedrører det dispergerende bakterier såsom Desulfovibrio desul-furicans som vokser naturlig i oljeinneholdende formasjoner. Dispergeringsløsningen injiseres i brønnhodet som del av en olje-utvinningsprosess basert på injiseringen av vann. Når det gjelder anvendelsen av kompleksdannende midler i fremstillingen av løs-ninger av polymerer for anvendelse ved oljeutvinning er nevnte US-patentskrift 3.853.771 mindre relevant enn den diskusjon av patentskriftet som finnes i DE-off.skrift 2.734.364.
Når det gjelder egenskapene til xantangummier for utfelling eller dannelse av geler, er den teori som for tiden er akseptert at aggregering primært bevirkes av to- eller treverdige ioner i løsningen, hvoretter aggregatpolymeren danner en utfelling eller en gel. I sin artikkel SPE 5099, frembrakt for det 49., årlige høstmøte i Society of Petroleum Engineers of AIME, 6.-9. oktober 1974, diskuterer D. Lipton dette fenomen og andre som påvirker injiserbarheten for biopolymerer og nevner at geldan-nelse vanligvis påtreffes over pH 9. Gelatinering eller utfelling under alkaliske betingelser i nærvær av flerverdige ioner
er også blitt fremsatt av H.J. Hill et al (SPE 4748, Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa 1974) for å forklare en svikt når det gjelder å oppnå reproduserbare forsøksresultater med xantan-gummiløsninger, men det ble ikke funnet noe bevis for geldan-nelse med polyakrylamidløsninger som anvendes for oljeutvinning. • Det har vist seg at injiserbarheten for en løsning av en polymer ved sur eller om-trent nøytral pH kan bedres ved tilsetning av et kompleksdannende middel for kompleksdannelse med flerverdige ioner. Denne iakttagelse gjelder generelt for viskøse polymerløsninger som anvendes for "polymerbasert" oljeutvinning. Med "polymerbasert oljeutvinning" menes det en fremgangsmåte slik som beskrevet som omfatter injisering av en enkel pqlymerløsning, hvor det ikke anvendes overflateaktive stoffer sammen med polymeren.
Fortrinnsvis oppnås løsningen som skal injiseres av et prekonsentrat av polymeren og det kompleksdannende middel som deretter kan fortynnes eller løses opp på stedet til dannelse av injiseringsløsningen. Slik det er vanlig ved fremstilling av polymerløsninger for anvendelse ved oljeutvinning er løsningen basert på en alkalimetallsaltløsning, såsom en løsning av natriumklorid eller natriumsulfat. Når det anvendes en saltløsning,
og av en årsak som man ikke er i stand til å forklare, har det vist seg at bedre injiserbarhet oppnås ved først å kombinere polymeren og det kompleksdannende middel enn ved tilsetning av det kompleksdannende middel til en fremstilt, fortynnet løsning av polymeren i saltoppløsningen. Det har også vist seg at løs-ninger fremstilt slik har bedre optisk klarhet enn de som fremstilles uten tilsetningen av det kompleksdannende middel.
Når polymeren er et mikrobielt polysakkarid, frembringes
en vandig løsning av dette hensiktsmessig ved dyr king av en polysakkarid-produserende stamme av en mikroorganisme i et næringsmedium og ved å underkaste det derved dannede medium behandling ifølge en prosess for fjerning av tilbakeblevne faste stoffer, f.eks. med størrelse på over 3 mikron. Typiske prosesser omfatter filtrering, sentrifugering og enzymbehandling og er velkjente på mikrobepolysakkaridfeltet.
Alternativt kan en fast polymer tilsettes til vannet til dannelse av løsningen. Den faste polymer kan være et tørt pulver eller et ganulert materiale, eller, som når det gjelder xantan, kan formuleres som en suspensjon i en ikke-vandig væske såsom alkohol eller flytende parafin. Dette tørre pulver eller suspen-sjonen inneholder hensiktsmessig også det kompleksdannende middel.
