NO158824B - Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. - Google Patents
Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. Download PDFInfo
- Publication number
- NO158824B NO158824B NO822935A NO822935A NO158824B NO 158824 B NO158824 B NO 158824B NO 822935 A NO822935 A NO 822935A NO 822935 A NO822935 A NO 822935A NO 158824 B NO158824 B NO 158824B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- surfactant
- reservoir
- carboxymethylated
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 11
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract 2
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 53
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 claims description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 claims 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 13
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 7
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 6
- -1 ether sulfates Chemical class 0.000 description 5
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 2-(7-methyloctyl)phenol Chemical class CC(C)CCCCCCC1=CC=CC=C1O UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 2-butylphenol Chemical compound CCCCC1=CC=CC=C1O GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 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
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 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
- IXQGCWUGDFDQMF-UHFFFAOYSA-N o-Hydroxyethylbenzene Natural products CCC1=CC=CC=C1O IXQGCWUGDFDQMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 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
- NSENZNPLAVRFMJ-UHFFFAOYSA-N 2,3-dibutylphenol Chemical compound CCCCC1=CC=CC(O)=C1CCCC NSENZNPLAVRFMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ARHAISXOLPRHQN-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihexylphenol Chemical compound CCCCCCC1=CC=CC(O)=C1CCCCCC ARHAISXOLPRHQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-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
- MSXVEPNJUHWQHW-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutan-2-ol Chemical compound CCC(C)(C)O MSXVEPNJUHWQHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTWJRLJHJPIABL-UHFFFAOYSA-N 2-methylphenol;3-methylphenol;4-methylphenol Chemical compound CC1=CC=C(O)C=C1.CC1=CC=CC(O)=C1.CC1=CC=CC=C1O QTWJRLJHJPIABL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LCHYEKKJCUJAKN-UHFFFAOYSA-N 2-propylphenol Chemical compound CCCC1=CC=CC=C1O LCHYEKKJCUJAKN-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
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 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
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 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
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 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
- 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
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229930003836 cresol Natural products 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution 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
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 150000002334 glycols 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
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 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
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 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
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 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
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material 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
- 239000003643 water by type Substances 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
Description
Ved utvinning av olje fra oljeførende formasjoner
lykkes det vanligvis bare å utvinne en brøkdel av den opprinnelig foreliggende olje ved primære utvinningsmetoder. Herunder kommer oljen opp til overflaten som følge av det naturlige trykk i reservoaret. Ved sekundær oljeutvinning blir vann presset inn i formasjonen gjennom én eller flere injeksjonsboringer for å drive oljen frem til én eller flere produksjonsbrønner og på denne måte opp til overflaten. Denne såkalte vannflømming som sekundærforholds-regel er relativt billig og anvendes tilsvarende hyppig, men fører i mange tilfeller bare til en svak økning av den olje-mengde som utvinnes av reservoaret.
En virksom fortrengning av oljen lykkes bare ved hjelp av tertiære forholdsregler som er dyrere, men nasjonaløkonomisk tvingende nødvendige på grunn av den foreliggende oljeknapphet. Med tertiærutvinning forstås fremgangsmåter hvor enten oljens viskositet nedsettes og/eller viskositeten av det ved vannflømmingen anvendte vann økes og/eller grenseflatespenningen mellom vann og olje reduseres.
De fleste av disse prosesser kan karakteriseres enten som oppløsnings- eller blandingsflømming, termiske oljeut-vinningsprosesser, tensid- eller polymerflømming eller som en kombinasjon av flere av disse fremgangsmåter.
Termiske utvinningsprosesser omfatter injisering av
damp eller varmt vann eller finner sted som en 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 tensidkonsentra-sjonen, eventuelt tensidtypen og tilsetninger skiller man mellom tensidunderstøttet vannflømming, vanlig tensidfløm-ming (Lowtension flooding), micellærflømming og emulsjons-flømming) beror i første linje på en sterk nedsettelse av
grenseflatespenningen mellom olje og flømmevann. I enkelte tilfeller, spesielt i nærvær av høyere tensidkonsentrasjoner, oppstår der imidlertid VO-dispersjoner med tydelig forhøyet viskositet i forhold til olje, slik at tensidflømmingen her også tar sikte på en reduksjon av mobilitetsforholdet, hvor-ved virkningsgraden av oljefortrengningen økes. Ren polymer-flømming beror i overveiende grad på den sist beskrevne virkning av det gunstigere mobilitetsforhold mellom olje og etterfølgende vann.
