NO155897B - Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. - Google Patents
Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. Download PDFInfo
- Publication number
- NO155897B NO155897B NO820489A NO820489A NO155897B NO 155897 B NO155897 B NO 155897B NO 820489 A NO820489 A NO 820489A NO 820489 A NO820489 A NO 820489A NO 155897 B NO155897 B NO 155897B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- surfactant
- oil
- formation water
- reservoir
- stated
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 86
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 10
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 7
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 abstract 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 15
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 8
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- -1 unsaturated alkyl radical Chemical class 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 4
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 4
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 3
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 2-butylphenol Chemical compound CCCCC1=CC=CC=C1O GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- ZWRUINPWMLAQRD-UHFFFAOYSA-N nonan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCO ZWRUINPWMLAQRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- XUHRVZXFBWDCFB-QRTDKPMLSA-N (3R)-4-[[(3S,6S,9S,12R,15S,18R,21R,24R,27R,28R)-12-(3-amino-3-oxopropyl)-6-[(2S)-butan-2-yl]-3-(2-carboxyethyl)-18-(hydroxymethyl)-28-methyl-9,15,21,24-tetrakis(2-methylpropyl)-2,5,8,11,14,17,20,23,26-nonaoxo-1-oxa-4,7,10,13,16,19,22,25-octazacyclooctacos-27-yl]amino]-3-[[(2R)-2-[[(3S)-3-hydroxydecanoyl]amino]-4-methylpentanoyl]amino]-4-oxobutanoic acid Chemical compound CCCCCCC[C@H](O)CC(=O)N[C@H](CC(C)C)C(=O)N[C@H](CC(O)=O)C(=O)N[C@@H]1[C@@H](C)OC(=O)[C@H](CCC(O)=O)NC(=O)[C@@H](NC(=O)[C@H](CC(C)C)NC(=O)[C@@H](CCC(N)=O)NC(=O)[C@H](CC(C)C)NC(=O)[C@@H](CO)NC(=O)[C@@H](CC(C)C)NC(=O)[C@@H](CC(C)C)NC1=O)[C@@H](C)CC XUHRVZXFBWDCFB-QRTDKPMLSA-N 0.000 description 1
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 1-Octanol Chemical compound CCCCCCCCO KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N 1-Tetradecanol Natural products CCCCCCCCCCCCCCO HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FDIPWBUDOCPIMH-UHFFFAOYSA-N 2-decylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O FDIPWBUDOCPIMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CYEJMVLDXAUOPN-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O CYEJMVLDXAUOPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABMULKFGWTYIIK-UHFFFAOYSA-N 2-hexylphenol Chemical compound CCCCCCC1=CC=CC=C1O ABMULKFGWTYIIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JOONSONEBWTBLT-UHFFFAOYSA-N 2-tetradecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O JOONSONEBWTBLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RGVIYLQXUDJMCP-UHFFFAOYSA-N 2-tridecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O RGVIYLQXUDJMCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UVNKQUXHHOZJLS-UHFFFAOYSA-N 2-undecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O UVNKQUXHHOZJLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound 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 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 102000008068 Tensins Human genes 0.000 description 1
- 108010088950 Tensins Proteins 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000274 adsorptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Inorganic materials [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229960000541 cetyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013375 chromatographic separation Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 125000002704 decyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- YIXJRHPUWRPCBB-UHFFFAOYSA-N magnesium nitrate Inorganic materials [Mg+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O YIXJRHPUWRPCBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229940043348 myristyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 125000001421 myristyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N n-heptadecyl alcohol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCCO GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N n-hexadecyl alcohol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCO BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940055577 oleyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N oleyl alcohol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCO XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229940012831 stearyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 229940087291 tridecyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 125000002889 tridecyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000007306 turnover Effects 0.000 description 1
- 125000002948 undecyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
Description
Ved utvinning av olje fra oljefyrende reservoarer er det vanligvis bare iimlig å utvinne en brøkdel av den opprinnelig foreliggende olje ved primære utvinningsprosesser. Ved disse kommer oljen opp til jordoverflaten som følge av det naturlige reservoartrykk.. Ved sekundær oljeutvinning blir vann presset inn i formasjonen gjennom en eller flere injeksjonsboringer og oljen drevet frem til en eller flere produksjonsboringer og på denne måte bragt opp til jordoverflaten. Denne såkalte vann-flømming som sekundærforholdsregel er forholdsvis billig og anvendes tilsvarende hyppig, men fører i mange tilfeller til bare en liten ytterligere oljeutvinning fra reservoaret.
En virksom fortrengning av oljen som er dyrere, men sam-funnsøkonomisk tvingende nødvendig i lys av den foreliggende oljeknapphet, er mulig ved hjelp av tertiære forholdsreglér. Herunder forstås fremgangsmåter hvor enten viskositeten av oljen reduseres og/eller viskositeten av det etterflømmende vann økes og/eller grenseflatespenningen mellom vann og olje reduseres.
