NO163501B - Fremgangsmaate til utvinning av olje fra en underjordisk petroleumholdig formasjon. - Google Patents
Fremgangsmaate til utvinning av olje fra en underjordisk petroleumholdig formasjon. Download PDFInfo
- Publication number
- NO163501B NO163501B NO833746A NO833746A NO163501B NO 163501 B NO163501 B NO 163501B NO 833746 A NO833746 A NO 833746A NO 833746 A NO833746 A NO 833746A NO 163501 B NO163501 B NO 163501B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- ppm
- solution
- borohydride
- formation
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 36
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 19
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 16
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 16
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 16
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 15
- 229910000033 sodium borohydride Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000012279 sodium borohydride Substances 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 claims description 6
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 claims description 6
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 5
- 241000589634 Xanthomonas Species 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 13
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 13
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- JVBXVOWTABLYPX-UHFFFAOYSA-L sodium dithionite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])=O JVBXVOWTABLYPX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000588986 Alcaligenes Species 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
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 241001558929 Sclerotium <basidiomycota> Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000002723 alicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003708 ampul Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 125000000864 peroxy group Chemical group O(O*)* 0.000 description 1
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- -1 xanthan polysaccharide Chemical class 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
- C09K8/905—Biopolymers
-
- 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte til utvinning av olje fra en underjordisk petroleumholdig formasjon.
Tertiær oljeutvinning blir i våre dager alminnelig anvendt for utvinning av den olje som er tilbake i en underjordisk petroleumholdig formasjon etter at primær og sekundær utvinningstek-nikk er utnyttet.
En arbeidsmåte ved tertiær oljeutvinning er polymer-over-svømmelse. Ved denne arbeidsmåte tilsettes visse organiske polymerer til i det minste en del av det fluidum som injiseres i formasjonen, hvorved fluidet fortykkes og derved forbedrer mobilite-ten av den innesluttede olje når fluidet drives fra injeksjons-stedet til produksjonsbrønnen. Blant disse polymerer er xantan-gummier, hydrofile polysakkarider dannet ved fermentering under anvendelse av bakterier av slekten Xanthomonas. Biopolymeren kan anvendes i form av selve fermentasjonsvellingen, som eksem-plifisert i US-patent 4 119 546, eller i isolert og rekonstituert form, som beskrevet i US-patent 3 305 016. Xantan-gummier er spesielt ønskelige for polymer-oversvømmelse, da de er gode fortrengningsmidler, gir tilfredsstillende viskositeter ved lave konsentrasjoner (5 - 90 centipoise ved 100 - 3 000 ppm), ikke går tapt ved utstrakt adsorpsjon på de porøse bergartsformasjoner,
er relativt ufølsomme for salter, idet de ikke utfelles eller taper viskositet under normale betingelser, og er rimelig stabile overfor skjærkrefter og viskositetsstabile over et bredt pH-om-råde. Andre polysakkarid-biopolymerer er eksempelvis de som av-ledes fra slekten Sclerotium og fra slekten Alcaligenes, hvis anvendelse ved forøket oljeutvinning er beskrevet i (eksempelvis) henholdsvis US-patent 3 372 749 og GB-patent 2 082 189.
Mens oppløsninger av xantan-polysakkarid-biopolymer har vist seg å være effektive ved tertiær oljeutvinning, gjør det seg gjeldende et problem ved deres anvendelse i oljereservoirer ved forhøyede temperaturer på ca. 60 - 150°C. Polymeroppløsnin-gen har der en tendens til å være ustabil, med betydelig visko-sitetstap i løpet av noen dager, spesielt i vann med lavt salt-innhold (500 ppm eller mindre av samlede oppløste faste stoffer).