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte til utvinning av olje véd 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 reservoaret. Allerede saltkonsentrasjoner på 1 000 ppm anses som problematiske, og i denne forbindelse er ømfintligheten av disse tensider spesielt utpreget overfor jordalkalioner. Her antas den øvre kritiske grense-konsentrasjon å være ca. 500 ppm (US-PS 4 110 228). I nærvær av høyere saltkonsentrasjoner danner der seg ved anvendelse av disse tensider utfellingsprodukter som kan føre til tilstopping av formasjonen. Da imidlertid mange reservoar-vann 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 kosurfaktanter (samvirkende overflateaktive midler) som alkoholer eller ikke-ioniske tensider viser organiske sulfonater seg også mindre elektrolyttømfintlige. Riktignok var da for det meste også den oljemobiliserende virkning dårligere.
I motsetning til denne stoffgruppe oppviser alkyl- resp. alkylarylpolyglykoletersulfater eller karboksymetylerte alkyl- resp. alkylaryloksetylater en god forenlighet selv med ekstremt høye saliniteter (f.eks. 250 000 ppm) av reser-voarvannet. Da den oljemobiliserende virkning av disse tensider er god (H.J. Neumann, DGMK BERICHTE, Bericht 164 (1978), D. Balzer og K. Kosswig, Tenside Detergents 1_6, 256 (1979)) og deres fremstilling er enkel og billig, er disse stoff-klassef meget velegnet for anvendelse ved oljefortrengning i reservoarsystemer med midlere eller høy salinitet (10 000 - 250 000 ppm samlet saltinnhold). Ved tallrike undersøkelser angående mobilisering av restolje 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 høy-permeable kunstige formasjoner iakttatt trykkgradienter på opptil 40 bar/m, som ved overføring til et felt fører til trykk langt over det petrostatiske trykk og dermed ute-lukker avendelsen av disse tensider ved tertiær oljeutvinning. Også i litteraturen (C. Marx, H. Murtada, M. Burkowsky, Erdoel Erdgas Zeitschrift £3, 303 (1977)) er det henvist til trykkgradienter av lignende størrelsesorden. Forfatterne forklarer de høye trykkforskjeller med dannelse av emulsjonssoner, som imidlertid skal begrense seg til om-rådet for flømmefronten. Ved de forsøk som oppfinnerne av den foreliggende oppfinnelse har utført, kunne man imidlertid ikke merke noen lokal begrensning av trykkgradienten. Da råoljeemulsjoner som er stabilisert med karboksymetylerte oksetylater, er strukturviskøse, kan forøvrig de høye trykkforskjeller ikké reduseres etter forgodtbefinnende, selv ved en reduksjon av flømmehastigheten. Av denne grunn vil man ved tensidflømming med karboksymetylerte oksetylater i felt-forsøk måtte regne med ubeherskbart høye trykkgradienter.