De fleste av disse prosesser kan karakteriseres enten som oppløsnings- eller blandingsflømming, termiske oljeutvinnings-prosesser, tensid- eller polymerflømming eller som en kombi-nasjon av flere av disse fremgangsmåter.
Termiske utvinningsprosesser omfatter injisering av damp eller varmt vann eller er et resultat av forbrenning in situ. Oppløsnings- eller blandingsprosesser består i injisering av et oppløsningsmiddel for jordoljen i reservoaret, idet der med en "jordolje" forstås en gass og/eller en væske.
Tensidflømmeprosesser (alt etter tensidkonsentrasjonen, eventuelt tensidtypen og tilsetninger skiller man mellom tensid-understøttet vannflømming, vanlig tensidflømming (low tension flooding) micellærflømming og emulsjonsflømming) beror i første linje på en sterk reduksjon av grenseflatespenningen mellom olje og flømmevann. I visse tilfeller, spesielt i nærvær av høyere tensidkonsentrasjoner,oppstår der imidlertid V0-dispersjoner med tydelig økt viskositet i forhold til olje,
slik at tensidflømmingen her også tar sikte på en reduksjon av mobilitetsforholdet, hvorved virkningsgraden av oljefortreng-
ningen økes. Ren polymerflømming beror overveiende på den sist beskrevne virkning av det gunstigere mobilitetsforhold mellom olje og etterflømmende vann.
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte til utvinning av olje ved tensidflømming. Som oljemobiliserende tensider er der hittil fremfor alt blitt beskrevet organiske sulfonater som alkyl-, alkylaryl- eller petroleumsulfonater. Disse har imidlertid en meget lav toleransegrense overfor saliniteten av reservoarvannet. Allerede saltkonsentrasjoner på 1000 ppm regnes som problematiske, og i denne forbindelse er ømfintligheten av disse tensider spesielt utpreget overfor jordalkaliioner. Her antas den øvre kritiske grensekonsentrasjon å være ca. 500 ppm (US patentskrift 4 110 228). I nærvær av høyere saltkonsentrasjoner danner der seg ved anvendelse av disse tensider utfellingsprodukter som kan føre til tilstopning av formasjonen. Da imidlertid mange reservoårvann har vesentlig høyere saliniteter, i Nord-Tyskland f.eks. opptil 250 000 ppm, har man lett etter måter til å utnytte de ellers gode oljemobiliserende egenskaper av de organiske sulfonater også for reservoarsystemer med høyere salinitet. I blanding med ko-surfaktanter (samvirkende overflateaktive midler) som alkoholer eller ikke-ioniske tensider viser organiske sulfonater seg også mindre elektrolytt-ømfintlige. Riktignok involverer man ved en slik prosess en meget komplisert blanding, hvis grunnkomponent petroleumsulfonat allerede selv er en blanding av mange stoffer. Hvis man tar hensyn til det forhold at forskjellige tensid-molekyler har forskjellig adsorbtiv vekselvirkning med mineral-overflaten, må man med sikkerhet anta at sammensetningen av tensidblandingen kontinuerlig vil endre seg ved transport av blandingen gjennom formasjonen, hvorved samtidig den omhyggelige tilpasning av tensidkombinasjonen til egenskapene i reservoaret med hensyn til såvel oljemobilisering som forenlighet med reservoarinnholdet kan gå tapt.
I.motsetning til denne stoffgruppe oppviser karboksymetylerte alkyl- resp. alkylaryloksetylater en god forenlighet selv med ekstremt høye saliniteter (f.eks. 250 000 ppm) av reservoarvannet. Jordalkaliioner i konsentrasjoner på opptil 20 000 ppm har ingen uheldig innflytelse. Da den oljemobiliserende virkning av disse tensider er god (D. Balzer og K. Kosswig, Tenside Detergents 16, 256 (1979)) og deres fremstilling er enkel og billig, er disse stoffklasser meget vel-egnet for anvendelse ved oljefortrengning i reservoarsystemer med midlere eller høy salinitet (10 000 til 250 000 ppm samlet saltinnhold).