Løsninger på dette problem er blitt foreslått. I eksempelvis US-patent 4 141 842 inneholder polymeroppløsningen en alifa-tisk C^-C^-alkohol for stabilisering av polysakkaridet. I US-patent 4 218 327 blir stabiliteten av oppløsningens viskositet forbedret ved at man først fjerner oksygen fra den vandige væske ved hjelp av slike midler som natriumhydrosulfitt (natriumditionitt) og deretter tilsetter en svovelholdig antioksydant, en lett oksyderbar vannoppløselig alkohol eller glykol, samt polymeren. Og i GB-patentsøknad GB 2000823A blir vandige oppløsninger av polymere mobilitetsregulerende midler, innbefattende polysakkarider, stabilisert med et alkylen-polyamin, alkanolamin eller alicyklisk polyamin; oppløsningene kan også inneholde et oksygenfjernende middel, såsom natrium-hydrosulf itt .
Det foreligger fortsatt et behov for, og det er det primære formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe, enkle, økonomiske og effektive midler/måter til å stabilisere polysakkarid-biopolymer-oppløsninger som anvendes for oversvømmelses-regulering ved forhøyet temperatur.
Det ble nå funnet at meget god høytemperatur-stabilitet i vandige polysakkarid-biopolymer-oppløsninger som skal anvendes for tertiær oljeutvinning, oppnås ved tilsetning av alkalimetallborhydrid til oppløsningen.
Den foreliggende oppfinnelse er således en fremgangsmåte til utvinning av olje fra en underjordisk petroleumholdig formasjon ved forhøyet temperatur, gjennomtrengt av i det minste én injiseringsbrønn og av én produksjonsbrønn i fluidkommunikasjon med formasjonen, hvilken fremgangsmåte omfatter at det i formasjonen injiseres en hovedsakelig oksygenfri vandig saltholdig oppløsning av en vannoppløselig polysakkarid-biopolymer avledet fra en fermentasjonsvelling inneholdende celler av en organisme tilhørende slekten Xanthomonas, karakterisert ved at nevnte oppløsning er behandlet ved en pH
på minst 5 ved tilsetning av en effektiv mengde av alkalimetallborhydrid som viskositetsstabiliserende middel. Borhydridet tilsettes fortrinnsvis i en mengde på 5-100 ppm, spesielt som natriumborhydrid i en mengde på 10-50 ppm, og den saltholdige oppløsning har fortrinnsvis et innhold av oppløst salt på minst 20 000 ppm.
Ovennevnte og andre trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil fremgå av den følgende detaljerte beskrivelse i forbindelse med tegningen.
Fig. 1 - 4 og 6 viser grafisk virkningene av forskjellige nivåer av borhydrid-tilsetning på viskositetsstabiliteten ved 90°C av polysakkarid-biopolymer-løsninger fremstilt i sjøvann, og
fig. 5 viser grafisk virkningen av borhydridtilsetning på viskositetsstabiliteten ved 90°C av polysakkarid-biopolymer tilberedet i 0,3 % vandig natriumkloridoppløsning.
Viskositetsstabilitet over lengre tid er en meget viktig fordring for mobilitetsregulerende polymerer som anvendes ved tertiær oljeutvinning fra underjordiske reservoirer ved høy temperatur (60 - 150°C). Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, i hvilken det for mobilitetsregulering anvendes en hovedsakelig oksygenfri vandig saltholdig oppløsning av polysakkarid-biopolymer som er blitt underkastet reduksjonsbehandling, tilveiebringer denne ønskede stabilitet, idet liten endring i oppløsningens viskositet finner sted selv etter måneders bruk.
Den polysakkarid-biopolymer som anvendes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, dannes ved fermentering av karbohydrat ved hjelp av bakterier av slekten Xanthomonas, spesielt arten Xanthomonas campestris. Egnede polysakkaridvellinger er beskrevet i US-patent 3 301 848, 4 119 546 og 4 296 203, som det herved vises til. Polymeren kan anvendes i form av urekonstituert velling eller kan være rekonstituert etter isolering fra vellingen. Normalt er konsentrasjonen av polymeren i oversvømmelsesreguleringsoppløsningen fra 100 til 2 000 ppm, fortrinnsvis fra 300 til 1 500 ppm, regnet på vektbasis, for tilveiebringelse av en oppløsningsviskositet på fra 2 til 50 centipoise.
