NO164676B - Fremgangsmaate til utvinning av olje fra reservoarbergarter - Google Patents
Fremgangsmaate til utvinning av olje fra reservoarbergarter Download PDFInfo
- Publication number
- NO164676B NO164676B NO840794A NO840794A NO164676B NO 164676 B NO164676 B NO 164676B NO 840794 A NO840794 A NO 840794A NO 840794 A NO840794 A NO 840794A NO 164676 B NO164676 B NO 164676B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- surfactant
- oil
- reservoir
- stated
- water
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 72
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 159
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 112
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 47
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 26
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 19
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 14
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 11
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 claims description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 claims description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 2
- 238000007069 methylation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 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
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims 1
- 230000011987 methylation Effects 0.000 claims 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 abstract description 17
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 71
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 21
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 16
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 14
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 14
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 10
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 10
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 7
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 7
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- -1 unsaturated alkyl radical Chemical class 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 2,3-di(nonyl)phenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1CCCCCCCCC JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 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 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 2
- WJTCGQSWYFHTAC-UHFFFAOYSA-N cyclooctane Chemical compound C1CCCCCCC1 WJTCGQSWYFHTAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004914 cyclooctane Substances 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N dodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M lithium chloride Chemical compound [Li+].[Cl-] KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 229940094933 n-dodecane Drugs 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
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-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
- UBWYQNVSDHOLPG-UHFFFAOYSA-N 2-dodecyl-4-ethylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC(CC)=CC=C1O UBWYQNVSDHOLPG-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
- SCXJOHWUSSSXOK-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-4-tridecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC1=CC=C(O)C(C)=C1 SCXJOHWUSSSXOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MEEKGULDSDXFCN-UHFFFAOYSA-N 2-pentylphenol Chemical compound CCCCCC1=CC=CC=C1O MEEKGULDSDXFCN-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
- 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
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 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
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000021523 carboxylation Effects 0.000 description 1
- 238000006473 carboxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229960000541 cetyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 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
- 238000001816 cooling Methods 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
- 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
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- QZJMONDPQWPMGI-UHFFFAOYSA-N lithium;azane Chemical compound [Li+].N QZJMONDPQWPMGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000001160 methoxycarbonyl group Chemical group [H]C([H])([H])OC(*)=O 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
- 231100000989 no adverse effect Toxicity 0.000 description 1
- 125000001400 nonyl 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])[H] 0.000 description 1
- 125000002347 octyl 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])[H] 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
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229940012831 stearyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910001631 strontium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- AHBGXTDRMVNFER-UHFFFAOYSA-L strontium dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Sr+2] AHBGXTDRMVNFER-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000003890 succinate salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- POWFTOSLLWLEBN-UHFFFAOYSA-N tetrasodium;silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] POWFTOSLLWLEBN-UHFFFAOYSA-N 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
- 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
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
- Y10S507/937—Flooding the formation with emulsion
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)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Ved utvinning av olje fra reservoarbergarter (Speichergestein) lykkes det vanligvis bare å utvinne en brøkdel av den opprinnelig foreliggende olje ved primære utvinningsmetoder. 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 injek-sjonsboringer og oljen drevet frem til en eller flere produk-sjonsboringer og på denne måte bragt opp til jordoverflaten. Denne såkalte vannflømming som sekundærforholdsregel er for-holdsvis 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 samfunnsøkonomisk tvingende nødvendig i lys av den foreliggende oljeknapphet, er mulig ved hjelp av tertiære forholdsregler. 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 olje-utvinningsprosesser, tensid- eller polymerflømming, eller som en kombinasjon av flere av disse fremgangsmåter.
Termiske utvinningsprosesser omfatter injisering av damp eller varmt vann eller er et resultat av forbrenning under jorden. Oppløsnings- eller blandingsprosesser består i injisering av et oppløsningsmiddel for jordoljen i reservoaret, idet jordoljen kan være en gass og/eller en væske.
Tensidflømmeprosesser (alt etter tensidkonsentrasjonen, eventuelt tensidtypen og tilsetninger skiller man mellom tensidunderstøttet vannflømming, vanlig tensidflømming
(low tension flooding), micellærflømming og emulsjonsflømming) beror i første rekke på en sterk reduksjon av grenseflatespenningen mellom olje og flømmevann. I visse tilfeller, spesielt i nærvær av høyere tensidkonsentrasjoner, oppstår der imidlertid VO-dispersjoner med tydelig økt viskositet i forhold til olje, slik at tensidflømmingen her også tar
sikte på en reduksjon av mobilitetsforholdet, hvorved virkningsgraden av oljefortrengningen økes. Ren polymer-flømming beror overveiende på den sist beskrevne virkning av det gunstigere mobilitetsforhold mellom olje og etter-flømmende vann.
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte til utvinning av olje ved tensid- resp. emulsjonsflømming. Som oljemobiliserende tensider er der hittil fremfor alt blitt beskrevet organiske sulfonater såsom alkyl-, alkylaryl- eller petroleumsulfonater. Disse har imidlertid en meget lav toleransegrense overfor saliniteten av reservoarvannet. Allerede saltkonsentrasjoner på 1000 ppm regnes som proble-matiske, 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 ut-fellingsprodukter som kan føre til tilstopning av formasjonen. Da imidlertid mange reservoarvann har vesentlig høyere saliniteter (omtrent halvparten av de nord-amerikanske lettolje-reservoarer har saliniteter på rundt 100 000 ppm og mer, og i Nord-Tyskland finnes der mange oljefelter med saliniteter ■ på opptil 250 000 ppm, samtidig som innholdet av oppløste jordalkaliioner som regel er betydelig), har man lett etter måter til å utnytte de ellers gode oljemobiliserende egen-skaper av de organiske sulfonater også for reservoarsystemer med høyere salinitet. I blanding med kosurfaktanter (sam-virkende overflateaktive midler) såsom alkoholer eller ikke-ioniske tensider, viser organiske sulfonater seg også mindre elektrolytt-ømfintlige.
I henhold til US patentskriftene 4 016 932 og 3 811 504 er det lykkes ytterligere å øke salinitetstoleransen av de organiske sulfonater i blanding med andre tensider.
I motsetning til gruppen av organiske sulfonater oppviser de karboksymetylerte alkyl- resp. alkylaryloksetylater på samme måte som gruppen av sulfaterte og sulfonerte oksetylater (US patentskrift 4 293 428) en god forenlighet selv med ekstremt høysalinære reservoarvann (250 000 ppm og mer). Jordalkaliioner, selv i konsentrasjoner på 30 000 ppm, har ingen uheldig virkning; deres tilstedeværelse er tverti-mot ønsket, slik det er vist i DE patentskrift 30 33 927. Da disse tensider virker sterkt oljemobiliserende og er stabile under reservoarbetingelser (som vist ved langtidsforsøk, se
ncl
D. Balzer, Proceedings 2 European Symposium Enhanced Oil Recovery, Paris 1982), samtidig som deres fremstilling er enkel og billig, er de meget velegnet for anvendelse ved oljefortrengning i reservoarsystemer med midlere eller høy salinitet (10 000-250 000 ppm samlet saltinnhold).