Ved tallrike undersøkelser angående mobilisering av rest-olje i modellformasjoner med karboksymetylerte oksetylater som tensider har man imidlertid iakttatt at transporten av oljebanken gjennom formasjonen ledsages av en sterk trykkstigning. Således ble der selv ved relativt høypermeable kunstige formasjoner iakttatt trykk-gradienter på opptil 40 bar/m, som ved overføring til et felt fører til trykk langt over det petro-statiske trykk og dermed utelukker anvendelse av disse tensider ved tertiær oljeutvinning. Også i litteraturen (C.Marx,
H. Murtada, M. Burkowsky, Erdoel Erdgas Zeitschrift 93, 303
(1977)) er det henvist til trykk-gradienter av lignende stør-relsesorden. Forfatterne forklarer de høye trykkforskjeller med dannelse av ernuls jonssoner, som imidlertid skal begrense seg til området for flømmefronten. Ved de forsøk som oppfinneren av den foreliggende oppfinnelse har utført, kunne man imidlertid ikke merke noen lokal begrensning av trykk-gradienten. Da rå-oljeemulsjoner som er stabilisert med karboksymetylerte oksetylater, er strukturviskøse, kan forøvrig de høye trykkforskjeller ikke reduseres etter forgodtbefinnende, selv ved en reduksjon av flømmehastigheten. Av denne grunn vil man ved tensidflømming med karboksymetylerte oksetylater i feltforsøk måtte regne med ubeherskbart høye trykk-gradienter.
Der forelå derfor den oppgave for de godt oljemobiliserende karboksymetylerte oksetylater å finne en fremgangsmåte for utføring av tensidflømmingen som ikke fører til høye trykk-gradienter. En reduksjon av trykk-gradienten er mulig ved at der tilstrebes et sterkt forsinket tensidgjennombrudd ved tilpasning av tensidmengden til reservoaret. Dog forutsetter denne fremgangsmåte homogene formasjoner som man nok kan oppnå ved kunstige sandfyllinger, men neppe i egentlige reservoarer. En løsning av oppgaven på denne måte vil derfor neppe være mulig.
Oppgaven er imidlertid blitt løst ved anvendelse av karboksymetylerte alkyl- resp. alkylaryloksetylater med en karboksymetyleringsgrad på mellom 10 og 90% som tensider, idet tensidet er slik utvalgt for reservoaret at faseinversjons-temperaturen (PIT) av systemet originalråolje/reservoarvann/ tensid/eventuelle tilsetninger ligger 0 - 10°C over temperaturen i reservoaret (norsk patentsøknad nr. 81 3031).
Overraskende er det nå "funnet at en tensidflømming ved anvendelse av karboksymetylerte oksetylater med en karboksymetyleringsgrad på 90 - 100% gir betydelig bedre oljeutvin-ningsresultater. De forbedrede resultater består i at den tensidmengde som må anvendes for oljeutvinningen, kan holdes vesentlig lavere enn ved produkter med en karboksymetyleringsgrad på 60 - 80%, noe som kommer til uttrykk ved en tydelig lavere tilbakeholdelse av tensidmolekylene. Anvendelsen av tensider med en karboksymetyleringsgrad på 90 - . 100% ifølge oppfinnelsen er derfor av betydelig økonomisk fordel.
Særlig fordelaktig er den høye omsetningsgrad for den molekylære enhetlighet, slik at sannsynligheten for en kromato-grafisk separasjon av tensidblandingen i sine bestanddeler og dermed en ukontrollert endring av faseforholdet ved transport av tensidpluggen fra injeksjons- til produksjonsrøret her blir ytterst liten.
For unngåelse av høye trykk-gradienter blir tensidet til-passet forholdene i reservoaret. Kriteriet på denne tilpasning er faseinversjons-temperaturen (PIT) av den for reservoaret spesifikke emulsjon bestående av råolje, formasjonsvann, tensid og eventuelt tilsetninger. Faseinversjons-temperaturen skal ligge 0 - 10°C, fortrinnsvis 1 - 5°C over reservoar-temperaturen.