Mobilitetsreguleringsoppløsningen fremstilles ved at polysakkarid-biopolymeren oppløses i vandig saltholdig oppløsning ved en pH på 5 eller høyere. Normalt vil denne saltholdighet, definert som innholdet av oppløselig salt eller ion som foreligger i en saltholdig oppløsning, uttrykt i mg samlet salt pr. kg saltoppløsning, være ca. 1 000 ppm eller høyere. Høy-temperatur-stabiliteten av reguleringsoppløsningen øker med salt-holdigheten, og saltholdige oppløsninger med et innhold av opp-løst salt på 20 000 ppm eller mer, er spesielt effektive. Den saltholdige polymeroppløsnings pH umiddelbart etter fremstillin-gen bør være 5 eller høyere for å hindre forringelse av stabiliseringsmiddelet og den syrekatalyserte hydrolyse av polysakkaridet, og en pH på 7-8 foretrekkes.
Mens mekanismen for stabiliseringsprosessen ikke er helt klarlagt, mener man at stabiliteten av polysakkaridoppløsningen tilveiebringes ved tilstedeværelsen av alkalimetallborhydrid ved et nivå som resulterer i reduksjon av oksyderende stoffer i poly-meroppløsningen før eksponering for høye temperaturer. Dette fordrer normalt tilsetning av borhydrid til oppløsningen i en mengde fra 5 til 100 ppm, fortrinnsvis 10-50 ppm, beregnet på vekten av reguleringsoppløsningen, hvorved uønskede oksyderende stoffer eller overgangsmetaller antas å reduseres hurtig. De oksyderende stoffer kan være oppløst oksygen eller peroksy-forbindelser dannet i vellingen under innvirkning av luft som er påkrevet i de aerobe prosesser i vellingen, i nærvær av spormeng-der av overgangsmetaller. Det er ønskelig å ha et lavt innhold av oppløst oksygen når stabiliseringsmiddelet anvendes, og dette oppnås lettest ved anvendelse av fraskilt resirkulert saltopp-løsning erholdt fra reservoiret når anaerobe betingelser foreligger. Et beskyttende dekke av naturgass eller annen billig inert gass kan anvendes ved overflatebehandling for opprettholdelse av anaerobe betingelser.
Tilsetningen av borhydrid kan foretas enten før eller etter polymertilsetningen til den saltholdige oppløsning. Behandlin-gen kan også utføres på fermenteringsvellingen før fortynning i felt-saltoppløsning eller annen prosessering. Hvilket som helst alkalimetallborhydrid eller substituert borhydrid, såsom natrium-cyanoborid, kan anvendes. Av spesiell verdi er natriumborhydrid.
Stabiliseringsprosessen resulterer i en hovedsakelig oksygenfri polymer-reguleringsoppløsning på tidspunktet for injise-ring av oppløsningen i den oljeholdige formasjon. Med hovedsakelig oksygenfri oppløsning menes en oppløsning som indikerer et innhold av oppløst oksygen på 0,5 ppm eller mindre, undersøkt med det for dette formål tilgjengelige testeutstyr som leveres av Chemetrics, Inc., Warrenton, Virginia.
En begynnelsesøkning i viskositeten av xantanoppløsninger etter oppvarmning er vanlig, som beskrevet tidligere, eksempelvis i GB-patentsøknad GB 2000823A. Denne effekt, betegnet som viskositetsoppbygging, savner en god forklaring, men det antas at den skyldes tilpasningsforandringer i polymeren. I ustabili-serte systemer kan polymer-nedbrytning skje hurtigere enn visko-sitetsoppbyggingen. Situasjonen er kompleks, da både temperatur og saltholdighet påvirker kinetikken ved viskositetsoppbygging og nedbrytning. Fenomenet viskositetsoppbygging er åpenbar i flere av eksemplene i det foreliggende. Imidlertid oppviser ikke alla xantanvellinger viskositetsoppbygging, og xantanvellinger som ikke oppviser viskositetsoppbygging, kan likevel stabilise-res .
Andre bestanddeler som ikke på skadelig måte påvirker den gunstige effekt av stabiliseringsmiddelet på viskositeten, kan også inkorporeres i mobilitetsreguleringsoppløsningen. Slike bestanddeler kan innbefatte eksempelvis biocider, såsom formaldehyd, for å hindre mikrobiell forringelse av polysakkarid-biopolymeren og chelat-dannende midler, såsom natriumcitrat, for å binde flerverdige ioner såsom jern.