Der forelå derfor den oppgave for de godt oljemobiliserende karboksymetylerte oksetylater å finne en fremgangsmåte for utføring av tensidflømmingen som ikke fører til høye trykkgradienter. En reduksjon av trykkgradienten er mulig ved at der tilstrebes et sterkt forsinket tensidgjen-nombrudd ved tilpasning av tensidmengden til reservoaret. Riktignok forutsetter denne fremgangsmåte homogene formasjoner som man riktignok 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 overraskende blitt løst ved at man forlater én arbeidshypotese som også er underbygget i litteraturen, og som går ut på at en virksom restoljeut-vinning bare er mulig når betingelsene for forekomst av en VO-emulsjon foreligger såvidt mulig under hele flømmepro-sessen (U. Lepper, Erdoel Erdgas Zeitschrift 92, 426 (1976)). I henhold til B. Balzer og K. Kosswig, Tenside Detergents 16, 256 (1979) betyr dette at faseinversjonstemperaturen (PIT) av det system som består av opprinnelig råolje og opprinnelig formasjonsvann samt tensid og eventuelle tilsetninger, må ligge klart under reservoartemperaturen, nærmere bestemt opptil 15°C under denne. Ved flømmeforsøk som er utført under disse betingelser på modellformasjoner, iakttok man vanligvis meget effektiv oljeutvinning, samtidig som råoljen overveiende kunne flømmes ut i emulsjonsfri tilstand. Imidlertid opptrer der ved denne arbeidsmåte meget hyppig høye trykkgradienter.
Det er nå funnet at trykkgradienten under oppnåelse av en god oljeutvinning kan senkes med en faktor på 20 - 100 ved en fremgangsmåte ; som angitt i patentkravet. Dette var ytterst overraskende forsåvidt som det angjeldende temperaturområde er tilstandsområdet for en OV-emulsjon.
Hvis man nemlig velger et slikt tensid at faseinversjonstemperaturen ligger 11°C og mere over reservoartemperaturen og man således befinner seg i tilstandsområdet for OV-emulsjonen, er mobiliseringen av restoljen mindre effektiv og oljen blir helt overveiende transportert som emulsjon.
Selve faseinversjonstemperaturen blir bestemt ved hjelp av måling av den elektriske ledningsevne. , Til dette formål fremstiller man en emulsjon av råoljen og formasjonsvannet fra det angjeldende reservoar (faseforhold 1:1) og tensidet (2 % regnet på vannfasen) samt eventuelt tilsetninger og måler dens.elektriske ledningsevne i avhengighet av temperaturen. Ved faseinversjonstemperaturen (PIT) slår en OV-emulsjon over i en VO-emulsjon og omvendt, idet den elektriske ledningsevne da reduseres resp. øker sprangvis.
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 som oljemobiliserende tensider. Disse forbindelser kan fremstilles i henhold til DE patent-skrift 24 18 444 ved omsetning av oksetylater med formelen R-(0-CH2~CH2)n0H med et salt av kloreddiksyre i nærvær av alkalihydroksyd eller jordalkalihydroksyd, men også andre fremstillingsmåter er egnet. R betyr her et mettet eller umettet alkylradikal med rett eller forgrenet kjede og 4 - 20, fortrinnsvis 8-16, C-atomer eller en alkylarylrest med 1-14 C-atomer i alkylresten. n kan ha verdier mellom 1 og 30, fortrinnsvis mellom 1 og 20. Kationet kan være natrium, kalium, litium, ammonium, kalsium eller magnesium. Som alkoholer og fenoler hvis oksetylater ligger til grunn for karboksymetylatene, kan der f.eks. anvendes: butylalkohol, heksylalkohol, oktylalkohol, nonylalkohol, decylalkohol, undecyl-, lauryl-, tridecyl-, myristil-, palmityl- og stearylalkohol, 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. Som alkylfenoler kan der anvendes f.eks.: kresol, etylfenol, propyl-fenol, butylfenol, heksylfenol, oktylfenol, nonylfenol, decylfenol, undecylfenol, dodecylfenol, tridecylfenol, tetradecylfenol, dibutylfenol og diheksylfenol. Alkylkjeden kan ha normal eller forgrenet kjede. Spesielt kan der anvendes i handelen tilgjengelige blandinger av slike alkylfenoler.
Oksetyleringen kan gjennomføres i nærvær av katalyttiske mengder av alkalihydroksyd med 1 - 30, fortrinnsvis 1- 20 mol etenoksyd. De dannede blandinger har tilnærmet en poisson-fordeling.