Ved tensidflømming foreligger imidlertid ikke bare et problem med hensyn til høyere salinitet av reservoaret, som er blitt overvunnet ved karboksymetylerte oksetylater som tensider, men der foreligger også et betydelig problem med den alltid forekommende tensidretensjon. Ved absorbsjon på bergartoverflaten og ved den såkalte "faseinnesperring", som er en innesperring av væskedråper med ofte høyt tensidinnhold i bergarten foran poreinnsnevringer, går en betraktelig mengde av injisert tensid tapt. Begge prosesser bidrar i høy grad til tensidretensjonen, hvormed til syvende og sist menes den samlede.mengde tensid som holdes tilbake i porevolumet under tensidflømmingen. En økonomisk utvinning av olje ved tertiære metoder ved hjelp" av tensider forutsetter derfor både at tensidene er høyeffektive, og at deres retensjon er lav.
I litteraturen beskrives der flere fremgangsmåter hvor en redusert tensidretensjon bevirkes ved at et ytterligere middel flømmes inn foran tensidoppløsningen resp. -dispersjonen eller blandes med denne. Således reduserer lignin-sulfonat enten som sådant (se US patentskrift 4 157 115) eller i etoksylert resp. propoksylert form (se US patentskrift 4 236 579) eller i sulfometylert form (US patentskrift 4 269 270) tensidabsorbsjonen på bergartoverflaten. Også maleinater og suksinater (se US patentskrift 4 217 958) virker på lignende måte. Også en forflømming med en vandig LiCl-oppløsning skal ved tensidblandinger av petroleumsulfonat og etersulfonat redusere retensjonen (se US patentskrift 4 281 714). Dog virker disse "offersubstanser" i første linje adsorpsjonsreduserende, og adsorpsjonsprosessen er bare én av flere prosesser som bidrar til retensjonen. Sterkt retensjonsreduserende, i det minste i lavsalinære reservoarsystemer og med petroleumsulfonater som tensid, virker åpen-bart forflømmede oppløsninger av natriumkarbonat eller natriumortosilikat, noe som er påvist i flere vitenskapelige offentliggjørelser (f.eks.J.S. Falcone et al., JAOCS 59,
826 A (1982)). Injeksjon av en sterkt alkalisk oppløsning betyr imidlertid også et massivt inngrep i de kompliserte 1ikevektsforhold i reservoaret. Anvendelsen av disse opp-løsninger er således forbundet med lignende problemer som alkaliflømmeprosessen..
En merkbar reduksjon av tensidretensjonen oppnår man ved en modifisert tensidflømmeprosess under anvendelse av karboksymetylerte oksetylater, idet man injiserer tensidet i form av en mest mulig systemlignende emulsjon (dvs. at reservoarvann anvendes som vandig fase og reservoarolje anvendes som organisk fase). Hvis herunder tensidet resp. emulgatoren velges slik at faseinversjonstemperaturen av systemet råolje/formasjonsvann/tensid (emulgator) ligger på reservoartemperaturen eller inntil ca. 10°C over denne, er det med denne emulsjonsflømmeprosess mulig å oppnå en vidt-gående reduksjon av den opprinnelig foreliggende olje uten at der herunder oppstår ubeherskbart høye trykkgradienter (DE-A 31 05 913). En ulempe ved denne fremgangsmåte består imidlertid i at en del av den som emulsjon injiserte olje som ikke er ubetydelig sammenlignet med den tertiært utvinnbare oljemengde, ikke flømmes ut igjen. Derved blir det enda vanske-ligere å overvinne den psykologiske barriere som oljeprodu-sentene ofte har mot fornyet injeksjon av kostbart utvunnet (eller innkjøpt) olje også på grunn av det betydelige tids-rom (årevis) som forløper mellom injeksjon og produksjon.
Der forelå derfor den oppgave for de karboksymetylerte oksetylater som ved reservoarer med midlere eller høy salinitet virker sterkt oljemobiliserende, å finne en fremgangsmåte som fører til en lignende lav tensidretensjon som emulsjonsflømmingen uten at en stor oljemengde av den grunn må presses' inn i reservoaret.
Denne oppgave er blitt løst ved en fremgangsmåte som angitt i patentkravene. Som følge av oppfinnelsen ble det overraskende observert at der ved tensidflømming med karboksymetylerte oksetylater kan fås tilsvarende lave tensidreten-sjonsverdier som ved emulsjonsflømming, hvis man før injiseringen av tensidpluggen injiserer en emulsjonsplugg som kan ha relativt lite volum.
Likeledes er det fordelaktig for tensidretensjonen om der også etter injiseringen av tensidpluggen injiseres en emulsjonsplugg med lite volum. Naturligvis kan disse to fremgangsmåter også kombineres.
I DE-A 31 05 913 er det påvist at de karboksymetylerte oksetylater danner stabile emulsjoner også i nærvær av høy-salinære reservoarvann. Likeledes er det der påvist hvorledes man kan tilpasse disse tensider til forholdene i et reservoar på en slik måte at der ikke opptrer noen ubeherskbar høy trykkgradient. En injeksjon av emulsjons- resp. tensidpluggen støter således ikke på noen spesielle vanskeligheter.
Kriteriet for tilpasningen av tensidene etter forholdene er faseinversjons-temperaturen (PIT) av både den eller de injiserte emulsjoner og av reservoarsystemet råolje/formasjonsvann/tensid/eventuelle tilsetninger, og verdiene for denne temperatur skal ligge 0-10°C over temperaturen i reservoaret.
Faseinversjons-temperaturene blir bestemt ved måling
av den elektriske ledningsevne. Til måling av faseinversjons-temperaturen av reservoaremulsjonen blir reservoarolje, formasjonsvann (volumforhold o/v på 1:1, 1:2 eller 1:3) og tensidet i tensidpluggen (1 eller 2%, regnet på den vandige fase) samt eventuelle tilsetninger blandet med hverandre og blandingens elektriske ledningsevne målt i avhengighet av temperaturen. Ved faseinversjons-temperaturen slår en OV-emulsjon over i en VO-emulsjon og omvendt, idet den elektriske ledningsevne avtar eller øker sterkt. Den temperatur hvor den elektriske ledningsevne har middelverdien mellom det øvre nivå (OV) og det nedre nivå (VO), registeres som PIT.
I sjeldne tilfeller av reservoarsystemer byr en entydig fastleggelse av PIT-verdien på vanskeligheter, slik at det kan være hensiktsmessig å komplettere PIT-målingene med målinger av grenseflatespenningen.
Hvis der i den emulsjon som skal injiseres, anvendes et annet tensid enn i tensidpluggen, eller hvis der arbeides med andre tilsetninger, må også faseinversjons-temperaturen av dette tensidsystem i nærvær av reservoarolje og formasjons-resp. flømmevann måles som beskrevet foran.
Hvis der i den emulsjon som skal injiseres, anvendes en annen olje eller et annet vann, må også faseinversjons-temperaturen av denne emulsjon måles som angitt foran. I ekstreme tilfeller kan der også finnes en rekke forskjellige faseinversjons-temperaturer som alle skal ligge på eller inntil ca. 10°C over reservoartemperaturen.