De følgende eksempler vil ytterligere belyse oppfinnelsen.
EKSEMPEL 1
En blanding av 16 g av en kommersiell flytende form av xantan-biopolymer (1) og 733,9 g av syntetisk sjøvann (2) ble mekanisk omrørt under en nitrogenatmosfære i 6 0 min. Til denne blanding tilsattes 0,0375 g fast natriumborhydrid. Omrøringen ble fortsatt i 30 min, og 0,0375 g av et kommersielt biocid (3) ble så tilsatt. Blandingen ble omrørt en kort tid og tillatt å stå ved 25°C natten over.
En 34 ml porsjon av denne oppløsning (74 7 ppm xantan og
50 ppm natriumborhydrid) ble ved hjelp av en sprøyte overført til en nitrogen-spylt ampull, og ampullen ble lukket ved hjelp av en flamme; størrelsen av ampullen var slik at 1 ml gass var tilbake etter lukking. En rekke ampuller ble fremstilt på denne måte og plassert i et oljebad ved 90°C etter henstand i 24 timer ved 25°C. Viskositeten (25°C) av biopolymer-oppløsningen etter de angitte tidsrom ved 90°C er vist på fig. 1.
En rekke ampuller som ikke inneholdt borhydrid ble fremstilt og utprøvet med de resultater som er vist på fig. 1.
(1) "Flocon" biopolymer 4800 (3,5% ifølge analyse), Pfizer Inc., New York, New York (inneholder 2 000 - 3 000 ppm formaldehyd for å inhibere mikrobiell vekst) (2) NaCl 23,89 g, MgCl2.6H20 10,75 g, CaCl2 1,241 g, Na2S04 4,288 g, NaHC03 0,205 g, tilsatt avionisert vann til 1 000 g (3) "XCide" 215, Rohm and Haas, Philadelphia, Pennsylva-nia
EKSEMPEL 2
Fremgangsmåten i eksempel 1 ble gjentatt med unntagelse av at 0,0188 g fast natriumborhydrid ble anvendt, slik at biopolymer-oppløsningen til å begynne med inneholdt 747 ppm xantan og 25 ppm natriumborhydrid. Resultatene fra dette forsøk er vist på fig. 2.
EKSEMPEL 3
Fremgangsmåten i eksempel 1 ble gjentatt med unntagelse av at 0,0076 g natriumborhydrid ble anvendt, og at de forseglede ampuller ble plassert i oljebadet ved 90°C på den samme dag som forseglingen ble utført; biopolymer-oppløsningen inneholdt til å begynne med 750 ppm xantan og 10 ppm natriumborhydrid. Resultatene av dette forsøk er vist på fig. 3.
EKSEMPEL 4
Fremgangsmåten i eksempel 1 ble gjentatt med unntagelse av at 0,075 g fast natriumborhydrid ble anvendt, slik at biopolymer-oppløsningen til å begynne med inneholdt 747 ppm xantan og 100 ppm natriumborhydrid. Resultatene fra dette forsøk er vist på fig. 4.
EKSEMPEL 5
En blanding av 16 g av den kommersielle flytende form av xantan som ble anvendt i eksempel 1, og 734 g 0,3 prosentig na-triumkloridoppløsning ble mekanisk omrørt under nitrogen i 1 time. Til blandingen ble det under omrøring tilsatt 0,0375 g fast natriumborhydrid. En rekke ampuller ble tilberedet og ut-prøvet som i eksempel 1, med de resultater som er vist på fig. 5.
I \ S ^ EKSEMPEL 6
En blanding av 17,8 g av en formaldehyd-fri xantanvelling (4,2% ifølge analyse) og 982,2 g syntetisk sjøvann ble mekanisk
omrørt under nitrogen i 1 time. Til blandingen ble det under om-røring tilsatt 0,0250 g fast natriumborhydrid, og omrøringen ble fortsatt i 30 min. En rekke ampuller ble tilberedet og utprøvet som i eksempel 1. Resultatene fra dette forsøk er vist på fig. 6 .