I overensstemmelse med sin fremstilling inneholder de karboksymetylerte oksetylater fortsatt anselige mengder ikke omsatt oksetylat. Med formelen R-(OCH2-CH2)n-OCH2-COOM menes derfor alltid en blanding med forskjellige mengder ikke omsatt oksetylat. I henhold til dette er det mulig å definere en karboksymetyleringsgrad. Det har vist seg at blandinger med en karboksymetyleringsgrad på mellom 10 og 90 %, fortrinnsvis mellom 30 og 90 % er istand til effektivt å fortrenge oljen. Spesielt effektive er blandinger med karboksymetyleringsgrader på 50 - 85 %. Prosentangivelsen er alltid vektprosenter.
I henhold til oppfinnelsen går man frem på følgende måte: Ved kjennskap til reservoartemperaturen 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 reservoarsystem kan verifiseres gjennom ett eller flere forforsøk i en sandfylling som modellformasjon 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 "molekylærarkitekturen" for innstilling av en ønsket fase-invers jons 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 fremstilte produktblanding kan endres innen vide grenser ved regulering av omsetningen av utgangsoksetylatet med kloreddiksyre.
Som utgangsstoffer for det hydrofobe radikal R kommer lineære og forgrenede (fett)alkoholer på tale, videre alkylfenoler med vilkårlige alkylradikaler. Et inntrykk av innflytelsen av alkylradikalet på faseinversjonstemperaturen i et bestemt system vil man få av tabell 1.
På fig. 1 og 2 er avhengigheten av faseinversjonstemperaturen i et bestemt system av oksetyleringsgraden og omsetningen ved karboksymetyleringen gjengitt. I begge tilfeller ble råolje A og formasjonsvann A anvendt i et faseforhold på 1:1 sammen med 2 % tensid. På fig. 1 er tensidene 70 % karboksymetylerte isononylfenoloksetylater med forskjellig oksetyleringsgrad. På fig. 2 er de isononylfenoloksetylater med 5,5 EO omsatt i forskjellig grad med kloreddiksyre.
Tabell 1 og fig. 1 og 2 viser den variabilitet som klassen av karboksymetylerte oksetylater som utgjør blandinger av ioniske og ikke-ioniske tensider, frembyr med hensyn til reservoarbetingelsene.
Videre kan eventuelt volumet av den tensidoppløsning som skal injiseres, dennes konsentrasjon og eventuelle tilsetninger samt videre arten og mengden av den polymeropp-løsning som regulerer mobiliteten,•optimaliseres ved hjelp av modell-flømmeforsøk. På grunnlag av resultatene fra disse forforsøk blir tensidoppløsningen ført inn i reservoaret ved hjelp av injeksjonspumper. Herunder kan tensidoppløsningen enten føres inn kontinuerlig eller anvendes i form av en plugg, dvs. et snevert begrenset volum på 0,05 - 4,0 PV (porevolum av reservoaret). Størrelsen av pluggen retter seg fremfor alt etter konsentrasjonen av tensidoppløsningen og økonomiske hensyn.
Hensiktsmessig foretas der forut for tensidflømmingen en vannflømming, idet det utvunnende formasjonsvann anvendes som flømmevæske. Størrelsen av denne vannplugg utgjør 0,01 - 4 PV, fortrinnsvis 0,05 - 1,0 PV. Etter ten-sidpluggen injiserer man hensiktsmessig både av hensyn til mobilitetskontrollen og til beskyttelse av tensidoppløsningen mot inntrengende formasjonsvann en polymerplugg i reservoaret. Til dette formål blir en polymer eller en blanding av poly-merer oppløst i formasjonsvannet i en slik konsentrasjon at viskositeten er 4 - 6 ganger så høy som viskositeten av oljen. Ved reservoarer med midlere og høyere salinitet (3 - 28 %) kommer der her spesielt på tale biopolymerer såsom polysakka-rider eller cellulosederivater som i nærvær av forhøyede saltkonsentrasjoner fortsatt har en tilstrekkelig viskositet og ikke oppviser noen utfellinger.