Den foreliggende oppfinnelse angår anvendelse av karboksymetylerte oksetylater som oljemobiliserende tensider med emulgerende virkning. Disse forbindelser kan frem-
stilles i henhold til DE-C 24 18 444 ved omsetning av oksetylater med formelen R-(OC_H.) H eller R-(OC„H.(CH.)) (OC-H.) H
24n 233m24n med et salt av kloreddiksyre i nærvær av alkalihydroksid eller andre baser, men også andre fremstillingsmåter er egnet.
R betyr her et mettet eller umettet alkylradikal med rett
eller forgrenet kjede og 6-20, fortrinnsvis 8-16, C-atomer, eller et alkylarylradikal med 3-18, fortrinnsvis 4-16, C-atomer i alkylkjeden eller et dialkylradikal med 1-18, fortrinnsvis 4-14, C-atomer pr. alkylkjede, samtidig som det samlede antall C-atomer i begge alkylkjeder er 5-30, fortrinnsvis 8-24,
eller et trialkylaromatisk radikal med 1-18 C-atomer pr. alkylkjede, samtidig som det samlede antall av C-atomer i de tre alkylkjeder er 6-40, fortrinnsvis 8-30. m kan ha verdier på 0-20, fortrinnsvis 0-10. 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 heksyl-, oktyl-, nonyl-, decyl-, undecyl-, lauryl-, tridecyl-, myristyl-, palmityl- og stearyl-alkohol, men også umettede alkoholer som f.eks. oleylalkohol. Alkylkjeden kan herunder ha normal eller forgrenet kjede. Som alkylfenoler kan der f.eks. anvendes: butylfenol, pentylfenol, heksylfenol, oktylfenol, nonylfenol, decylfenol, undecyl-fenol, dodecylfenol, tridecylfenol og de tilsvarende dialkyl-
fenoler såsom 2-metyl-4-tridecylfenol, 2-dodecyl-4-etylfenol, dinonylfenol etc. Alkylkjeden kan ha normal eller forgrenet kjede.
Oksetyleringen kan gjennomføres i nærvær av katalytiske mengder av alkalihydroksid med 0-20, fortrinnsvis 0-10 mol propylenoksid pr. mol hydroksylforbindelse og deretter med 1-30, fortrinnsvis 1-20 mol etenoksid pr. mol hydroksidfor-bindelse. De således dannede oksetylater er homologblandinger. Den etterfølgende karboksymetylering kan ved egnet gjennom-føring være selvstendig, slik at de karboksymetylerte oksetylater er rent anioniske tensider. Ved ikke fullstendig karboksymetylering inneholder produktene alternativt fortsatt mer eller mindre store mengder ikke omsatt oksetylat. Med formelen R-(OC-,H^) (OC„H„) OCH_COOMe menes derfor ofte en
3 6 m 2 4 n 2
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 karboksy-metyler ingsgrad på mellom 10 og 100%, fortrinnsvis mellom 50
og 100%, er i stand til effektivt å fortrenge oljen. For unngåelse av en kromatografisk separasjon ved transport av tensidet i reservoaret bør der tilstrebes mest mulig enhetlige produkter, dvs.produkter med en karboksymetyleringsgrad på
nær opptil 100%.
Prosentangivelsen er alltid vektprosenter.
De beskrevne blandinger av anionisk og for det meste 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 blandingene 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, eventuelt gassen i reservoaret og et karboksymetylert oksetylat som synes egnet og har den oven-for angitte formel. Denne måling må eventuelt gjentas med ytterligere tensider i denne klasse og eventuelt tilsetninger.
På basis.av måleresultatet finner der sted en til-pasning av det karboksymetylerte oksetylat, hvis oljemobiliserende virkning for det angjeldende reservoarsystem kan verifiseres gjennom ett. eller flere for-forsøk i en sand-fylling som modellformasjon, eller i original- resp. modell-borkjerner.
De karboksymetylerte oksetylater gir som følge av sin kjemiske struktur en rekke holdepunkter for "molekylær-arkitekturen" for innstilling av en ønsket faseinversjonstemperatur i et bestemt system. Det dreier seg om det hydrofobe radikal R, oksetyleringsgradene m og n samt karboksy-metyler ingsgraden . Innflytelsen av de enkelte struktur-parametre på faseinversjons-temperaturen er allerede beskrevet (se D.Balzer loc.cit.). Der gjelder den lovmessighet at en forsterkning av hydrofobien av tensidionet reduserer f aseinvers jons-temperaturen og en økning av hydrof.ilien øker denne temperatur. En forlengelse av det hydrofobe radikal eller en økning av m fører dermed til en reduksjon av faseinversjons-temperaturen, mens en økning av n eller en økning av karboksymetyleringsgraden fører til en hevning av temperaturen. Denne avhengighet er tildels meget utpreget og gjør det mulig å tilpasse de karboksymetylerte oksetylater optimalt til betingelsene i det foreliggende reservoar.
Ifølge oppfinnelsen blir nå tensidet injisert i reservoaret både som emulsjon og som oppløsning eller dispersjon. Da emulsjoner pr. definisjon er dispersjoner, skal det presiseres at man her med emulsjoner mener en fordeling hvor den ene av væskene er råolje, et hydrokarbon, en blanding av råolje og hydrokarbon, eller en hydrokarbonblanding. Tensid-dispersjonen inneholder derimot ikke råolje eller hydrokarbon.
Den emulsjon som skal injiseres, kan fremstilles fra original-råoljen, formasjonsvannet, tensidet og eventuelt tilsetninger etter de vanlige fremgangsmåter til fremstilling av emulsjoner (Se P.Becher, Emulsions Theory and Practice,
New York, 1965), idet der ikke kreves noen spesielt høye skjær-krefter. Det er også mulig å oppvarme blandingen av olje, vann, tensid og eventuelt tilsetninger til faseinversjons-temperaturen og ved rask avkjøling å stabilisere den emulsjon som da danner seg ved svak omrøring, og som består av fine dråper. Emulsjonene er relativt stabile ved temperaturer på minst 15°C under PIT; eventuelt kan der anbefales en svak omrøring i oppbevaringsbeholderen.
Istedenfor original-råoljen kan der til fremstilling av emulsjonen ifølge oppfinnelsen også anvendes andre råoljer, råoljeblandinger, delvis raffinerte råoljefraksjoner, gass-oljer, parafin eller bensiner, samt blandinger herav med råolje. Som organisk fase i emulsjonen ifølge oppfinnelsen er også blandinger av rene hydrokarboner egnet, men av økonomiske grunner vil de neppe bli anvendt.
Før eller etter emulsjonen blir ifølge oppfinnelsen en tensidoppløsning eller -dispersjon injisert i reservoaret. Det kan også være nyttig å injisere en vekslende følge av emulsjons- og tensidplugger. Vanligvis blir den overveiende del av tensidet eller tensidene injisert som dispersjon eller oppløsning.
Volumet eller volumene av den eller de emulsjoner som skal injiseres, deres faseforhold, tensidkonsentrasjonen, eventuelle tilsetninger og volumet eller volumene av den eller de dispersjoner eller oppløsninger som skal injiseres, disses tensidkonsentrasjon og eventuelle tilsetninger samt rekkefølgen av emulsjonene og dispersjonene resp. oppløs-ningene foruten arten og størrelsen av den polymeroppløsning som regulerer mobiliteten, kan optimaliseres ved hjelp av modell-flømmeforsøk, fortrinnsvis på originalborkjerner.