Claims (4)
1. Fremgangsmåte til utvinning av olje fra en underjordisk petroleumholdig formasjon ved forhøyet temperatur, gjennomtrengt av i det minste én injiseringsbrønn og av én produksjonsbrønn i fluidkommunikasjon med formasjonen, hvilken fremgangsmåte omfatter at det i formasjonen injiseres en hovedsakelig oksygenfri vandig saltholdig oppløsning av en vannoppløselig polysakkarid-biopolymer avledet fra en fermentasjonsvelling inneholdende celler av en organisme tilhørende slekten Xanthomonas,
karakterisert ved at nevnte oppløsning er behandlet ved en pH på minst 5 ved tilsetning av en effektiv mengde av alkalimetallborhydrid som viskositetsstabiliserende middel.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at nevnte tilsetning er fra 5 til 100 ppm av borhydridet.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at nevnte tilsetning er fra 10 til 50 ppm natriumborhydrid.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,
karakterisert ved at den saltholdige oppløsning har et innhold av oppløst salt på minst 20 000 ppm.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/434,669 US4458753A (en) | 1982-10-15 | 1982-10-15 | Stabilizing polysaccharide solutions for tertiary oil recovery at elevated temperature with borohydride |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO833746L NO833746L (no) | 1984-04-16 |
NO163501B true NO163501B (no) | 1990-02-26 |
NO163501C NO163501C (no) | 1990-06-06 |
Family
ID=23725175
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO833746A NO163501C (no) | 1982-10-15 | 1983-10-14 | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra en underjordisk petroleumholdig formasjon. |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4458753A (no) |
EP (1) | EP0106665B1 (no) |
JP (1) | JPS5991295A (no) |
CA (1) | CA1206739A (no) |
DE (1) | DE3362945D1 (no) |
NO (1) | NO163501C (no) |
RO (1) | RO88691A (no) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4573533A (en) * | 1984-06-21 | 1986-03-04 | American Cyanamid Company | Method for using thermally stable mobility control agents for harsh environmental reservoirs |
FR2574082B1 (fr) * | 1984-12-05 | 1987-01-16 | Rhone Poulenc Spec Chim | Procede de stabilisation thermique de solutions aqueuses de polysaccharides |
US4658898A (en) * | 1985-05-24 | 1987-04-21 | Mobil Oil Corporation | Oil reservoir permeability control using polymeric gels |
MX2010001972A (es) * | 2007-08-21 | 2010-08-30 | Archer Daniels Midland Co | Composiciones de goma hidrocoloide, metodos para formar las mismas y productos formados a partir de las mismas. |
US8662171B2 (en) * | 2010-03-25 | 2014-03-04 | Montgomery Chemicals, Llc | Method and composition for oil enhanced recovery |
CA2832230C (en) * | 2011-04-05 | 2019-11-12 | Montgomery Chemicals Llc | Method and compositions for enhanced oil recovery |
RU2528183C1 (ru) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Способ разработки нефтяной залежи |
US9663703B2 (en) * | 2014-04-25 | 2017-05-30 | James George Clements | Method and compositions for enhanced oil recovery |
US11130904B2 (en) * | 2015-03-25 | 2021-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing fluids with enhanced thermal stability |
CN110965973A (zh) * | 2018-09-29 | 2020-04-07 | 北京市捷博特能源技术有限公司 | 一种油田微生物泡沫吞吐技术 |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3096293A (en) * | 1959-12-30 | 1963-07-02 | Allene R Jeanes | Method of increasing the viscosity of an aqueous solution of a deacetylated polysaccharide |
US3908760A (en) * | 1973-10-09 | 1975-09-30 | Phillips Petroleum Co | Method of treating subterranean formations with aqueous gels |
US4218327A (en) * | 1976-04-05 | 1980-08-19 | Shell Oil Company | Stabilizing the viscosity of an aqueous solution of polysaccharide polymer |