Av hensyn til en gunstigere viskositetstilpasning av tensidoppløsningen til oljen i reservoaret eller for reduksjon av tensid- eller eventuelt polymerholdetiden kan det være hensiktsmessig å tilsette alkoholer eller også glykoler til tensid-resp. polymerpluggen som kosurfaktanter. Egnede kosurfaktanter er her f.eks. i-propanol, 1-butanol, n-butanol, t-amylalkohol, 2-etylheksanol, butyldiglykol og butyltriglykol.
Ved formasjonsvann som er relativt fattig på jordalkali-ioner, kan det vise seg hensiktsmessig å tilsette oppløselige jordalkalisalter til tensidoppløsningen samt til det formasjonsvann som anvendes til flømming før eller etter tensid-oppløsningen. 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 ut-føres så lenge som det ennå er økonomisk å utvinne olje.
De etterfølgende eksempler skal belyse fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen:
Eksempel 1
For fremstilling av en kunstig formasjon ble kantav-rundet kvartssand fylt i et termostatiserbart 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 kapillar-innløp og trykkholdeventilutgang. Deretter ble sandfyIlingen mettet med formasjonsvann ved hjelp av en høytrykkspumpe og innstilt på den ønskede temperatur ved hjelp av en termostat. Deretter ble der utført en permeabilitetsmåling og deretter en råoljemetting, idet samtidig heftvanninnholdet ble bestemt. Deretter begynte man vannflømmingen med en flømme-hastighet på ca. 3 m/d. Etter innflømming av ca. 1,5 PV formasjonsvann, idet 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, polymerflømmingen og den etterfølgende etterflømming med formasjonsvann fant sted med en flømmehastighet på ca. 1 m/d.
Reservoartemperaturen lå på 47°C og trykket i reservoaret var 60 bar. Porøsiteten av den kunstige formasjon var ca. 47 %, permeabiliteten ca. 1 200 mD og heftvanninnholdet ca. 25 %.
Formasjonsvannet inneholdt ca. 20 % NaCl, 0,1 % KC1, 1,2 % CaCl2 og 0,4 % MgCl2. Som polymer tjente hydroksy-etylcellulose (0,25 %'s oppløst i formasjonsvann, viskositet ved 25°C ca. 60 mPa.s). Som råolje ble der anvendt en olje med parafininnhold og n 20 D = 1,486, d2Q = 0,863 g/cm 3 og n20 = 19 mPa.s.
Som tensidoppløsning ble anvendt 0,2 PV av en 6,6 % dispersjon av karboksymetylert nonylfenoloksetylat med 5,5 mol etenoksyd pr. mol i formasjonsvannet. Karboksymetyleringsgraden utgjorde ca. 70 %, og PIT av den angjeldende råoljeemulsjon var 48°C.
Ved vannflømningen ble der oppnådd en oljeutvinning på 75 %, som etter ytterligere 1,3 PV etter begynnelse av tensidflømmingen kunne økes med 23 % til 98 % samlet oljeutvinning. Under transporten av den av tensidet frembragte oljebankble der målt en midlere trykkgradient på 0,6 bar/m.
Eksempel 2 ( sammenligningseksempel)
Dette sammenligningseksempel ble gjennomført ved praktisk talt identiske betingelser, stoffer og fremgangsmåtetrinn som i eksempel 1, men ved en innstilt reservoartemperatur på 56°C (PIT utgjorde 48°C som i eksempel 1). Ved vannflømming ble der oppnådd en oljeutvinning på 73 %, som etter ytterligere 1,4 PV etter begynnelse av tensidflømmingen kunne økes til 99 % samlet oljeutvinning. Imidlertid ble der herunder målt en midlere trykkgradient på 41 bar/m.
En slik trykkgradient ville ved overføring til feltet føre til trykk langt over det petrostatiske trykk og dermed utelukke anvendelse av tensidene ved tertiær jordoljeutvin-ning.
Eksempel 3
Dette eksempel ble utført med praktisk talt de samme betingelser, stoffer og fremgangsmåtetrinn som i sammenligningseksempel 2 (reservoartemperatur 56°C), men med et karboksymetylert nonylfenoloksetylat med 5,9 mol etenoksyd pr. mol. PIT utgjorde herunder 58°C. 01jeutvinningsgraden på 75 % etter vannflømmingen lot seg øke til 99 % ved tensid-flømmingen, idet den midlere trykkgradient antok en verdi på 0,7 bar/m.