Faseinversjons-temperaturene blir bestemt ved hjelp av måling av den elektriske ledningsevne. Til dette formål frem-stiller man en emulsjon av råoljen (eventuelt levendeolje) og formasjonsvannet fra det angjeldende reservoar (faseforhold
1 : 1) og tensidet (2 resp. 5%, regnet på vannfasen) samt eventuelt tilsetninger. Den elektriske ledningsevne av emulsjonen blir deretter målt i avhengighet av temperaturen. Når faseinversjons-temperaturerv nås* slår en OV-emulsjon over i en VO-emulsjon og omvendt, idet den elektriske ledningsevne da avtar resp. økér med et sprang. Egentlig dreier det seg om et temperaturområde på få grader Celcius. Den temperatur hvor den elektriske ledningsevne har middelverdien mellom det øvre nivå ;(OV) og det nedre nivå (VO), regnes som PIT. ;Den foreliggende oppfinnelse angår: anvendelse av karboksymetylerte oksetylater med en karboksymetyleringsgrad på 90 ~ 100% som oljemobiliserende tensider. Disse forbindelser kan fremstilles i henhold til DE patentskrift 24 18 444 ved omsetning av oksetylater med formelen R-(O-CHj-CHj)nOH med et overskudd av kloreddiksyre og alkalihydroksyd resp..jordalkali-hydroksyd. R betyr her et mettet eller umettet alkylradikal med rett eller forgrenet kjede og 6 - 20, fortrinnsvis 8 18 C-atomer eller en alkylarylrest med 3 - 16, fortrinnsvis 6 14 C-atomer i alkylradikalet. n kan ha verdier på 1 - 30, fortrinnsvis 1 - 20. Kationet kan være natrium, kalium, litium, ammonium, kalsium eller magnesium. Som alkoholer hvis oksetylater ligger til grunn for karboksymetylatene,kan der f.eks. anvendes: heksylalkohol, oktylakohol, nonylalkohol, decyl-, undecyl-, lauryl-, tridecyl-, myristil-, palmityl- og stearyl-alkohol, men også umettede alkoholer som f.eks. oleylalkohol. Alkylkjeden kan herunder ha normal eller forgrenet kjede. Særlig hensiktsmessig benyttes der i handelen tilgjengelige blandinger av disse alkoholer, fortrinnsvis med kjedelengder som ikke adskiller seg fra hverandre med mer enn 4 C-atomer. Som alkylfenoler kan der anvendes f.eks.: butylfenol, heksylfenol, oktylfenol, nonylfenol, decylfenol, unde.cylf enol, dodecylfenol, tridecylfenol og tetradecylfenol. Også fenoler med flere alkyl-grupper, såsom dialkylfenoler, er egnet. Alkylkjeden kan ha normal eller forgrenet kjede. Spesielt kan der anvendes i handelen tilgjengelige blandinger av slike alkylfenoler, fortrinnsvis med kjedelengder som ikke adskiller seg fra hverandre med mere enn 4 C-atomer. ;Oksetyleringen kan gjennomføres i nærvær av katalytiske mengder av alkalihydroksyd med 1 - 30, fortrinnsvis 1 20 mol etenoksyd pr. mol hydroksylforbindelse. De dannede blandinger har tilnærmet en Poisson-fordeling av de homologe. I overensstemmelse med sin fremstilling inneholder de karboksymetylerte oksetylater vanligvis fortsatt visse mengder ikke omsatt oksetylat, som imidlertid ifølge oppfinnelsen skal være små. Med formelen R-(OCH2-CH2)n-OCH2-COOM menes derfor oftest en blanding med forskjellige mengder ikke omsatt oksetylat. I henhold til dette er det mulig å definere en karboksymetyleringsgrad'. Særlig effektive er blandinger med karboksymetylerings-grader på 90 - 100%, fortrinnsvis med en karboksymetyleringsgrad på = 95%. Prosentangivelsen er her alltid vektprosenter. De beskrevne blandinger av anionisk og delvis ikke-ionisk tensid, kalt karboksymetylerte oksetylater, er oppløselige i vanlig reservoarvann eller i det minste godt dispergerbare i disse, idet der ikke iakttas noen utfelling. ;Ved utvalg av tensidet med det siktepunkt at faseinversjons-temperaturen av systemet råolje/formasjonsvann/tensid skal ligge 0 - 10°C over reservoartemperaturen går man frem på følgende måte: Ved kjennskap til reservoar-temperaturen resp. eventuelt et temperaturområde utføres der en orienterende måling av PIT ;av råoljen, formasjonsvannet og eventuelt gassen i reservoaret samt et karboksymetylert oksetylat som synes egnet. Denne måling må eventuelt gjentas med ytterligere tensider i denne klasse og eventuelt tilsetninger. ;På basis av måleresultatet finner der sted en tilpasning ;av det karboksymetylerte oksetylat, hvis oljemobiliserende virkning for det angjeldende reservoårsystem kan verifiseres gjennom ett eller flere for-forsøk i en sandfylling som modell-formasjon eller i originalborkjerner. ;Natriumsaltene av de karboksymetylerte oksetylater,som fremstilles ved omsetning av oksetylater med kloreddiksyre i nærvær av natronlut, gir en rekke holdepunkter for "molekylær-arkitekturen" for innstilling av en ønsket faseinversjons-temperatur i et bestemt system: ;Saltene av de. karboksymetylerte oksetylater setter seg sammen av tre variable byggestener: det hydrofobe radikal R, oksetylatkjeden og karboksymetylgruppen, hvis andel i den frem-stilte produktblanding riktignok kan endres innen, vide grenser ved regulering av. omsetningen av utgangsoksetylatet med kloreddiksyre. Som angitt foran, skal imidlertid karboksymetyleringsgraden såvidt mulig' utgjøre 95 - ,.' 100%. Som egentlige variable kommer derfor bare det hydrofobe radikal R og oksetyleringsgraden på tale. ;Et inntrykk av innflytelsen av alkylradikalet på faseinversjons-temperaturen i et bestemt system vil man få av tabell 1........ ;Avhengigheten av råoljeemulsjonens faseinversjons-temperatur (se tabell 1) av oksetyleringsgraden (EO) ved karboksymetylerte nonylfenoloksetylater (CM = ca. 98%) i området for oksetyleringsgrader på mellom ca. 5 og 6,5 er lineær. Ko-effisienten med ca. *30°C pr. oksetyleringsgrad er usedvanlig utpreget. Derimot er innflytelsen av karboksymetyleringsgraden (CM),som bare er ca. +0,5°C pr. prosent karboksymetyleringsgrad, relativt liten. Med disse avhengigheter er det vist hvilke variasjonsmuligheter klassen av karboksymetylerte oksetylater gir med hensyn til tilpasning til et reservoar.
Volumet av den tensidplugg som skal injiseres, dennes konsentrasjon og eventuelle tilsetninger samt videre arten og mengden av den polymere oppløsning som regulerer mobiliteten, kan optimaliseres ved hjelp av modell-flømmeforsøk.
På grunnlag av resultatene fra disse for-forsøk blir tensidet (oppløst eller dispergert i formasjonsvann) ført inn i reservoaret ved hjelp av injeksjonspumper. Det har vist seg at de karboksymetylerte oksetylater også ved meget høy salinitet er jneget gode emulgatorer for råolje pg andre hydrokarboner,slik at tensidet også kan føres inn. i reservoaret som en emulsjon som er fremstilt dagen før (ubertagig hergestellte Emulsion). Tensidoppløsningen resp. emulsjonen kan enten føres inn kontinuerlig eller anvendes i form av en plugg, dvs. et snevert be-grenset volum på 0,02 - 2 PV (porevolum av reservoaret). Størrelsen av tensidpluggen retter seg fremfor alt etter tensid-konsentras j onen og økonomiske hensyn. Tensidkonsentrasjonen utgj-ør 0,2 - 30%, fortrinnsvis 1 - 20%.
Hensiktsmessig foretas der forut for tensidflømmingen en vannflømming, idet det utvundne formasjonsvann anvendes som flømmevæske. Størrelsen av denne vannplugg utgjør 0,01 - 4 PV, fortrinnsvis 0,05 - 1,0 PV. Etter tensidpluggen kan man både av hensyn til mobilitetskontrollen og for.beskyttelse av tensidoppløsningen mot inntrengende formasjonsvann injisere en polymerplugg i reservoaret. Til dette formål blir en polymer eller en blanding av polymerer oppløst i formasjonsvannet i en slik konsentrasjon at viskositeten er 2 - 6 ganger så høy som viskositeten av oljen. Ved reservoarer med midlere og høyere salinitet (3 -. 28%) kommer der her spesielt på tale bio-polymerer såsom polysakkarider eller cellulosederivater, som i nærvær av forhøyede saltkonsentrasjoner fortsatt har en til-strekkelig viskositet og ikke oppviser noen utfellinger.
Ved formasjonsvann som er relativt fattig på jordalkaliioner, kan det vise seg hensiktsmessig å tilsette oppløselige jordalkalisalter, f.eks. CaCl2, MgCl2, Ca(N03)2 eller Mg(N03)2/ til tensidoppløsningen samt til det formasjonsvann som anvendes til flømming før eller etter tensidoppløsningen. Ved tilpasning av tensidet til reservoaret, dvs. ved måling av PIT-, må man ta hensyn til disse tilsetninger. Hensiktsmessig slutter en vanlig vannflømming seg til injiseringen av polymeroppløsningen. Denne vannflømming utføres så lenge som det ennå er økonomisk å ut-
vinne olje.
De etterfølgende eksempler.skal belyse fremgangsmåten
ifølge oppfinnelsen:
Eksempel 1
For fremstilling av en kunstig formasjon ble kantavrundet kvartssand fylt i et termostatiserbar høytrykksrør med en lengde på.70 cm og en diameter, på 5 cm, idet røret var forsynt med temperaturmåleinnretning og manometer.. Røret kunne lukkes i begge ender ved gjengepropper med kapillarinnløp og trykkholde-ventilutgang. Deretter ble sandfyllingen mettet med formasjonsvann A ved hjelp av en høytrykksdoseringspumpe og innstilt på
den ønskede temperatur ved hjelp av en termostat. Ved hjelp av en trykkmåler ble permeabiliteten av sandfyllingen bestemt. Deretter fulgte metningen med råolje A, idet samtidig heftvanninnholdet ble bestemt. Deretter begynte man vannflømmingen med en flømmehastighet på ca. 2,5 m/d. Etter innflømming av ca. 1,5
PV formasjonsvann (1 PV = 750 ml) , hvorved der ble oppnådd en utvanningsgrad på 98 - 100%, ble tensidet injisert som en plugg. Deretter fulgte polymeroppløsningen (0,4 PV) som en plugg og ca, 3,0 PV formasjonsvann. Tensidflømmingen, polymer-flømmingen og den etterfølgende etterflømming med formasjons-
vann fant sted med en flømmehastighet på ca. 1 m/d. Formasjons-temperaturen utgjorde 49°C, og trykket i formasjonen var 60 bar. Porøsiteten av den kunstige formasjon var ca. 45%, permeabiliteten ca. 1200 mD og heftvanninnholdet ca. 26%.