På grunnlag av disse for-forsøk blir en eller flere emulsjoner og dispersjoner resp. oppløsninger ført inn i reservoaret ved hjelp av injeksjonspumper. Dette finner i alminnelighet sted i form av plugger, dvs. et snevert be-grenset volum på 0,01-2 PV (PV = porevolum av reservoaret), fortrinnsvis 0,02-1,2 PV. Størrelsen av de enkelte plugger retter seg fremfor alt etter tensidkonsentrasjonen og økonomiske hensyn. Regnet på den vandige fase utgjør emulgatorkonsentrasjonen vanligvis 0,1-30%, fortrinnsvis 0,5-15%. Faseforholdet eller faseforholdene av emulsjonen resp. emulsjonene av olje og vann, vil vanligvis ligge på mellom 1:20 og 4:1, og fortrinnsvis ligger faseforholdene på mellom 1:8 og 2:1. Tensidkonsentrasjonen av tensidoppløs-ningen eller -dispersjonen utgjør 0,1-30%, fortrinnsvis 0/2-15%. Volumet av den emulsjonsplugg som benyttes foran eller etter tensidpluggen, skal ha et forhold til volumet av tensidpluggen på mellom 1:60 og 2:1, fortrinnsvis 1:20-1:2. Hvis den midtre væske skulle være en emulsjon, gjelder de samme volumforhold.
Hensiktsmessig foretas der forut for injeksjonen av tensidvæsken en vannflømming, idet der som flømmevann fortrinnsvis anvendes produsert formasjonsvann. I spesielle tilfeller kan det være hensiktsmessig å flømme med et vann med en annen sammensetning enn formasjonsvannet. Dette kan ha logistiske grunner, eller det kan være hensiktsmessig å kondisjonere reservoaret med hensyn til en bestemt salinitet. Størrelsen av flømmevannpluggen utgjør 0,01-4 PV, fortrinnsvis 0,1-1 PV.
Av hensyn til en gunstigere viskositetstilpasning av tensidvæskene til oljen i reservoaret eller for reduksjon av tensidretensjonen resp. eventuelt polymerretensjonen kan det være hensiktsmessig å tilsette en- og flerverdige alkoholer som kosurfaktanter til tensid resp. polymerpluggen.
Både av hensyn til mobilitetskontrollen og for beskyt-telse av tensidvæskene mot inntrengende flømmevann kan man etter den siste tensidvæske injisere polymeroppløsning i reservoaret. Til dette formål blir en polymer eller en polymerblanding oppløst i flømmevannet i en slik konsentrasjon at viskositeten er 1,2-10 ganger så høy som viskositeten av oljen under reservoarbetingelsene. Ved reservoarer med midlere og høyere salinitet (1-25% samlet salinitet) kommer her spesielt slike biopolymerer eller cellulosederivater på tale som i nærvær av den økte saltkonsentrasjon fortsatt har tilstrekkelig viskositet og ikke oppviser utfellinger.
Hensiktsmessig slutter en vanlig vannflømming seg til injiseringen av polymeroppløsningen for å drive ut oljen. Denne vannflømming utføres så lenge olje ennå kan utvinnes økonomisk.
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 sandfyllingen mettet med formasjonsvann A ved hjelp av en høytrykksdoserings-pumpe og innstilt på den ønskede temperatur ved hjelp av en termostat. Ved hjelp av en trykkmåler ble permeabiliteten av sandfyllingen bestemt. Så fulgte metningen med råolje A, idet samtidig heftvanninnholdet ble bestemt. Deretter ble flømmevann injisert med en hastighet på ca. 1,5 m/d. Som flømmevann tjente formasjonsvann A. Etter injisering av ca. 1,5 PV flømmevann (1 PV = ca. 800 ml), hvorved der ble oppnådd en utvanningsgrad av den produserte væske på 98-100%, ble der etter tur injisert
0,05 PV av en emulsjon
0,1 PV av en tensid-dispersjon
0,4 PV av en polymeroppløsning og
til slutt ca. 1,5 PV formasjonsvann A,
hver med en flømmehastighst på ca. 1 m/d. Emulsjonen besto av råolje A og formasjonsvann A (faseforhold 1:1) samt 6,6%
(regnet på den vandige fase) karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med ca. 6 mol etenoksid og en karboksy-metyler ingsgrad på ca. 75%. Tensid-dispersjonen besto av formasjonsvann A og det samme tensid likeledes i en mengde på 6,6%. Polymeren i mobilitetsbufferen var "Cellobond HEC 100 000 A" fra BP Chemicals i en konsentrasjon på 0,25%. Formasjonsvannet A inneholdt pr. liter ca. 200 g NaCl, 1 g KC1, 12 g CaCl2 og 4 g MgCl,,. Råolje A var på basis av alkaner (paraffinbasisch) og hadde en densitet på 0,86 g/cm<*>. Formasjonstemperaturen var 51°C og faseinversjons-temperaturen av olje/vann/tensid-systemet var 56°C. ;Den kunstige formasjon hadde en porøsitet på ca. 47%. Dens permeabilitet var 3D, og heftvanninnholdet var ca. 25%. Ved vannflømmingen ble der oppnådd en oljeutvinning på 71%, ;og ytterligere 29% olje ble frigjort av det injiserte tensid, slik at den samlede oljeutvinning var 100% av OIP-verdien (oil in place). Etter utflømmingen av oljebanken brøt ;tensidet igjennom. Ytterligere olje ble frigjort som emulsjon. Under transporten av oljebanken ble der målt en midlere trykkgradient på høyst 0,5 bar/m. Det maksimale oljeinnhold i banken utgjorde ca. 50%. Ved analyse av porene ble der påvist 2,2 g tensid eller 9,9 mg pr. g sand og 25 ml olje. ;20 ml olje var blitt injisert som emulsjon. ;Eksempel 2 (s ammenligningseksempel). ;I dette eksempel ble tertiær-oljeutvinningen utført som normal tensidflømming. En formasjon som i eksempel 1 ble fuktet med formasjonsvann A og mettet med råolje A (porøsitet 47%, permeabilitet 1,2 D, heftvanninnhold 27%). Forsøks-temperaturen utgjorde 51°C. Der ble først flømmet med formasjonsvann A, hvorved der ble oppnådd en oljeutvinning på 79%. Ved den etterfølgende injeksjon av 0,2 PV tensidvæske ;(6,6% av det samme tensid som i eksempel 1 i formasjonsvann A) ;fulgt av den samme mobilitetsbuffer som i eksempel 1 ble ytterligere 19% OIP frigjort. Det maksimale oljeinnhold i oljebanken utgjorde ca. 40% og den maksimale trykkgradient 0,6 bar/m (flømmehastighet ca. 1 m/d). Etter utflømming av oljebanken brøt tensidet igjennom. Ved analyse av den kunstige formasjon ble der påvist 25 mm olje og 7,5 g tensid (3,2 mg pr. g sand). Mengden av tilbakeholdt tensid er således i dette eksempel meget høyere enn i