US4141842A (en) * | 1977-03-28 | 1979-02-27 | Mobil Oil Corporation | Waterflood oil recovery process employing stabilized biopolymers |
US4256590A (en) * | 1977-05-09 | 1981-03-17 | Exxon Research & Engineering Co. | Modified heteropolysaccharides and their preparation |
CA1097056A (en) * | 1977-06-15 | 1981-03-10 | Joseph E. Glass, Jr. | Treatment of water thickened systems |
US4232739A (en) * | 1978-05-12 | 1980-11-11 | Texaco Inc. | Aqueous polysaccharide-containing fluid having superior filterability and stability and their use in recovering oil |
-
1982
- 1982-10-15 US US06/434,669 patent/US4458753A/en not_active Expired - Fee Related
-
1983
- 1983-10-13 CA CA000438932A patent/CA1206739A/en not_active Expired
- 1983-10-13 DE DE8383306187T patent/DE3362945D1/de not_active Expired
- 1983-10-13 RO RO83112323A patent/RO88691A/ro unknown
- 1983-10-13 EP EP83306187A patent/EP0106665B1/en not_active Expired
- 1983-10-14 NO NO833746A patent/NO163501C/no unknown
- 1983-10-14 JP JP58192288A patent/JPS5991295A/ja active Granted
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US4458753A (en) | 1984-07-10 |
DE3362945D1 (en) | 1986-05-15 |
EP0106665B1 (en) | 1986-04-09 |
NO163501C (no) | 1990-06-06 |
JPS5991295A (ja) | 1984-05-25 |
RO88691A (ro) | 1986-02-28 |
EP0106665A1 (en) | 1984-04-25 |
JPH0127239B2 (no) | 1989-05-26 |
NO833746L (no) | 1984-04-16 |
CA1206739A (en) | 1986-07-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2506300C2 (ru) | Нефтепромысловый биоцид из перуксусной кислоты и способ его применения | |
US4218327A (en) | Stabilizing the viscosity of an aqueous solution of polysaccharide polymer | |
NO163501B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra en underjordisk petroleumholdig formasjon. | |
NO854434L (no) | Fremgangsmaate for dekontaminering av en undergrunnsformasjon. | |
US20140303045A1 (en) | Biocidal Systems and Methods of Use | |
NO160310B (no) | Stabil xantanloesning med forbedrede filterbarhetsegenskaper, samt fremstilling og anvendelse av en slik loesning. | |
CA1158428A (en) | Method of inhibiting crosslinking of aqueous xanthan gums in the presence of ferric acid | |
US20130190214A1 (en) | Biocidal system and methods of use | |
CA1085600A (en) | Waterflood oil recovery process employing stabilized biopolymers | |
US4548268A (en) | Method for oil recovery using a polymer containing fluid | |
JPS6315852A (ja) | 水溶性重合体の安定化された水性組成物 | |
CA1279315C (en) | Stabilizing polysaccharide solutions for tertiary oil recovery at elevated temperature | |
NO159117B (no) | Fremgangsmaate for utvinning av raaolje, samt mobilitetsregulerende middel for tertiaer oljeutvinning. | |
CA1210233A (en) | Stabilizing polysaccharide solutions for tertiary oil recovery at elevated temperature with dithionite | |
US4898819A (en) | Heteropolysaccharide solutions stabilized against viscosity loss over temperature and time | |
US4573533A (en) | Method for using thermally stable mobility control agents for harsh environmental reservoirs | |
US4395341A (en) | Use of metronidazole in oil recovery | |
CA1070492A (en) | Stabilizing the viscosity of an aqueous solution of polysaccharide polymer | |
US20220259487A1 (en) | Compositions and methods using chlorate to break polyacrylamide | |
NO875425L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. | |
CA1079947A (en) | Waterflood oil recovery process employing biopolymers of enhanced viscosity yield | |
US4199027A (en) | Oil recovery process | |
GB2086960A (en) | Improved Polymer-containing Fluid and an Oil Recovery Method using the Fluid | |
JPH066701B2 (ja) | 石油回収用圧入流体組成物 | |
US3001934A (en) | Process for the control of bacteria in water flooding operations |