Formasjonsvannet A inneholdt ca. 20% NaCl, 0,1% KCl, 1,2%
CaCl2 og 0,4% MgCl2. Som polymer tjente hydroksyetylcellulose (0,25%'s, oppløst i formasjonsvann, viskositet ved 25°C ca.60
mPs.s) . Som råolje A ble der anvendt en olje med paraf ininnhold(paraf-
20 3
finbasisches 01) med n Q = 1 ,486, d20 = 0,863 g/cm og <t>i2q <=> 19 mPa.s.
Som tensidoppløsning ble anvendt 0,15. PV av en 6,6%'s dispersjon av karboksymetylert nonylfenoloksetylat med 5,4 mol etenoksyd pr. mol (6,5 g) i formasjonsvannet. Karboksymetyleringsgraden utgjorde ca. 98%, og PIT av den angjeldende råemulsjon var 52°C.. Ved. vannflømmingen ble der oppnådd en oljeutvinning på 75% som etter ytterligere 1,2 PV etter begynnelse av tensidflømmingen kunne økes med 25% til 100% samlet oljeutvinning. Herunder gikk utvanningen'tilbake til ca. 50%. Under transporten av den' av tensid frembragte oljebank ble der målt en midlere trykk-gradient på 0,5 bar pr. m oljebank. I sandpakningen (ca. 2,4 kg) ble der analytisk påvist 3,3 g 'tensid, som var relativt homogent fordelt.
Eksempel 2 ( saitimenligniirgseksémpél).
En formasjon som i eksempel 1 ble fremstilt, fuktet med formasjonsvann A og mettet med råolje A (porøsitet 48%, permeabilitet 1200 mD, heftvanninnhold 24%, temperatur 53°C). Vannflømmingen ga en oljeutvinning på høyst 77%. Ved injisering av 0,2 PV tensidoppløsning (10,3 g karboksymetylert nonylfenoloksetylat med ca. 6 mol etenoksyd pr. mol, karboksymetyleringsgrad (CM) ca. 75%, dispergert i formasjonsvann A, PIT av råoljeemulsjonen 56°C), deretter en polymeroppløsning og formasjonsvann A som i eksempel 1 var det etter ytterligere 1,4 PV etter begynnelse av tensidflømmingen mulig å øke oljeutvinningen 20% til 97%. Under transporten av den av tensidet frembragte oljebank i formasjonen ble der målt en midlere trykk-gradient på 0,7 bar/m ved en flømmehastighet på 1,2 m/d. Etter- flømmeforsøket ble der i den kunstige formasjon påvist en tensidmengde på 8,5 g. Dette er en tydelig "'.. høyere tilbakeholdt mengde enn f.eks. i forsøkene 1 og 3 i henhold til oppfinnelsen.
Eksempel 3.
I en formasjon som i eksempel 1 (formasjonsvann A, råolje A, porøsitet 45%, permeabilitet 1100 mD, heftvanninnhold 28%, temperatur 57°C) ble der etter vannflømmingen, som ga en oljeutvinning på 74%, injisert 0,2 PV tensidoppløsning (10,3 g karboksymetylert nonylfenoloksetylat med ca. 5,8 etenoksyd pr. mol, karboksymetyleringsgrad (CM) 97%, dispergert i formasjonsvann A, PIT 61°C), hvorved etter ytterligere 1,3 PV etter begynnelse av tensidflømmingen en samlet oljeutvinning på 99%
ble oppnådd. Etter flømmeforsøket ble der analytisk fastslått en tensidmengde på 4,5 g i porene. Dette er en tydelig lavere
tilbakeholdt tensidmengde enn hva som ble oppnådd i sammen-lignbare forsøk med karboksymetylerte oksetylater med en karboksymetyleringsgrad på 60 - 80%, noe som igjen viser overlegenheten av de praktisk talt rene anioniske produkter.
Eksempel 4.
En tettere pakket kunstig formasjon ble fremstilt analogt med eksempel 1. Formasjonen ble fuktet med formasjonsvann B og mettet med råolje B (porøsitet 39%, permeabilitet 120 mD, 26% heftvanninnhold, temperatur 41°C). Etter vannflømmingen,som førte til en oljeutvinning på 72%,ble der injisert 0,13 PV tensidoppløsning (5,6 g karboksymetylert nonylfenoloksetylat med ca. 5. mol etenoksyd pr. mol, karboksymetyleringsgrad (CM) 97%, PIT av råoljeemulsjonen B 43°C) dispergert i formasjonsvann B, hvoretter der som i de tidligere eksempler ble injisert 0,4 PV polymeroppløsning og ca. 3 PV formasjonsvann. Flømme-hastigheten utgjorde her 0,6 m/d. Som følge av tensidet ble der ca. 1,6 PV etter begynnelse av tensidflømmingen oppnådd en samlet oljeutvinning på 97%. Der ble observert en midlere trykk-gradient på ca. 5,5 bar/m under transporten av oljebanken gjennom formasjonen. Denne relativt høye verdi skyldes i første rekke den lave permeabilitet av formasjonen.
Etter flømmeforsøket ble der analytisk påvist et tensidinnhold på 3,4 g i porene.
Formasjonsvannet B inneholder ca. 10% NaCl, 2,2% CaC^» 0,5% MgCl- og små mengder KC1 og SrCl9. Råolje B inneholder parafin (ist paraffinbasisch), nD 20 = 1,480, tetthet p^ q 0,86, viskositet = 9 mPa.s.
Eksempel 5.
En formasjon i likhet med i eksempel 1 (porøsitet 4 4%, permeabilitet 740 mD) ble fuktet .med formasjonsvann A og mettet med råolje A (heftvanninnhold 25%, forsøkstemperatur 54°C). Ved vannflømming ble der oppnådd en oljeutvinning på 71%. Ved injisering av 0,17 PV tensidoppløsning (8,3 g karboksymetylert alfol-1214-oksetylat med 4,5 mol etenoksyd pr. mol, CM 94%, dispergert i formasjonsvann A, PIT 56°C), deretter en polymer-oppløsning og til slutt formasjonsvann A som i eksempel 1 var det etter ytterligere 1,3 PV mulig å øke oljeutvinningen med 21% til 93%. Under oljebanktransporten gjennom formasjonen ble der målt en midlere trykk-gradient på 1,6 bar/m ved en flømmehastighet på 1,5 m/d. Etter flømmeforsøket ble der i sandpakningen analytisk bestemt et tensidinnhold på 4,6 g.
Eksempel 6.
I en formasjon i likhet med den i eksempel 1 (porøsitet 43%, permeabilitet 560 mD) fuktet med formasjonsvann A og mettet med råolje A (heftvanninnhold 23%, temperatur 61°C) ble der etter vannflømming, som førte til en oljeutvinning på 70% (utvanningsgrad på 95 - 100%) injisert 0,2 PV tensidoppløsning (9,4 g karboksymetylert alfol-16-oksetylat med 7 mol etenoksyd pr. mol, CM. 91%, PIT av råoljeemulsjonen 65°C), hvoretter der ble injisert 0,4 PV polymeroppløsning og ca. 3 PV formasjonsvann A. Etter 1,1 PV etter begynnelse av tensidinjiseringen ble der produsert ytterligere 17% olje,samtidig som utvanningen gikk tilbake til ca. 60%. Under oljebanktransporten i formasjonen ble der målt en midlere trykk-gradient på ca. 1 bar pr.
m ved en flømmehastighet på 1,2 m/d. Analysen av porene ga et tensidinnhold på 4,0 g.
Transporten av tertiæroljen fant i alle eksempler sted langt på vei emulsjonsfri, da tensidgjennombruddet først fant sted etter utflømming av oljebanken.
Claims (8)
1. Fremgangsmåte til utvinning av tilnærmelsesvis emulsjonsf ri olje fra et underjordisk reservoar med midlere eller høy salinitet ved at en 0,1- 20%'s oppløsning eller dispersjon i formasjonsvann av karboksymetylerte oksetylater med formelen
R-(OCH2CH2)n-0CH2-C00M
hvor R betyr et .^alifatisk radikal med lineær eller forgrenet kjede og 6 \ - 20 karbonatomer eller et aikyl.aromatisk radikal med 3 - 16 karbonatomer i alkylgruppen, n betyr 1 -- 30 og M betyr et alkali- eller jordalkali-metallion eller ammonium, og hvor karboksymetyleringsgraden eventuelt er ufullstendig, injiseres i en injeksjonsboring, idet tensidet er slik utvalgt at faseinversjons-temperaturen av systemet råolje/formasjonsvann/tensid/eventuellé tilsetninger ligger 0 - 10°C over temperaturen i reservoaret, karakterisert ved at der benyttes et tensid med en karboksymetyleringsgrad (dvs . den anioniske andel av den samlede mengde tensid) på 90 - 100%.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at tensidet er slik utvalgt at f aseinversjons-temperaturen av systemet råolje/formasjonsvann/tensid/eventuelle tilsetninger ligger 1 - 5°C over temperaturen i reservoaret.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at der som tilsetning i formasjonsvannet anvendes oppløselige jordalkalisalter.
4. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at 0,02- 2 PV tensid-oppløsning eller -dispersjon injiseres.
5. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at formasjonsvann i en mengde på 0,05 - 4 PV injiseres i reservoaret før injiseringen av tensidpluggen.
6. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at formasjonsvann i en mengde på 0,05 - 4 PV injiseres i reservoaret etter injiseringen av
tensidpluggen.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at der til formasjonsvannet settes en viskosi-tetsøkende polymer.
8. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der benyttes et tensid med en karboksymetyleringsgrad på 95 - 100%.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE3105912A DE3105912C1 (de) | 1981-02-18 | 1981-02-18 | Verfahren zur Gewinnung von OEl aus einer unterirdischen Lagerstaette |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO820489L NO820489L (no) | 1982-08-19 |
| NO155897B true NO155897B (no) | 1987-03-09 |
| NO155897C NO155897C (no) | 1987-06-17 |
Family
ID=6125148
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO820489A NO155897C (no) | 1981-02-18 | 1982-02-17 | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0058871B1 (no) |
| AT (1) | ATE4927T1 (no) |
| CA (1) | CA1179114A (no) |
| DE (1) | DE3105912C1 (no) |
| HU (1) | HU190375B (no) |
| NO (1) | NO155897C (no) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3208206A1 (de) * | 1982-03-06 | 1983-09-08 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur gewinnung von oel aus einer unterirdischen lagerstaette |
| DE3208208A1 (de) * | 1982-03-06 | 1983-09-08 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur gewinnung von weitgehend emulsionsfreiem oel aus einer unterirdischen lagerstaette |
| EP0073894B1 (de) * | 1981-09-01 | 1986-01-29 | Hüls Aktiengesellschaft | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| US4561501A (en) * | 1983-06-28 | 1985-12-31 | Phillips Petroleum Company | Surfactant oil recovery systems and recovery of oil therewith |
| DE3531214A1 (de) * | 1985-08-31 | 1987-03-05 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur injektivitaetserhoehung von einpressbohrungen bei der oelfoerderung mittels wasserfluten |
| US20220002614A1 (en) * | 2018-11-23 | 2022-01-06 | Basf Se | Method for extracting petroleum from underground deposits having high salinity |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3033927C2 (de) * | 1980-09-10 | 1982-09-09 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von weitgehend emulsionsfreiem Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
-
1981
- 1981-02-18 DE DE3105912A patent/DE3105912C1/de not_active Expired
-
1982
- 1982-02-09 AT AT82100912T patent/ATE4927T1/de not_active IP Right Cessation
- 1982-02-09 EP EP82100912A patent/EP0058871B1/de not_active Expired
- 1982-02-17 NO NO820489A patent/NO155897C/no unknown
- 1982-02-17 HU HU82480A patent/HU190375B/hu unknown
- 1982-02-17 CA CA000396426A patent/CA1179114A/en not_active Expired
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0058871A1 (de) | 1982-09-01 |
| DE3105912C1 (de) | 1982-09-30 |
| EP0058871B1 (de) | 1983-10-05 |
| NO155897C (no) | 1987-06-17 |
| HU190375B (en) | 1986-08-28 |
| NO820489L (no) | 1982-08-19 |
| ATE4927T1 (de) | 1983-10-15 |
| CA1179114A (en) | 1984-12-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO155898B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra underjordiske reservoarer med emulsjonsfloemming. | |
| NO158824B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. | |
| US4722396A (en) | Process for oil recovery from subterranean reservoir rock formations | |
| CA1314703C (en) | Process for the extraction of crude oil from an underground deposit using surfactants | |
| US4544033A (en) | Oil recovery process | |
| NO313714B1 (no) | Fremgangsmåte for ökning av effektiviteten av produksjonskjemkalier | |
| NO744342L (no) | ||
| HU186421B (en) | Process for the extraction of oil from underground layers | |
| US4582138A (en) | Method for oil recovery from reservoir rock formations | |
| EA029068B1 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| US3288213A (en) | Surfactant-water flooding process | |
| CN112724954B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| CA1171778A (en) | Method for recovering largely emulsion-free oil from underground deposits | |
| RU2679464C2 (ru) | Способ и композиция для добычи нефти | |
| NO155897B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. | |
| NO861261L (no) | Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming. | |
| CA3075588A1 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
| RU2627802C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов | |
| NO830760L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av tilnaermelsesvis emulsjonsfri olje fra et underjordisk reservoar | |
| US4192382A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| US4842067A (en) | Process for enhanced recovery of oil from a subsurface reservoir for surfactant flooding | |
| US4343711A (en) | Surfactant fluid suitable for use in waterflood oil recovery method | |
| NO830761L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar | |
| US4191253A (en) | Surfactant waterflood oil recovery method | |
| NO125202B (no) |