eksempel 1 ifølge oppfinnelsen. ;Eksempel 3 ( sammenligningseksempel). ;I dette eksempel ble tertiær-oljeutvinningen oppnådd ;ved emulsjonsflømming. ;En formasjon som i eksempel 1 ble fuktet med formasjonsvann A og mettet med råolje A (porøsitet 47%, permeabilitet 1,1 D, heftvanninnhold 25%). Forsøkstemperaturen var 51°C. Vedvannflømming med formasjonsvann ble der oppnådd en oljeutvinning på 76%. En etterfølgende injisering av 0,3 PV emulsjon bestående av råolje A, formasjonsvann A (1:1) og 6% ;(regnet på den vandige fase) av det samme tensid som i eksempel 1, etterfulgt av den samme mobilitetsbuffer som i eksempel 1, medførte utvinning av ytterligere 24% OIP, idet oljebanken maksimalt inneholdt 50% olje. Deretter brøt tensidet igjennom, hvorved ytterligere olje ble flømmet ut som ;emulsjon. Den maksimale trykkgradient under transporten av oljebanken utgjorde 0,9 bar/m. ;Ved analytisk undersøkelse av porene ble der påvist ;3,6 g tensid (1,4 mg pr. g sand) og 64 ml olje. Skjønt ut-vinningen av OIP var 100%, ble en betydelig mengde av den som emulsjon innflømmede olje holdt tilbake i porene. Den re-sulterende oljeutvinning ved samme eller endog ugunstigere tensidretensjon viser at dette eksempel er tydelig mindre fordelaktig enn eksempel 1 ifølge oppfinnelsen. ;Eksempel 4. ;Ved vannflømming ble der oppnådd en oljeutvinning på ;78% fra en kunstig formasjon som i eksempel 1 (porøsitet 47%, permeabilitet 1,7 D, heftvanninnhold 30%, temperatur 51°C, fuktet med formasjonsvann A, mettet med råolje A). Deretter ble der etter tur injisert: ;0,05 PV av en emulsjon bestående av formasjonsvann A ;og råolje A (i faseforhold 1:1) og 2% (regnet ;på den vandige fase) av det samme tensid som ;i de foregående eksempler, ;0,15 PV av en 2%'s tensidvæske av dette tensid i ;formasjonsvann A, ;0,4 PV "HEC 100 000 A" (0,25%'s i formasjonsvann) og ca. 1,5 PV formasjonsvann som drivplugg. ;På denne måte ble der frigitt ytterligere 22% OIP, slik at der tilsammen ble utvunnet 100% OIP. Der ble målt en maksimal trykkgradient på 0,7 bar/m, og flømmehastigheten utgjorde ca. 1 m/d. ;Ved en analytisk undersøkelse av porerommet ble der påvist en tensidretensjon på 1,6 g (eller 0,6 mg pr.g sand) og en oljemengde på 25 ml. Ca. 20 ml olje var blitt injisert i form av emulsjon. ;Eksempel 5. ;Ved vannflømming ble 79% OIP utvunnet fra en kunstig formasjon som i eksempel 1 (porøsitet 46%, permeabilitet 2,6 D, heftvanninnhold 30%, fuktet med formasjonsvann A, mettet med råolje , temperatur 49°C). Deretter ble der etter tur injisert: 0,05 PV av en emulsjon bestående av formasjonsvann A og råolje A {i faseforhold 1:1) og 5% (regnet på den vandige fase) av et karboksymetylert alfol-1214-oksetylat med ca. 4,5 mol etenoksid pr. mol og en karboksymetyleringsgrad på ca. 75%, ;0,1 PV av det samme tensid i samme konsentrasjon i ;formasjonsvann A, ;0,4 PV "HEC 100 000 A" (0,25%'s i formasjonsvann) og ca. 1,5 PV formasjonsvann som drivplugg. ;Faseinversjons-temperaturen av systemet formasjonsvann/ råolje/tensid lå på 53°C. ;Som følge av virkningen av tensidet var det mulig å utvinne ytterligere 20% OIP, slik at den samlede oljeutvinning lå på 99% OIP. Den maksimale trykkgradient ved en flømme-hastighet på 1,1 m/d var 0,6 bar/m. ;Ved den etterfølgende analyse av porene ble der påvist 2,4 g tensid (eller 1 mg pr. g sand) og 31 ml olje. Eksempel 6. ;Ved vannflømming var det mulig å utvinne 78% OIP fra en kunstig formasjon som i eksempel 1(porøsitet 48%, permeabilitet 1,6 D, heftvanninnhold ca. 30%, fuktet med formasjonsvann A, mettet med råolje A), men 144 cm lang og temperert på 56°C. Deretter ble der etter tur injisert: 0,05 PV av en emulsjon bestående av råolje A, formasjonsvann A og 5% (regnet på den vandige fase) karboksymetylert nonylfenoloksetylat med ca. 6 mol etenoksid pr. mol og en karboksymetyleringsgrad på ca. 100%, ;0,1 PV av en tensiddispersjon bestående av 5% av det samme tensid i formasjonsvann A, ;0,4 PV mobilitetsbuffer som i de foregående eksempler og ca. 1 PV formasjonsvann A som drivplugg. ;Faseinversjons-temperaturen av systemet råolje/formasjonsvann/tensid lå på 63°C. Ved hjelp av tensidet ble ytterligere 22% OIP utvunnet, slik at den samlede oljeutvinning lå på 100% OIP. I tilslutning til oljebanken med et maksimalt oljeinnhold på 50% brøt tensidet igjennom, hvorved ytterligere olje ble utvunnet som emulsjon. En maksimal trykkgradient på 0,5 bar/m ble målt. ;Ved den etterfølgende analyse av den kunstige formasjon ble der påvist 5,4 g tensid svarende til 0,9 mg pr. g sand og 51 ml olje. I porerommet, som i forhold til i de andre eksempler var dobbelt så stort, var der injisert 41 ml olje som emulsjon. ;Eksempel 7. ;En kunstig formasjon som i eksempel 1 (porøsitet 47%, permeabilitet 1,8 D, vanninnhold 18%, temperatur 51°C, ;fuktet med formasjonsvann A og mettet med råolje A) ble vannflømmet, hvorved der ble oppnådd en oljeutvinning på 76% OIP. Deretter ble følgende væsker injisert: 0,05 PV av en emulsjon bestående av råolje A og formasjonsvann (i faseforhold 1:1) og 2,5% (regnet på den vandige fase) av det samme tensid som i eksempel 1, men som her hadde fått tilsatt 20% (regnet på tensidmengden) isobutanol, ;0,15 PV av en tensidvæske av det samme tensid og ;kotensid i samme konsentrasjon, ;0,4 PV polymeroppløsning som i eksempel 1 og endelig ca. 1 PV formasjonsvann A som drivplugg. ;Faseinversjonstemperaturen av systemet råolje/forma-sjosnvann/tensid/kotensid lå på 55°C. ;Som følge av virkningen av tensidet ble ytterligere 19% OIP utvunnet, hvorved den samlede oljeutvinning økte til 95% OIP. Ved en flømmehastighet på 1,3 m/d utgjorde den maksimale trykkgradient 1 .bar/m. Poreromanalysen viste et tensidinnhold på 2,5 g svarende til 1,1 mg pr. g sand og et oljeinnhold på 46 ml olje. ;Eksempel 8. ;En formasjon som i eksempel 1 (porøsitet 47%, permeabilitet 1,8 D, heftvanninnhold 20%, temperatur 51°C, fuktet med formasjonsvann A og mettet med råolje A) ble vannflømmet, hvorved der ble oppnådd en oljeutvinning på 75%. Deretter ble der etter tur injisert: 0,05 PV av en emulsjon bestående av råolje A og formasjonsvann A (i faseforhold 1:2) og 3,5% (regnet på den vandige fase) av det samme tensid som i eksempel 1, ;0,1 PV vandig tensidvæske av det samme tensid i samme ;konsentrasjon, ;0,4 PV polymeroppløsning som i eksempel 1 og ca. 1,5 PV formasjonsvann A. ;Som følge av virkningen av tensidet ble ytterligere 21% OIP utvunnet, slik at den samlede oljeutvinning økte til 96% OIP. Deretter brøt tensidet igjennom. Ved en flømmehastighet på ca. 1 m/d ble der målt en maksimal trykkgradient på ca. ;0,8 bar/m. Ved den etterfølgende analyse av den kunstige formasjon ble der påvist et tensidinnhold på 1,9 g svarende til 0,8 mg pr. g sand og et oljeinnhold på 31 ml. 12 ml olje var blitt injisert som emulsjon. ;Eksempel 9. ;Av dette eksempel fremgår det at også en emulsjonsplugg som flømmes inn etter tensidpluggen, er fordelaktig sammenlignet med ren emulsjonsflømming eller tensidflømming. ;Fra en kunstig formasjon som i eksempel 1 (porøsitet 46%, permeabilitet 1,4 D, heftvanninnhold 25%, temperatur 51°C, fuktet med formasjonsvann A og mettet med råolje A) ble der ved vannflømming oppnådd en oljeutvinning på 75%. Deretter ble der etter tur injisert: 0,1 PV av en tensid-dispersjon på 5% av det i eksempel 1 ;anvendte tensid i formasjonsvann A, ;0,1 PV av en emulsjon bestående av råolje A og formasjonsvann A (i faseforhold 1:1) og 5% (regnet på den vandige fase) av det samme tensid, ;0,4 PV av polymeroppløsningen fra eksempel 1 og ca. 1,5 PV formasjonsvann. ;Som følge av virkningen av tensidet ble ytterligere ;24% OIP utvunnet, slik at den samlede oljeutvinning økte til 99% OIP. Etter utflømmingen av oljebanken brøt tensidet igjennom. Trykkgradienten antok ved en flømmehastighet på 0,8 m/d verdier på høyst 0,5 bar/m. ;Undersøkelsen av porerommet ga en tensidretensjon på 2,4 g svarende til 1 mg pr. g sand og et oljeinnhold på 34 ml. Som emulsjon var der blitt injisert 20 ml olje. ;Eksempel 10. ;Av dette eksempel fremgår det at den til fremstilling av emulsjonen nødvendige råolje, hvis den ikke er tilgjen-gelig i tilstrekkelig mengde, også kan erstattes av en spesielt fremstilt hydrokarbonblanding. ;Der ble fremstilt en blanding av n-dodekan og cyklooktan i en mengde svarende til masseforholdet mellom den alkaniske og den nafteniske andel i råoljen A. Til denne blanding ble der tilsatt så meget toluen at en emulsjon fremstilt med formasjonsvann A og det i eksempel 1 nevnte tensid får den samme faseinversjonstemperatur (56°C) som råolje A. Den på denne måte fremstilte modellolje er sammensatt av 79% n-dodekan, 13% cyklooktan og 8% toluen. ;En kunstig formasjon som i eksempel 1 (porøsitet 47%, permeabilitet 1,1 D, heftvanninnhold 26%, temperatur 51°C, fuktet med formasjonsvann og mettet med råolje A) ble ut-tømmende flømmet med formasjonsvann, hvorved der ble oppnådd en oljeutvinningsgrad på 76% OIP. Deretter ble der etter tur inj isert: 0,05 PV av en emulsjon bestående av formasjonsvann A og modellolje i faseforhold 1:1 og 5% (regnet på den vandige fase) av det i eksempel 1 anvendte tensid, ;0,1 PV av en tensid-dispersjon av det samme tensid i ;samme konsentrasjon i formasjonsvann A, ;0,4 PV av en polymeroppløsning som i eksempel 1 og ca, 1.5 PV formasjonsvann. ;Som følge av virkningen av tensidet ble ytterligere 23% OIP utvunnet, slik at den samlede oljeutvinning utgjorde 99% OIP. Etter utflømming av banken brøt tensidet igjennom. 01jeinnholdet i banken lå på høyst ca. 50%. Ved en flømme-hastighet på ca. 1 m/d ble der målt en trykkgradient på ;1.4 bar/m. ;En analyse av porerommet viste en tensidretensjon på 3.5 g svarende til 1,4 mg pr. g sand og et oljeinnhold på 20 ml. Den samme mengde modellolje var blitt injisert som emulsjon. ;Eksempel 11. ;Dette og det etterfølgende eksempel viser anvendelsen av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen på andre reservoarsystemer. ;Formasjonsvannet B hadde følgende sammensetning: ;Na 38 g/l, K 0,4 g/l, Ca 8 g/l, Mg 1,5 g/l, Sr 0,4 g/1 og ;Cl 80 g/l. Råoljen B besto av 58% alkaner, 26% naftener og 16% aromater. Densiteten var 0,85 g/cm 3. ;En kunstigjformasjon i likhet med i eksempel 1 (porøsitet 47%, permeabilitet 1,5 D, heftvanninnhold 27%), men med en temperatur på 38°C, fuktet med formasjonsvann B ;og mettet med reservoarolje B ble flømmet så langt som mulig med formasjonsvann, hvorved der ble oppnådd en oljeutvinningsgrad på 77%. Utvanningsgradan lå på ca. 99%. Deretter ble der injisert følgende væsker: 0,05 PV avlen emulsjon bestående av råolje B og formasjonsvann B i faseforhold 1:1 og 2%' (regnet på den vandige fase) karboksymetylert nonylfenoloksetylat med 4>9 mol etenoksid pr. mol med en karboksy-leringsgrad på 100%, ;0,15 PV avjdet samme tensid i samme konsentrasjon i ;formasjonsvann B, ;0,4 PV av . clen samme polymer som i eksempel 1 i formasjonsvann B og ;ca. 1,5 PV' formasjonsvann. ;Faseinversjjonstemperaturen av systemet råolje/formasjonsvann/tensid' lå her på 45°C. ;Som følge av virkningen av tensidet ble ytterligere ;23% OIP utvunnet, slik at den samlede oljeutvinning utgjorde 100% OIP. Det maksimale oljeinnhold i oljebanken utgjorde ca. 55%, og der .'ble målt en maksimal trykkgradient (flømme-hastighet ca. 1 m/d) på 1,1 bar/m. ;Ved den etterfølgende analyse av porene ble der påvist 1,5 g tensid svarende til 0,6 mg pr. g sand og 38 ml olje. Eksempel 12. ;Formasjonsvannet C hadde omtrent følgende sammensetning: 24,4 g/l NaCl, 0,13 g/l KC1, 0,45 g/l CaCl2, ;0,35 g/l MgCl2 og 0,03 g/l SrCl2. Råoljen C besto av ca. 40% nafteniske, 35%'alkaniske og 25% aromatiske hydrokarboner. Densiteten var ca. 0,9 g/cm 3. ;En kunstig formasjon i likhet med i eksempel 1 (porøsitet 46%, permeabilitet 1,5 D, heftvanninnhold 23% ;(ved en temperatur på 63°C), fuktet med formasjonsvann og mettet med råolje C) ble vannflømmet så langt som mulig, hvorved der ble oppnådd en oljeutvinning på 78% OIP. Deretter ble der etter tur injisert: 0,05 PV av en emulsjon bestående av råolje C og formasjonsvann C i faseforhold 1:1 og 6% ;(regnet på den vandige fase) karboksymetylert nonylfenoloksetylat med 3 mol propenoksid pr. mol og 5,7 mol etenoksid pr. mol svarende til formelen <C>9<H>19-C6H40(C2H3(CH3)0)3(C2H40)5f?CH2COONa (karboksymetyleringsgraden var ca. 70%), ;0,1 PV av det samme tensid i samme konsentrasjon i ;formasjonsvann C, ;0,4 PV av den samme polymer som i eksempel 1 i formasjonsvann C og ;ca. 1,5 PV formasjonsvann. ;Faseinversjonstemperaturen av systemet råolje/formasjonsvann/tensid var 68°C. ;Ved hjelp av virkningen av tensidet ble ytterligere ;18% OIP utvunnet, hvorunder det maksimale oljeinnhold i oljebanken utgjorde ca. 45%. Ved en flømmehastighet på ;ca. 0,9 m/d ble der målt en maksimal trykkgradient på ;ca. 0,6 bar/m. ;Ved analyse av porehulrommet ble der påvist 3,1 g tensid svarende til 0,9 mg pr. g sand og 50 ml olje. ;Eksempel 13. ;Som modellformasjon ble der i dette eksempel anvendt en sylindrisk kjerne av Bentheim-sandsten og med en diameter på ca. 8 cm og en lengde på ca. 50 cm. Kjernen ble innleiret i epoksidharpiks, og endeflatene ble forseglet med metallflenser som var avtettet ved hjelp av O-ringer. Forsøkstemperaturen utgjorde 56°C. Etter fukting av formasjonen med formasjonsvann A, fastleggelse av porevolumet (575 ml) og permeabiliteten (1100 mD) ble der mettet med råolje A (heftvann 20%). Ved uttømmende flømming med formasjonsvann A ble der utvunnet 51% OIP. Deretter ble der etter tur injisert: 0,05 PV av en emulsjon bestående av formasjonsvann og råolje A i faseforhold 1:1 og 3% av et karboksymetylert dinonylfenoloksetylat med ca. 12 mol
etenoksid pr. mol og en karboksmetyleringsgrad på ca. 85%, ;0,15 PV av en tensid-dispersjon av det samme tensid i ;samme konsentrasjon i formasjonsvann A, ;0,4 PV av en polymeroppløsning som i eksempel 1 og ca. 1 PV formasjonsvann. ;Ved hjelp av virkningen av tensidet (PIT 59°C) ble ytterligere 34% OIP utvunnet, slik at den samlede oljeutvinning utgjorde 84% OIP. Etter utflømming av oljebanken brøt tensidet igjennom. 01jeinnholdet i banken lå på høyst 65%. Ved en flømmehastighet på ca. 0,5 m/d ble der målt en maksimal trykkgradient på 1,2 bar/m. ;Ved analyse av porerommet ble der påvist en tensid-retens jon på 2,1 g svarende til 0,4 mg pr. g sand. *
Claims (13)
1. Fremgangsmåte til utvinning av olje fra reservoarbergarter (Speichergestein) med midlere eller høy salinitet ved injisering etter tur av minst to tensidholdige væsker i form av en oppløsning, dispersjon eller emulsjon, idet der som emulgatorer og tensider anvendes karboksymetylerte oksetylater med formelen:
R-(0C3<H>6)m(0C2H4)n0CH2C00M,
hvor R betyr et alifatisk radikal med rett eller forgrenet kjede og 6-20 karbonatomer eller et alkylaromatisk radikal med 3-18 karbonatomer i alkylgruppen eller et dialkylaromatisk radikal med 1-18 karbonatomer pr. alkylkjede og et samlet antall karbonatomer i begge alkylkjeder på 5-30 eller et trialkylaromatisk radikal med 1-18 karbonatomer pr. alkylkjede og et samlet antall karbonatomer i alle tre alkylkjeder på 6-40, m betyr 0-20, n betyr 1-20, M betyr et alkali- eller jordalkalimetallion eller ammonium og karboksylmetyleringsgra-den ligger på mellom 10 og 100 %, samtidig som det karbok-syrnetylerte oksetylat er slik valgt at faseinversjordtemperaturen for systemet reservoarolje/tensidholdig injeksjonsvæske ligger 0-10°C over temperaturen i reservoaret, karakterisert ved at enten den forflømmede eller den etterflømmede væske eller, ved bruk av tre væsker, enten den for- og etterflømmede eller den midterste væske utgjøres av emulsjoner bestående av en oljefase og en vannfase, mens den eller de andre injeksjonsvæsker er enten oppløsninger eller dispersjoner av karboksymetylert oksetylat i flømmevann.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at de etter tur injiserte tensidholdige væsker inneholder det samme tensid.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at de etter tur injiserte tensidholdige væsker inneholder tensider med forskjellig struktur, men med omtrent lik faseinversjonstemperatur av systemet reservoarolje/tensidholdig injeksjonsvæske.
4. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at konsentrasjonen av tensid eller emulgator utgjør 0,1-30 % vektprosent, idet konsentrasjonen i tilfelle av emulsjoner regnes på den vandige fase.
5. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der som organisk fase anvendes råolje fra reservoaret.
6. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at volumforholdet mellom organisk og vandig fase i den anvendte emulsjon ligger mellom 3:1 og 1:10.
7. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at pluggstørrelsen av de tensidholdige væsker som anvendes, er 0,01-2 PV.
8. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der foran tensidpluggen injiseres en emulsjonsplugg med lite volum.
9. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at kosurfaktanter såsom én-og flerverdige alkoholer tilsettes de tensidholdige væsker.
10. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der som tilsetninger anvendes vannoppløselige, viskositetsøkende polymerer.
11. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der før injiseringen av den første tensidholdige væske injiseres 0,05-4 PV flømmevann i reservoaret.
12. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der etter injeksjonen av den siste tensidholdige væske injiseres flømmevann i reservoaret .
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 12, karakterisert ved at der anvendes et flømmevann som inneholder en vannoppløselig viskositetsøkende polymer.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE19833307712 DE3307712A1 (de) | 1983-03-04 | 1983-03-04 | Verfahren zur gewinnung von oel aus speichergestein |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO840794L NO840794L (no) | 1984-09-05 |
| NO164676B true NO164676B (no) | 1990-07-23 |
| NO164676C NO164676C (no) | 1990-10-31 |
Family
ID=6192533
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO840794A NO164676C (no) | 1983-03-04 | 1984-03-02 | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra reservoarbergarter |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4582138A (no) |
| EP (1) | EP0117970B1 (no) |
| AT (1) | ATE32770T1 (no) |
| CA (1) | CA1209465A (no) |
| DE (2) | DE3307712A1 (no) |
| NO (1) | NO164676C (no) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US4637466A (en) * | 1986-04-03 | 1987-01-20 | Texaco Inc. | Method of improving conformance in steam floods with carboxylate steam foaming agents |
| DE3644386A1 (de) * | 1986-12-24 | 1988-07-07 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten |
| TR23339A (tr) * | 1987-06-15 | 1989-12-14 | Henkel Kgaa | Alkoksillendirme icin katalizoer,olarak eter karbonik asitlerinin toprak alkalisi tozlarinin kullanilmasi |
| US5092405A (en) * | 1990-12-21 | 1992-03-03 | Texaco Inc. | Alkoxylated surfactant system for heavy oil reservoirs |
| TW354352B (en) * | 1996-10-30 | 1999-03-11 | Henkel Kgaa | A process for easier cleaning on the basis of water/oil inversion emulifier |
| US6022833A (en) * | 1996-10-30 | 2000-02-08 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Multicomponent mixtures for use in geological exploration |
| DE19643840A1 (de) * | 1996-10-30 | 1998-05-07 | Henkel Kgaa | Verbesserte Mehrkomponentengemische für den Erdreichaufschluß |
| CN1235627A (zh) * | 1996-10-30 | 1999-11-17 | 汉克尔股份两合公司 | 简化处理基于w/o转化乳液的工作液的方法 |
| DE19647565A1 (de) * | 1996-11-18 | 1998-05-20 | Henkel Kgaa | Mehrphasige Schmiermittelkonzentrate für den Einsatz in wasserbasierten Systemen aus dem Bereich der Erdreicherbohrung |
| US6051535A (en) * | 1997-01-22 | 2000-04-18 | Bj Services Company | Asphaltene adsorption inhibition treatment |
| US6305472B2 (en) * | 1998-11-20 | 2001-10-23 | Texaco Inc. | Chemically assisted thermal flood process |
| DE10334441A1 (de) * | 2003-07-29 | 2005-02-17 | Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg | Bohrlochbehandlungsmittel, enthaltend Ethercarbonsäuren |
| US9902895B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-02-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Polymer compositions |
| CA2997138C (en) * | 2015-09-02 | 2022-07-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery compositions and methods thereof |
| CN113356814B (zh) * | 2021-07-14 | 2022-03-11 | 西南石油大学 | 一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法 |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3149669A (en) * | 1958-12-01 | 1964-09-22 | Jersey Prod Res Co | Secondary oil recovery process |
| US3208515A (en) * | 1959-01-21 | 1965-09-28 | Exxon Production Research Co | Method of recovering oil from underground reservoirs |
| US3811504A (en) * | 1973-02-09 | 1974-05-21 | Texaco Inc | Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium |
| US4142582A (en) * | 1975-06-30 | 1979-03-06 | Texaco Inc. | Chrome lignosulfonates as additives in oil recovery processes involving chemical recovery agents |
| US4016932A (en) * | 1975-12-24 | 1977-04-12 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery method for use in high temperature formations containing water having high salinity and hardness |
| US4165785A (en) * | 1977-12-22 | 1979-08-28 | Texaco Inc. | Surfactant water flooding oil recovery process |
| US4293428A (en) * | 1978-01-18 | 1981-10-06 | Exxon Production Research Company | Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith |
| US4269270A (en) * | 1978-04-28 | 1981-05-26 | Texaco Inc. | Sulfomethylated lignosulfonates as additives in oil recovery processes involving chemical recovery agents |
| US4236579A (en) * | 1978-05-30 | 1980-12-02 | Texaco Inc. | Modified lignosulfonates as additives in oil recovery processes involving chemical recovery agents |
| US4217958A (en) * | 1978-11-24 | 1980-08-19 | Texaco Inc. | Sacrificial agents for petroleum recovery processes |
| US4281714A (en) * | 1979-10-26 | 1981-08-04 | Texaco Inc. | Lithium salts as additives in petroleum recovery processes |
| 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 |
| EP0047370B1 (de) * | 1980-09-10 | 1983-08-17 | Hüls Aktiengesellschaft | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| FR2495219B1 (fr) * | 1980-11-28 | 1986-02-28 | Orszagos Koolaj Gazipari | Procede pour augmenter l'extraction du petrole a partir de reserves petrolieres, comportant une etape de traitement du petrole suivie d'une etape de deplacement de ce dernier |
| DE3105913C2 (de) * | 1981-02-18 | 1983-10-27 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten |
| EP0073894B1 (de) * | 1981-09-01 | 1986-01-29 | Hüls Aktiengesellschaft | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
-
1983
- 1983-03-04 DE DE19833307712 patent/DE3307712A1/de not_active Withdrawn
-
1984
- 1984-01-07 DE DE8484100114T patent/DE3469575D1/de not_active Expired
- 1984-01-07 EP EP84100114A patent/EP0117970B1/de not_active Expired
- 1984-01-07 AT AT84100114T patent/ATE32770T1/de not_active IP Right Cessation
- 1984-03-02 CA CA000448790A patent/CA1209465A/en not_active Expired
- 1984-03-02 US US06/585,655 patent/US4582138A/en not_active Expired - Fee Related
- 1984-03-02 NO NO840794A patent/NO164676C/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO164676C (no) | 1990-10-31 |
| EP0117970B1 (de) | 1988-03-02 |
| DE3469575D1 (en) | 1988-04-07 |
| EP0117970A3 (en) | 1984-12-27 |
| US4582138A (en) | 1986-04-15 |
| CA1209465A (en) | 1986-08-12 |
| DE3307712A1 (de) | 1984-09-06 |
| EP0117970A2 (de) | 1984-09-12 |
| ATE32770T1 (de) | 1988-03-15 |
| NO840794L (no) | 1984-09-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO164676B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra reservoarbergarter | |
| US4457373A (en) | Process for oil recovery from subterranean deposits by emulsion flooding | |
| NO861263L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra underjordiske reservoarer. | |
| US3858656A (en) | Oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions | |
| US3811505A (en) | Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium | |
| US4380266A (en) | Reservoir-tailored CO2 -aided oil recovery process | |
| NO158824B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. | |
| US4544033A (en) | Oil recovery process | |
| US4194565A (en) | Surfactant oil recovery method for use in high temperature formations containing water having high salinity and hardness | |
| NO830762L (no) | Fremgangsmaate til fremstilling av vandige surfaktantsystemer for bruk ved utvinning av olje | |
| US4066124A (en) | Salinity tolerant surfactant oil recovery process | |
| NO177198B (no) | Fremgangsmåte for å forbedre reguleringen av mobiliteten av fluider i en i det vesentlige oljefri sone av en underjordisk formasjon | |
| US20220177773A1 (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturing | |
| US3288213A (en) | Surfactant-water flooding process | |
| CN112724954B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| NO861261L (no) | Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming. | |
| NO158070B (no) | Fremgangsmaate for utvinning av raaolje fra en underjordisk formasjon. | |
| NO830760L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av tilnaermelsesvis emulsjonsfri olje fra et underjordisk reservoar | |
| US3332486A (en) | Surfactant-waterflooding process | |
| NO875424L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. | |
| NO155897B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. | |
| NO830761L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar | |
| US4343711A (en) | Surfactant fluid suitable for use in waterflood oil recovery method | |
| US4191253A (en) | Surfactant waterflood oil recovery method | |
| NO875425L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. |