Eksempel 4 ( sammenligningseksempel)
Dette eksempel ble gjennomført med praktisk talt de samme betingelser, stoffer og.fremgangsmåtetrinn som i eksempel 1, men med en 0,4 PV tensidplugg av karboksymetylert fettalkohol(C^2~ C^^)-oksetylat med 4,5 mol etenoksyd pr. mol dispergert i en mengde på 5,5 % i formasjonsvannet
(PIT 53°C) og en reservoartemperatur på 56°C. Ved vann-flømming ble der oppnådd en oljeutvinning på 77 %, som etter ytterligere 1,4 PV kunne økes til 99 % ved tensidflømming. Den midlere trykkgradient økte herunder til 23 bar/m.
Eksempel 5
Dette eksempel ble gjennomført med de samme betingelser og fremgangsmåtetrinn og med de samme stoffer som i sammenligningseksempel 4 (PIT 53 oC). Som reservoartemperatur ble der imidlertid her innstilt en verdi på 49°C. Oljeutvinningen ved vannflømming utgjorde 76 % og ved den etterfølgende ten-sidf lømming ytterligere 22 %. I forhold til sammenligningseksempel 4 ble der her målt en midlere trykkgradient på bare 0,7 bar/m.
Eksempel 6 ( sammenligningseksempel)
Dette eksempel ble gjennomført med praktisk talt de samme betingelser og fremgangsmåteskritt samt stoffer som i eksempel 3, men med en reservoartemperatur på 44°C (PIT 58°C, altså 14°C over reservoartemperaturen). 01jeutvinningsgraden etter vannflømmingen utgjorde 77 %. Ved hjelp av tensidet var det mulig å øke oljeutvinningen til 94 %, idet 10 % av tertiæroljen først ble oppnådd emulsjonsfri og ytterligere 7 % ble oppnådd i form av en OV-emulsjon. Den midlere trykkgradient under transporten av oljebanken lå her på 0,6 bar/m.
Claims (1)
- Fremgangsmåte til utvinning av langt på vei emulsjonsfri olje fra et underjordisk reservoar av midlere eller høy salinitet (3-28 vektprosent) ved at man i en injeksjonsboring injiserer en tensidoppløsning eller -dispersjon be-stående av 0,1-20 vektprosents oppløsning eller dispersjon i formasjonsvann av karboksymetylerte oksetylater med formelen hvor R betyr et alifatisk radikal med lineær eller forgrenet kjede og 4-20 karbonatomer eller et alkyl- eller dialkylaromatisk radikal med 1-14 karbonatomer i alkylgruppen, n betyr 1-30 og M betyr et alkali- eller jordalkalimetallion eller ammonium, og hvor karboksymetyleringsgraden ligger på 10-90 vektprosent, fortrinnsvis 30-90 vektprosent,idet tensidet er slik utvalgt at fasein-vers jonstemperaturen av systemet råolje/formasjonsvann/tensid/ eventuelle tilsetninger ligger 0-10°C, fortrinnsvis 1-5°C, over temperaturen i reservoaret, karakterisert ved at der anvendes en tensidoppløsning eller -dispersjon som inneholder en en-, to- og/eller treverdig alkohol som kosurfaktant.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE19813134530 DE3134530C2 (de) | 1980-09-10 | 1981-09-01 | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO822935L NO822935L (no) | 1983-03-02 |
NO158824B true NO158824B (no) | 1988-07-25 |
NO158824C NO158824C (no) | 1988-11-02 |
Family
ID=6140570
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO822935A NO158824C (no) | 1981-09-01 | 1982-08-31 | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4485873A (no) |
EP (1) | EP0073894B1 (no) |
AT (1) | ATE17772T1 (no) |
CA (1) | CA1189303A (no) |
DE (1) | DE3268795D1 (no) |
NO (1) | NO158824C (no) |
YU (1) | YU196582A (no) |
Families Citing this family (28)
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 |
DE3307712A1 (de) * | 1983-03-04 | 1984-09-06 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur gewinnung von oel aus speichergestein |
DE3435430A1 (de) * | 1984-09-27 | 1986-04-03 | Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zum transport von zaehfluessigen rohoelen |