Når det gjelder en mikrobiell polysakkaridgummi, såsom xantan, kan en kombinasjon av polymeren og det kompleksdannende middel hensiktsmessig fremstilles ved tilsetning av det kompleksdannende middel, særlig natriumheksametafosfat, til et polysak-karidholdig medium og samtidig utfelling av den kombinerte polymer og det kompleksdannende middel.
Tilsetningen av det kompleksdannende middel kan utføres enten umiddelbart før de mikrobielle celler fjernes ved filtrering, sentrifugering etc, eller etterpå. Den samtidige utfelling kan oppnås ved tilsetning av et utfellende middel for polymeren, som også feller ut det kompleksdannende middel, f.eks.
en alkohol såsom isopropanol.
Alternativt kan kombinasjonen fremstilles ved enkel blan-ding av de to isolerte bestanddeler.
Det er vanskelig å rasjonalisere den foreliggende oppfinnelse på basis av de gjengse teorier som er diskutert ovenfor når det gjelder aggregering ved tilsetning av xantangummi til alkaliske formasjoner. Øyensynlig opptrer det en viss kompleksdannende virkning, men det er ikke klart hvorfor det skal oppnås fordeler f.eks. med hydroksyetylcelluloseløsninger for injisering ved ikke-alkalisk pH. Likeledes er det vanskelig å antyde en, årsak til hvorfor blandingsrekkefølgen skal være vik-tig.
Når injiseringsløsningen inneholder et alkalimetallsalt, såsom natriumklorid eller -sulfat, har det vist seg at bedre resultater oppnås ved å fremstille en utgangsløsning av polymeren og det kompleksdannende middel og deretter tilsette saltet. Dersom rekkefølgen reverseres og saltet tilsettes før det kompleksdannende middel, ligger injiserbarheten typisk mellom injiserbarheten for den konvensjonelle løsning uten kompleksdannende middel og injiserbarheten for løsningen fremstilt i først-nevnte rekkefølge. At rekkefølgen skal være vesentlig er særlig overraskende, idet virkningen av det kompleksdannende middel burde være upåvirket av nærværet av enverdige salter, såsom natriumklorid eller -sulfat.
Det vil imidlertid lett forstås at den foreliggende effekt ikke er den samme som den som oppnås ifølge kjent teknikk diskutert ovenfor, idet fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen omfatter anvendelse av polymerløsninger som er uten tilbakeblivende faste stoffer og som det ikke tilsettes overflateaktivt stoff til.
Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan stilles opp mot fremgangsmåten ifølge britisk patentskrift 1.546.560 hvor xantangummi rehydratiseres i ferskvann som ikke inneholder noe kompleksdannende middel, før tilsetning av salt. Det har ifølge oppfinnelsen vist seg at tilsetning av det kompleksdannende middel gir en tydelig fordel sammenliknet med anvendelsen av bare ferskvann, idet filtreringshastigheten økes med en tredjedel eller mer.
Eksempler på kompleksdannende midler som kan anvendes er natriumheksametafosfat som er tilgjengelig under varemerket "Calgon", etylendiamintetraeddiksyre (EDTA) samt salter av EDTA. Mengden kompleksdannende middel som anvendes er ikke kritisk, selv om et foretrukket konsentrasjonsområde i den ferdige inji-seringsløsning er fra 0,01 til 2,0 vekt%.
Polymeren i løsningen kan være en vilkårlig vannløselig polymer for anvendelse ved oljeutvinning. Typiske polymerer omfatter mikrobielle polysakkaridgummier, polyakrylamider samt cellulosederivater. Det foretrukne mikrobielle polysakkarid er xantan. Andre mikrobielle polysakkarider omfatter ø-1,3-glukan-gummier, f.eks. "Polytran" som fremstilles av soppen Sclerotium glucanicum. Akrylamidpolymerer er veletablerte for oljeutvinnings-prosesser.
Like godt som mikrobielt polysakkaridgummi og akrylamidpolymerer kan det ifølge oppfinnelsen anvendes andre polymerer såsom hydroksyetylcellulose og beslektede cellulosematerialer. Mengden anvendt polymer vil avhenge av den forlangte viskositet for injiseringsløsningen. Som eksempel kan det nevnes at xantangummi gir effektive resultater når den anvendes i en konsentrasjon på ca. 1 g pr. liter.
Ifølge den foretrukne utførelsesform dannes det et prekonsentrat av det kompleksdannende middel og polymeren, som deretter kan fortynnes. Xantangummi oppnås vanligvis som et fermenterings-medium som inneholder 20-50, typisk 30 g/l av gummien. På grunn av den ovennevnte effektive konsentrasjon på ca. 1 g/l i injek-sjonsløsningen følger det at xantangummikonsentratene hensiktsmessig kan formuleres som ca. 30x konsentratet ved å tilsette til mediet 30 ganger den endelige konsentrasjon av kompleksdannende middel etter fjerning av faste stoffer på over 3 mikron fra mediet. For andre polymerer gjelder liknende betraktninger, og hensiktsmessige konsentrasjoner for prekonsentratene kan lett-vint utarbeides.
Oppfinnelsen vil bli nærmere illustrert ved de etterføl-gende eksempler, hvor alle prosentverdier er etter vekt.
Eksempel 1
Xantanfermenteringsmedium (oppnådd ved fermentering av Xanthomonas campestris) ble fortynnet og sentrifugert for fjerning av cellerester. Følgende løsninger ble fremstilt: a) ved tynning av denne løsning med natriumkloridløsning, hvorved det ble oppnådd en løsning som inneholdt 3% natriumklorid og 0,1% polymer (kontrollprøve), b) ved fortynning av denne løsning med en løsning av et kompleksdannende middel, natriumheksametafosfat, og deretter tilsetning av fast natriumklorid, hvorved det ble oppnådd en løsning som inneholdt 0,25% heksametafosfat, 3% natriumklorid og 0,1% polymer, hvor natriumkloridet ble tilsatt sist.
Injiserbarheten for løsningene ble deretter fastlagt ved filtrering av løsningen ved ca. 1,4 kg/cm 2 og ved romtemperatur gjennom et Ap 200 millipore-prefilter og et 0,8 mikron milliporefilter og måling av filtreringshastigheten. Hastigheten ble be-stemt etter at forskjellige volumer var blitt oppsamlet. Resultatene er angitt i tabell 1.
Millipor-efilterevalueringen er ba-sert på det som er beskrevet av Lipton i ovennevnte artikkel, hvor et milliporefilter anvendes som en hensiktsmessig etterlikning av et porøst berg.
Eksempel 2
Følgende løsninger av hydroksyetylcellulose (HEC) ble fremstilt: a) 0,2% HEC i en 3 prosentig natriumkloridløsning (kontroll), b) 9,2% HEC i en løsning av 0,2% natriumhelcsameta-fosfat og 3% natriumklorid, hvor natriumkloridet ble tilsatt sist. Filtrerbarheten for disse løsninger ble fastlagt under anvendelse av fremgangsmåten som er beskrevet i eksempel 1. Resultatene er angitt i tabell 2.
Eksempel 3
Følgende løsninger av en 6-1,3-glukangummi som er fremstilt av soppen Sclerotium glucanicum og som er tilgjengelig under varemerket "Polytran" ble fremstilt: - a) 0,2% "Polytran" i 3 prosentig natriumkloridløsning (kontroll), b) 0,2% "Polytran" i løsning sammen med 0,2% natriumheksametafosfat og 3% natriumklorid, hvor natriumklorid ble tilsatt sist. Filtrerbarheten for disse løsninger ble fastlagt under anvendelse av fremgangsmåten som er beskrevet i eksempel 1, og resultatene er angitt i tabell 3.
Eksempel 4
Virkningen av natriumheksametafosfat på den optiske klarhet for polymerløsningen ble studert. Løsninger som inneholdt 1% polymer (xantan- eller "Polytran"-gummi) og enten 0% eller 1,0% heksametafosfat ble fremstilt. Den optiske klarhet i disse løsninger ble fastlagt under anvendelse av et kolori-meter, hvor den anvendte målestokk var vilkårlig.
Resultatene er angitt i tabell 4.
Eksempel 5
Enzymklaret xantangummi ble anvendt for fremstilling av følgende vandige løsninger: a) 0,2% xantangummi og 3% natriumklorid (kontroll), b) 0,2% xantangummi og 0,1 M EDTA (etylendiamintetraeddiksyre) samt 3% natriumklorid, hvor natriumkloridet
ble tilsatt sist.
Filtrerbarheten for disse løsninger ble fastlagt under anvendelse av fremgangsmåten som er beskrevet i eksempel 1, og resultatene er angitt i tabell 5.
Eksempel 6
Virkningen av tilsetningsrekkefølgen av heksametafosfat
og salt til polymerløsningene på filtrerbarheten for disse løsninger ble studert. Følgende løsninger som inneholdt 0,1% xantan, klarhet ved sentrifugering, ble fremstilt: a) xantangummi ble løst i 3 prosentig natriumkloridløsning, b) xantangummi ble løst i 3 prosentig natriumkloridløsning, og deretter ble natriumheksametafosfat tilsatt til en sluttkonsentrasjon på 0,2%, c) xantangummi ble løst i 0,2 prosentig natriumheksa-metaf osf atløsning, og deretter ble natriumklorid tilsatt til en sluttkonsentrasjon på 3%. Filtrerbarheten for disse løsninger ble fastlagt under anvendelse av fremgangsmåten som er beskrevet i eksempel 1. Resultatene er angitt i tabell 6. Av tabellen kan man se den forbedrete filtrerbarhet, og derved forbedret injiserbarhet, for løsningene fremstilt ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Den fordelaktige virkning som oppnås ved tilsetning av det kompleksdannende middel før natriumkloridet er særlig markert.
Eksempel 7
Fremgangsmåten ifølge eksempel 1 ble gjentatt, men under anvendelse av et kommersielt tilgjengelig polyakrylamid av typen som er anvendbar ved oljeutvinning, kjent som "DM1 Hiper-pol". Det ble fremstilt løsninger som a) inneholdt 0,1% polymer og ca. 3% natriumklorid, og b) som også inneholdt 0,25% natrium-heksametaf osf at ("Calgon") tilsatt før saltet. Prefilteret var "Millipore" AP 20 042 00.
Resultatene er angitt i tabell 7.
Eksempel 8
En 1 prosentig løsning av xantangummi, klaret ved sentrifugering, ble fremstilt i en konsentrert, ca. 10 prosentig, løsning av heksametafosfat. En liknende, 1 prosentig løsning ble fremstilt som en kontroll i ferskvann, som ikke inneholdt heksametafosfat. Begge løsninger ble fortynnet med en sterk saltløsning, 2% NaCl, 0,2% CaCl,,, hvorved det ble oppnådd a) 0,1% polymer i sterk saltløsning og b) 0,1% polymer + 1% NaHMP i sterk saltløsning.
Filtrerbarheten for disse løsninger ble fastlagt som i eksempel 1, og resultatene er vist i tabell 8.
Eksempel 9
Fremgangsmåten i eksempel 8 ble gjentatt, men sjøvann (oppsamlet ved sydkysten av England og filtrert gjennom et 5 mikron "Millipore"-filter) ble anvendt istedenfor sterk saltløsning. Resultatene er vist i tabell 9.
Eksempel 10
Til et xantanfermenteringsmedium (ca. 2,5% xantan) ble det tilsatt en konsentrert løsning av natriumheksametafosfat til dannelse av et forhold mellom polymer og kompleksdannende middel på 1:1 etter vekt. En kontrolløsning ble fremstilt ved å for-tynne mediet med samme volum ferskvann. Begge løsninger ble sentrifugert for fjerning av celler, og deretter ble isopropanol tilsatt for å bevirke samtidig utfelling av xantangummi og kompleksdannende middel. Produktet ble tørket og malt. Føl-gende løsninger ble fremstilt:
a) Kontroll: 0,01% polymer i 3 prosentig NaCl,
b) 0,2% NaHMP/polymer samtidig utfelt, i 3 prosentig NaCl (dvs. ca. 0,1% polymer). Filtrerbarheten ble målt
som i eksempel 1, og resultatene er angitt i tabell 10.