DE3523355A1 (de) * | 1985-06-29 | 1987-01-08 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur gewinnung von oel aus unterirdischem speichergestein |
DE3531214A1 (de) * | 1985-08-31 | 1987-03-05 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur injektivitaetserhoehung von einpressbohrungen bei der oelfoerderung mittels wasserfluten |
US5013462A (en) * | 1985-10-24 | 1991-05-07 | Pfizer Inc. | Method for improving production of viscous crude oil |
DE3634644A1 (de) * | 1985-10-24 | 1987-04-30 | Pfizer | Verfahren zur verbesserung der foerderung von viskosem rohoel |
US4811788A (en) * | 1986-02-13 | 1989-03-14 | The Standard Oil Company | Surfactant combinations and enhanced oil recovery method employing same |
DE3607090A1 (de) * | 1986-03-05 | 1987-09-10 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zum transport von schweroelen |
DE3609641A1 (de) * | 1986-03-21 | 1987-09-24 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zum transport von zaehfluessigen oelen |
US4637466A (en) * | 1986-04-03 | 1987-01-20 | Texaco Inc. | Method of improving conformance in steam floods with carboxylate steam foaming agents |
US4799547A (en) * | 1986-09-19 | 1989-01-24 | Shell Oil Company | A CO2 drive process for oil recovery employing an alcohol ethoxycarboxylate surfactant |
DE3644386A1 (de) * | 1986-12-24 | 1988-07-07 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten |
US4736795A (en) * | 1987-03-24 | 1988-04-12 | Atlantic Richfield Company | Composition and process for enhanced oil recovery |
TR23339A (tr) * | 1987-06-15 | 1989-12-14 | Henkel Kgaa | Alkoksillendirme icin katalizoer,olarak eter karbonik asitlerinin toprak alkalisi tozlarinin kullanilmasi |
US4894173A (en) * | 1988-06-08 | 1990-01-16 | The Standard Oil Company | Divalent ion tolerant aromatic sulfonates |
US4836283A (en) * | 1988-06-08 | 1989-06-06 | The Standard Oil Company | Divalent ion tolerant aromatic sulfonates |
DE3905938A1 (de) * | 1989-02-25 | 1990-08-30 | Huels Chemische Werke Ag | Detergentienzusammensetzungen mit erhoehter viskositaet |
US5311943A (en) * | 1992-10-19 | 1994-05-17 | Shell Oil Company | Blends of propoxy and ethoxy surfactants |
FR2864776B1 (fr) * | 2004-01-05 | 2006-06-23 | Oreal | Composition cosmetique de type emulsion eau-dans-eau a base de tensioactifs et de polymeres cationiques |
CA2775773A1 (en) * | 2009-09-29 | 2011-04-07 | Cognis Ip Management Gmbh | Use of alk(en)yl oligoglycosides in enhanced oil recovery processes |
KR20170104663A (ko) * | 2010-03-10 | 2017-09-15 | 바스프 에스이 | C16c18 함유 알킬 프로폭시 계면활성제에 기초한 계면활성제를 이용한 광유 생산 방법 |
US20150344768A1 (en) * | 2011-10-19 | 2015-12-03 | Aicardo Roa-Espinosa | Clarifying and stabilizing composition |
US8604427B2 (en) * | 2012-02-02 | 2013-12-10 | Applied Materials Israel, Ltd. | Three-dimensional mapping using scanning electron microscope images |
US9715724B2 (en) | 2014-07-29 | 2017-07-25 | Applied Materials Israel Ltd. | Registration of CAD data with SEM images |
RU2708734C2 (ru) | 2014-11-18 | 2019-12-11 | Басф Се | Способ добычи нефти |
WO2018219654A1 (de) | 2017-05-30 | 2018-12-06 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung unterirdischer vorkommen mit hoher temperatur und salinität |
EP3884010A1 (de) | 2018-11-23 | 2021-09-29 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung unterirdischer vorkommen mit hoher salinität |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2233381A (en) * | 1940-03-06 | 1941-02-25 | Petrolite Corp | Flooding process for recovering oil from subterranean oil-bearing strata |