Claims (3)

1. Fremgangsmåte for polymerbasert oljeutvinning ved injisering av en løsning omfattende en polymer, et alkalimetallsalt og et kompleksdannende middel, hvor løsningen er uten innhold av overflateaktivt stoff, karakterisert ved at det anvendes en løsning hvor alkalimetallsaltet er tilsatt til en ferdig løsning av polymeren og det kompleksdannende middel.
2. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at det som polymer anvendes et mikrobielt polysakkarid i form av en vandig løsning som fremstilles ved å dyrke en polysakkarid-produserende stamme av en mikroorganisme i et næringsmedium og behandle det derved dannede medium for fjerning av tilbakeblevne faste stoffer.
3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at det anvendes en løsning hvor det kompleksdannende middel er tilsatt i en mengde som frembringer en konsentrasjon på fra 0,01 til 2,0 vekt% i den fortynnete løsning.
NO792092A 1978-06-23 1979-06-22 Fremgangsmaate for polymerbasert oljeutvinning NO150695C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB7827803 1978-06-23

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO792092L NO792092L (no) 1979-12-28
NO150695B true NO150695B (no) 1984-08-20
NO150695C NO150695C (no) 1984-11-28

Family

ID=10498120

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO792092A NO150695C (no) 1978-06-23 1979-06-22 Fremgangsmaate for polymerbasert oljeutvinning

Country Status (6)

Country Link
US (1) US4265673A (no)
CA (1) CA1113233A (no)
FR (1) FR2429236B1 (no)
MX (1) MX153483A (no)
NO (1) NO150695C (no)
SU (1) SU1215624A3 (no)

Families Citing this family (54)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2442955A1 (fr) * 1978-12-01 1980-06-27 Ceca Sa Perfectionnements a la recuperation assistee du petrole
US4420573A (en) * 1981-03-28 1983-12-13 The British Petroleum Company P.L.C. Method of treating water-in-oil dispersions
DE3112946A1 (de) * 1981-03-31 1982-10-07 Hoechst Ag, 6000 Frankfurt Gelbildende zusammensetzung auf der basis eines celluloseethers, ein verfahren zur herstellung eines gels, ein verfahren zur reversiblen aufhebung des gels und ihre verwendung bei der sekundaerfoerderung von erdoel
US4466889A (en) * 1981-08-20 1984-08-21 Pfizer Inc. Polyvalent metal ion chelating agents for xanthan solutions
FR2516527B1 (fr) * 1981-11-16 1986-05-23 Rhone Poulenc Spec Chim Compositions a base de gommes hydrosolubles, leur preparation et leur utilisation
FR2538027B1 (fr) * 1982-12-21 1986-01-31 Dowell Schlumberger Etu Fabr Compositions ameliorees de systemes polymeres, et leurs utilisations notamment pour la fracturation hydraulique
FR2540879A1 (fr) * 1983-02-14 1984-08-17 Rhone Poulenc Spec Chim Suspensions concentrees de polymeres hydrosolubles
US4487867A (en) * 1983-06-22 1984-12-11 Halliburton Company Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation
US4487866A (en) * 1983-06-22 1984-12-11 Halliburton Company Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers
ATE51012T1 (de) * 1983-09-09 1990-03-15 Shell Int Research Biopolymerzusammensetzungen und verfahren zur herstellung derselben.
US4640358A (en) * 1984-03-26 1987-02-03 Mobil Oil Corporation Oil recovery process employing a complexed polysaccharide
US4647312A (en) * 1984-03-26 1987-03-03 Mobil Oil Corporation Oil recovery process employing a complexed polysaccharide
US6489270B1 (en) 1999-01-07 2002-12-03 Daniel P. Vollmer Methods for enhancing wellbore treatment fluids
US20030130133A1 (en) * 1999-01-07 2003-07-10 Vollmer Daniel Patrick Well treatment fluid
US8541051B2 (en) 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US7674753B2 (en) 2003-09-17 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations
US7829507B2 (en) 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
US7195068B2 (en) 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
US7825073B2 (en) * 2004-07-13 2010-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods
US7621334B2 (en) 2005-04-29 2009-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods
US7727937B2 (en) 2004-07-13 2010-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods
US20060014648A1 (en) * 2004-07-13 2006-01-19 Milson Shane L Brine-based viscosified treatment fluids and associated methods
US7547665B2 (en) 2005-04-29 2009-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods
US7727936B2 (en) * 2004-07-13 2010-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods
US7475728B2 (en) 2004-07-23 2009-01-13 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of use in subterranean formations
US7413017B2 (en) 2004-09-24 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7553800B2 (en) 2004-11-17 2009-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations
US20080009423A1 (en) * 2005-01-31 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US7497258B2 (en) 2005-02-01 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions
US7353876B2 (en) 2005-02-01 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations
US8598092B2 (en) * 2005-02-02 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations
US20060172894A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US7506689B2 (en) 2005-02-22 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations
US7662753B2 (en) * 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7595280B2 (en) 2005-08-16 2009-09-29 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration
US7484564B2 (en) 2005-08-16 2009-02-03 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration
US7713916B2 (en) 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US7461697B2 (en) 2005-11-21 2008-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon
US7431088B2 (en) 2006-01-20 2008-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlled acidization in a wellbore
US7608566B2 (en) 2006-03-30 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use
US8329621B2 (en) * 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US7455112B2 (en) 2006-09-29 2008-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations
US7686080B2 (en) 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US9140707B2 (en) * 2007-08-10 2015-09-22 University Of Louisville Research Foundation, Inc. Sensors and methods for detecting diseases caused by a single point mutation
EA201070854A1 (ru) * 2008-01-16 2011-02-28 Эм-Ай Эл.Эл.Си. Способ предотвращения осаждения или способ восстановления ксантана
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
US7906464B2 (en) * 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US8082992B2 (en) 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
UA110342C2 (uk) * 2010-08-31 2015-12-25 СіПі КЕЛКО Ю.еС., ІНК. США Ксантанова камедь з високою швидкістю гідратування та високою в'язкістю
US9816362B2 (en) * 2013-11-25 2017-11-14 Halliburton Energy Services, Inc. Viscosity enhancer

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3532166A (en) * 1969-01-10 1970-10-06 Mobil Oil Corp Oil recovery process using thickened aqueous flooding liquids
US3853771A (en) * 1971-05-17 1974-12-10 Shell Oil Co Process for dispersing cellular micro-organisms with chelating aqueous alkaline surfactant systems
US4049054A (en) * 1974-12-09 1977-09-20 Phillips Petroleum Company Stable mixtures of polymers and surfactants for surfactant flooding
US4039028A (en) * 1975-11-03 1977-08-02 Union Oil Company Of California Mobility control of aqueous fluids in porous media
US4119546A (en) * 1976-08-05 1978-10-10 Pfizer Inc. Process for producing Xanthomonas hydrophilic colloid, product resulting therefrom, and use thereof in displacement of oil from partially depleted reservoirs
NO150965C (no) * 1976-08-05 1985-01-16 Pfizer Fremgangsmaate for fremstilling av en xantanopploesning
US4078607A (en) * 1976-09-13 1978-03-14 Texaco Inc. Oil recovery process using improved thickened aqueous flooding liquids

Also Published As

Publication number Publication date
CA1113233A (en) 1981-12-01
FR2429236B1 (fr) 1985-07-26
FR2429236A1 (fr) 1980-01-18
SU1215624A3 (ru) 1986-02-28
US4265673A (en) 1981-05-05
NO150695C (no) 1984-11-28
MX153483A (es) 1986-11-07
NO792092L (no) 1979-12-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO150695B (no) Fremgangsmaate for polymerbasert oljeutvinning.
EP0202935B1 (en) Oil reservoir permeability control using polymeric gels
US4782901A (en) Minimizing gravity override of carbon dioxide with a gel
EP0073599B1 (en) Polyvalent metal ion chelating agents for xanthan solutions
HU186421B (en) Process for the extraction of oil from underground layers
US20150197686A1 (en) Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same
US4353805A (en) Enhanced oil recovery
CA1173771A (en) Fluid displacement with heteropolysaccharide solutions, and the microbial production of heteropolysaccharides
NO844884L (no) Polymerer for anvendelse ved oljeboring
NO863244L (no) Fremgangsmaate for fremstilling av et polysakkarid.
EP0073612B1 (en) Surfactant enhanced injectivity of xanthan mobility control solutions for tertiary oil recovery
GB2099008A (en) Enzymatic process for the treatment of xanthan gums to improve the filtrability of their aqueous solutions
CA1206739A (en) Stabilizing polysaccharide solutions for tertiary oil recovery at elevated temperature with borohydride
US3766983A (en) Stabilized nonionic polysaccharide thickened water
US4104193A (en) Imparting superior viscosity to aqueous polysaccharide solutions
US4078607A (en) Oil recovery process using improved thickened aqueous flooding liquids
US4667741A (en) Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex
US4232739A (en) Aqueous polysaccharide-containing fluid having superior filterability and stability and their use in recovering oil
GB2029847A (en) Polymer solutions for use in oil recovery
EP0090920B1 (de) Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus untertägigen Lagerstätten
CA1134300A (en) Process for treating xanthomonas fermentation broth for use in displacement of oil from partially depleted reservoirs
US4738727A (en) Process for the preparation of an aqueous solution of a heteropolysaccharide
EP2764069A1 (de) Verfahren zur förderung von erdöl aus einer unterirdischen lagerstätte
US4195689A (en) Chemical waterflood process development
US4282930A (en) Process for the recovery of petroleum from subterranean formations