US4110228A (en) * | 1976-12-01 | 1978-08-29 | Texaco Inc. | Salinity tolerant surfactant oil recovery process |
US4293428A (en) * | 1978-01-18 | 1981-10-06 | Exxon Production Research Company | Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith |
US4265308A (en) * | 1979-08-31 | 1981-05-05 | Phillips Petroleum Company | Oil recovery method using unique salinity for oil recovery surfactant system |
DE3105912C1 (de) * | 1981-02-18 | 1982-09-30 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von OEl aus einer unterirdischen Lagerstaette |
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 |
ATE4468T1 (de) * | 1980-09-10 | 1983-09-15 | Chemische Werke Huels Ag | Verfahren zur gewinnung von oel aus einer unterirdischen lagerstaette. |
DE3105913C2 (de) * | 1981-02-18 | 1983-10-27 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten |
-
1982
- 1982-07-03 AT AT82105950T patent/ATE17772T1/de not_active IP Right Cessation
- 1982-07-03 DE DE8282105950T patent/DE3268795D1/de not_active Expired
- 1982-07-03 EP EP82105950A patent/EP0073894B1/de not_active Expired
- 1982-08-27 CA CA000410295A patent/CA1189303A/en not_active Expired
- 1982-08-31 YU YU01965/82A patent/YU196582A/xx unknown
- 1982-08-31 NO NO822935A patent/NO158824C/no unknown
- 1982-09-01 US US06/413,908 patent/US4485873A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0073894A3 (en) | 1983-10-05 |
EP0073894A2 (de) | 1983-03-16 |
US4485873A (en) | 1984-12-04 |
ATE17772T1 (de) | 1986-02-15 |
DE3268795D1 (en) | 1986-03-13 |
YU196582A (en) | 1985-03-20 |
EP0073894B1 (de) | 1986-01-29 |
CA1189303A (en) | 1985-06-25 |
NO822935L (no) | 1983-03-02 |
NO158824C (no) | 1988-11-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO158824B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. | |
US4478281A (en) | Process for extracting oil from a subterranean reservoir | |
US4457373A (en) | Process for oil recovery from subterranean deposits by emulsion flooding | |
US5008026A (en) | Well treatment compositions and method | |
US4722396A (en) | Process for oil recovery from subterranean reservoir rock formations | |
NO328338B1 (no) | Vann-i-olje-mikroemulsjoner som er nyttige for oljefelt- og gassfeltanvendelser og fremgangsmater for anvendelse av slike | |
NO744342L (no) | ||
NO313714B1 (no) | Fremgangsmåte for ökning av effektiviteten av produksjonskjemkalier | |
US4582138A (en) | Method for oil recovery from reservoir rock formations | |
CA1171778A (en) | Method for recovering largely emulsion-free oil from underground deposits | |
EP0032072B1 (en) | Surfactant compositions useful in enhanced oil recovery processes | |
US3915230A (en) | Surfactant oil recovery process | |
NO861261L (no) | Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming. | |
NO302840B1 (no) | Fremgangsmåte ved behandling av sandstensformasjoner | |
CN110997862A (zh) | 用于提高油采收率的低温稳定表面活性剂共混物 | |
USRE29219E (en) | Surfactant oil recovery process | |
NO830761L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar | |
NO830760L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av tilnaermelsesvis emulsjonsfri olje fra et underjordisk reservoar | |
NO155897B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. | |
US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
US4825951A (en) | Process for recovery of oil from a subsurface reservoir by surfactant flooding | |
NO875424L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. | |
US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
NO172757B (no) | Tensidblanding og fremgangsmaate ved tertiaer oljetransport | |
RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта |