NO178118B - Fremgangsmåte for nedsetning av mobiliteten til en drivgass som innföres i en underjordisk, hydrokarboninneholdende formasjon - Google Patents
Fremgangsmåte for nedsetning av mobiliteten til en drivgass som innföres i en underjordisk, hydrokarboninneholdende formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO178118B NO178118B NO892379A NO892379A NO178118B NO 178118 B NO178118 B NO 178118B NO 892379 A NO892379 A NO 892379A NO 892379 A NO892379 A NO 892379A NO 178118 B NO178118 B NO 178118B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- mobility
- surfactant
- formation
- oil
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 8
- 239000003380 propellant Substances 0.000 title claims description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 83
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 74
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 42
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 42
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 28
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 27
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 6
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 5
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- -1 or steam Substances 0.000 claims description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000003010 ionic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 42
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 11
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000184339 Nemophila maculata Species 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
- C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for nedsetning av mobiliteten til en drivgass som innføres i en underjordisk, hydrokarboninneholdende formasjon, samt økning av oljeproduksjonen fra denne, med områder med forskjellig permeabilitet, hvor det som drivgass innføres karbondioksyd, hydrokarbongass, så som metan, etan, propan eller naturgass, eller blandinger derav, inertgass, så som luft og nitrogen, eller damp, eller en hvilken som helst blanding derav.
En betydelig del av olje-på-stedet er gjenværende i grunnen etter primær og sekundær utvinning. Gassinjeksjon som av og til er blitt referert til som gassoverfylling, er blitt anvendt for å utvinne denne resterende olje. Begrepene "gassinjeksjon" og "gassoverfylling" vil i det følgende mene en oljeutvinnings-fremgangsmåte der fluidet som injiseres er en hydrokarbongass, inertgass, karbondioksid eller damp.
Det heldige utfallet med gassoverfylling er blitt redusert ved det ugunstige mobilitetsforholdet mellom gassen og oljen. Viskositetene av gassblandinger er ofte 10 til 100 ganger lavere enn olje og vann viskositeter. Ved disse ugunstige viskositetsforholdene, fingrer gassene og strømmer gjennom kanaler i formasjonen, og lar deler av reservoaret være udekket. I tillegg til denne fingerdannelsen er den iboende tendens til en sterkt mobil gass å strømme fortrinnsvis gjennom mer permeable bergdeler eller av gravita-sjonen å strømme over i reservoaret. Disse hovedfaktorene - permabilitetsvariasjoner og ugunstige mobilitets- og tett-hetsforhold - reduserer sterkt effektiviteten av gassoverfylling og kan gjøre dem uøkonomiske. Et åpenbart middel er å regulere mobiliteten av den injiserte gassen.
Det har vært foreslått at mobiliteten til gassen kan bli redusert ved injisering i en formasjon eller dannelse på stedet av en blanding av en gass og en vandig overflateaktiv oppløsning. Slike blandinger blir vanligvis referert til som skum. Siden den effektive viskositeten til skum er større enn viskositeten til dens komponenter, har det blitt foreslått at slike blandinger av gass og vandig overflateaktiv oppløsning vil hjelpe til å forbedre dekke-effektiviteten av gassdriving.
Skum er en dispersjon med et stort volum av gass i et relativt lite volum av væske. Men det er å bemerke at ved reservoarbetingelser eksisterer flere gasser inkludert CO2 som en tett fluid, som minner mer om en væske enn en gass. Av denne årsak blir begrepet "oppløsningsmiddel" enkelte ganger benyttet for å beskrive "gassen" og begrepet "emulsjon" blir enkelte ganger anvendt for å beskrive oppløsning-vannblanding.
Mobilitetsregulering kan bli fullført ved injisering av en viss mengde av vandig overflateaktiv oppløsning etterfulgt av gassinjisering. Alternativt kan mengden av overflateaktiv oppløsning blandes i gassen under injeksjon for å oppnå en mer sammenhengende effekt.
Det er kjent at valget av overflateaktivt stoff til bruk som et mobilitetsregulerende middel er av vital betydning. Mange overflateaktive stoffer reduserer gassmobiliteten for mye, slik at det vanskeliggjør at gassen injiseres inn i reservoaret. Andre overflateaktive stoffer reduserer ikke gassmobiliteten nok slik at det medfører utilstrekkelig forbedring av dekkingseffektiviteten.
De betingelser som er til stede i et typisk oljereservoar pålegger en sterk utfordring til utføring av det overflateaktive stoff. De fleste reservoar har en vandig fase med saltlake som kan variere i konsentrasjon fra 0,5£ til 1596 NaCl. Det kan også være til stede divalent-ioner slik som Ca<++> og Mg<++> i betydelige konsentrasjoner (100 ppm eller mer). Adsorpsjon eller feller for det overflateaktive stoffet i viskøse emulsjoner er en annen begrensning. Effekten av råolje og temperatur kan også bli skadelig hvis det ikke blir tatt tilstrekkelig i betraktning.
Betydelige anstrengelser er blitt gjort av petroleums-industrien for å identifisere overflateaktive stoffer med passende kjemisk stabilitet, adsorpsjonskarakteristika og evner til gass-mobilitetsreduksjon. Hundrevis av overflateaktive stoffer er blitt undersøkt. Overflateaktive stoffer angitt i US PS nr. 109.385 er lovende i denne hensikt.
Men det fortsetter å være et betydelig behov for forbedret gassmobilitet-regulerende prosesser der tilleggsmengden av utvunnet olje som et resultat av injeksjon av overflateaktivt stoff og gass er tilstrekkelig til å rettferdiggjøre utgiftene i prosessen.
Foreliggende oppfinnelse vedrører en forbedret fremgangsmåte for å redusere gassmobilitet i en region i en underjordisk, oljeinneholdende formasjon.
Fremgangsmåten er særpreget ved det som er angitt i krav l's karakteriserende del, nemlig å injisere i formasjonen en vandig oppløsning inneholdende en overflateaktiv forbindelse med formelen
hvor
R er en lineær eller forgrenet kjedet alkylgruppe med n karbonatomer, der n er i området fra 6 til 50, unntatt hvis gassen er eller inneholder damp er n i området fra 9
til 50;
Z er en ionisk gruppe som består av -SOøM4", der M<+> er et
kation og
y er fra 6 til 30;
idet gassen injiseres i formasjonen før, under og/eller etter injeksjon av oppløsningen inneholdende den overflateaktive forbindelse, eller injeksjonene utføres vekselvis.
I en foretrukket utføring for redusering av mobiliteten til karbondioksid, hydrokarbongass eller inertgass inneholder den vandige oppløsningen 0,02 til 1,0 vekt-# Ci2-30 fenolpolyalkoksyolsulfonat inneholdende 6-50 etoksygrupper. Et foretrukket overflateaktivt stoff for en dampoverfylling er c16-30 fenolpolyalkoksyolsulfonat som inneholder 6-50 etoksygrupper.
Gassmobiliteten blir redusert på stedet i formasjonen ved injeksjon av den vandige overflateaktive oppløsningen inn i formasjonen gjennom en injeksjonsbrønn og injisering av gass inn i formasjonen gjennom injeksjonsbrønnen sammen med eller etter injeksjon av den vandige overflateaktive oppløsningen. I en annen utførelse blir formasjonen først overfylt med gass før injisering av det mobilitetsregulerende middelet. Trinnene med injisering av vandig overflateaktiv oppløsning og gass kan bli gjentatt.
Foreliggende oppfinnelse vil praktisk tilveiebringe en effektiv mobilitetsregulering med gassoverfylling og effektivt forbedre oljefortrengning. Figur 1 som illustrerer resultatene fra en eksperimentell borkjerne-fortrengningstest, plotter komparativ mobilitet av CO2 og saltlake uten overflateaktivt stoff som en funksjon av porevolumene til CO2 injisert. Figur 2, plotter komparativ mobilitet av en blanding av C02 og en vandig overflateaktiv oppløsning laget ifølge foreliggende oppfinnelse som en funksjon av porevolum av CO2 inj isert.
Et mobilitetsregulerende system som omfatter en blanding av gass og en vandig oppløsning som inneholder et overflateaktivt stoff til bruk som et mobilitetsregulerende fluid for utvinning av olje fra en underjordisk oljebærende formasjon bør ideelt ha de følgende kjennetegn: - Blandingen bør sørge for resistens mot strøm av gassen i
gassdekkede soner hvor oljemetningen er lav.
- Blandingen bør ikke forringe mobiliteten av gass og olje i udekkede soner der oljemetningen er høy. - Det overflateaktive stoffets bibeholdelse bør være lav og det overflateaktive stoffet bør være effektivt ved lave konsentrasj oner.
Eksempler på overflateaktive stoffer kjennetegnet ved formel 1 hensiktsmessig for redusering av mobiliteten til karbondioksid, hydrokarbongass og inertgass er listet i tabell 1:
Eksempler på overflateaktive stoffer kjennetegnet ved formel 1 hensiktsmessig for redusering av mobilitet til damp er listet i tabell 2.
I valg av mobilitetsregulerende overflateaktive stoffer i foreliggende oppfinnelse for en særlig overfyllingsopera-sjon, må man ta i betraktning effektene av gass-sammenset-ning. Et mobilitetsregulerende system som omfatter et overflateaktivt stoff og damp vil vanligvis ha en høyere mobilitet enn et mobilitetsreguleringssystem som omfatter det samme overflateaktive stoff og andre gasser slik som CO2 og Ng. Siden mobiliteten av gass i foreliggende oppfinnelse har tilbøyelighet til å avta når antall karbonatomer i den lipofile delen av det overflateaktive stoffet øker, er antallet karbonatomer i R i formel 1 vanligvis høyere når det anvendes i dampoverfyllinger enn antall karbonatomer i R når det anvendes andre gassoverfyllinger.
For de som er kjent innenfor fagområdet, vil det optimale overflateaktive stoffet for en særlig gassoverfyllingsprosess avhenge av reservoaret i hvilket det blir anvendt. De optimale verdiene for n, x og y i formel 1 for en særlig gassoverfyllingsoperasjon, vil avhenge av reservoarforhol-dene med temperatur, trykk, permeabilitet, saltinnhold, oljesammensetning og lignende. Det overflateaktive stoffet kan bli bestemt ved å utføre borkjernefortrengningstester ved å anvende fremgangsmåter kjent innenfor fagområdet. Slike tester kan bli anvendt for å velge et overflateaktivt stoff som har lav bibeholdelse, kan bli anvendt ved lav konsentrasjon, tilveiebringer en vesentlig, men ikke usedvanlig reduksjon i gassmobilitet og som ikke forringer utvinningen av olje.
De overflateaktive stoffene anvendt i foreliggende oppfinnelse kan bli fremstilt ved kjente fremgangsmåter. Eksempler på slike fremgangsmåter er fremsatt i US PS nr. 2.184.935; 3.393.221; 3.981.361; 4.340.492 og 4.507.211.
Foreliggende oppfinnelse er nyttig der det er ønskelig å redusere gassmobiliteten i et område i en underjordisk, oljeinneholdende formasjon for å forenkle produksjon av olje fra eller fortrenging av olje gjennom porene i formasjonen. Formasjonen kan være et hvilket som helst lett eller tungt oljereservoar som har en permeabilitet som er hensiktsmessig for anvendelse av et fluid for å fortrenge olje fra brønn-borehullet i en brønnrensings-operasjon eller for å fortrenge olje gjennom formasjonen til et produksjonssted i en oljeutvinningsoperasjon.
Vanligvis kan gassfluidene omfatte damp, karbondioksid, inertgass slik som luft og nitrogen, og hydrokarboner slik som metan, etan, propan og naturgass. De gassformige fluidene kan være i ren form, eller i blandinger med hverandre, eller som blandinger med andre gasser slik som hydrogensulfid.
Gass og vandig overflateaktiv stoff-oppløsning kan bli injisert inn i formasjonen i form av skiftende doser. Gassen og den overflateaktive stoff-oppløsningen vil blandes i oppløsningen, men der det er ønskelig kan gass og den vandige oppløsningen bli injisert samtidig, som en dispersjon av gassen i væsken eller som et par av samflytende strøm av de to fluidene med et felles ledningsrør. Komponen-tene blir fortrinnsvis injisert ved et trykk som er tilstrekkelig til å fortrenge oljen uten brudd i reservoaret. Men i reservoarer med lav perméabilitet kan det regulerte brudd av begrenset størrelse være nødvendig for å oppnå tilstrekkelig injiserbarhet.
Det er å forstå for de som er kjent innenfor fagområdet at det foretrukne forhold mellom overflateaktiv stoff-oppløs-ning og gass injisert i enten den skiftende eller samtidige måten, vil avhenge av formasjonen. Dette forholdet bør bli valgt slik at man forsikrer at gassen og den overflateaktive oppløsningen vil blandes godt og raskt spre seg i formasjonen for å minimalisere den mengden av gass og overflateaktivt stoff som er nødvendig. Det kan være fordelaktig å endre dette forhold i løpet av overfyllingen. Særlig kan det være ønskelig i mange formasjoner til å begynne med å injisere et høyt forhold mellom overflateaktiv oppløsning og gass, deretter redusere dette forholdet gradvis ettersom overfyllingen går fremover. Det høye initielle forholdet forsikrer at det overflateaktive stoffet raskt spres inn i formasjonen og forhindrer gass fra å strømme ut av det overflateaktive stoffet. Senere, etter at en betydelig konsentrasjon av overflateaktivt stoff er blitt etablert gjennom størstedelen av reservoaret, trenger man bare å injisere overflateaktivt stoff ved en mengde som er tilstrekkelig til å opprettholde og spre lavmobilitets-dispersjonen. Det er valgfritt om man vil variere sammen-setning og konsentrasjon av overflateaktivt stoff i den vandige oppløsningen fra en dosering til den neste eller under samtidig injeksjon for å optimalisere prosessen. Hvis ønskelig kan man injisere en dose av drivfluid etter at COg er blitt injisert for å fortrenge C02 gjennom formasjonen.
Det er kjent innenfor fagområdet at den optimale varigheten av injeksjonssyklusene ved den skiftende injeksjonsmåten vil avhenge av den særlige formasjonen. Hvis varigheten av disse syklusene er relativt kort (mindre enn ca. 0,01 porevolum pr. dosering), vil effekten være tilsvarende samtidig injeksjon.
Ved i praksis å utføre foreliggende oppfinnelse (der varigheten av de skiftende sykluser i gassinjeksjon og overflateaktiv stoffinjeksjon er relativt lang), blir COg injisert inn i en oljebærende underjordisk formasjon gjennom en injeksjonsbrønn. Den høyt mobile gassen vil ha tilbøyelighet til å strømme fortrinnsvis gjennom de mer permeable berg-seksjoner. C02 mobiliserer den utvinnbare oljen i disse seksjonene. Gassinjeksjonen fortsetter inntil tilstrekkelig gass er blitt injisert for å forsikre utvinning av en vesentlig del av oljen i de mer permeable områder, eller inntil gassgjennomtrengning forekommer ved produksjonsbrøn-nen som er adskilt fra injeksjonsbrønnen. En dose av saltvann som inneholder et overflateaktivt stoff kjennetegnet ved formel 1 over blir deretter injisert, etterfulgt av en andre dose av COg. Den overflateaktive oppløsningen vil fortrinnsvis gå inn i mer permeable soner og vil redusere gassmobiliteten i de områdene, dermed avledes CO2 til tidligere udekkede områder i formasjonen. Prosessen kan så bli gjentatt.
I en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse blir en mindre mengde av overflateaktivt stoff tilsatt til vann under det siste trinnet i en vannoverfyllingsoperasjon. Overflateaktivt stoff blir injisert før oppstarting av et gassinjiseringsprosjekt for å unngå tidsutsettelse tilknyt-tet injisering av en tilleggsoverflateaktiv dose etter den vanlige vannoverfyllingsoperasjon er blitt fullstendig.
Fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse kan bli anvendt til en underjordisk, oljeinneholdende formasjon som er gjennomtrengt av minst en injeksjonsbrønn og minst en romadskilt produksjonsbrønn. Injeksjonsbrønnen er perforert eller annen fluidstrøm-kommunikasjon er etablert mellom brønnen og formasjonen. Produksjonsbrønnen er fullstendig i fluidkommunikasjon med en vesentlig del av den vertikale tykkelsen i formasjonen. Selv om utvinning av den type som er betraktet i foreliggende oppfinnelse kan bli utført med bare to brønner, er foreliggende oppfinnelse ikke begrenset til et særlig antall brønner. Oppfinnelsen kan praktiseres ved å anvende forskjellige brønnmønstre som er godt kjent innenfor oljeutvinningsfagområdet, slik som et gjentatt fem-flekkmønster der hver injeksjonsbrønn er omgitt av fire produksjonsbrønner, eller i et linje-drevet arrangement med serier av injeksjonsbrønner på rett linje og serier på produksjonsbrønner på rett linje er anvendt.
Denne fremgangsmåten kan også bli anvendt i "huff and puff" operasjoner gjennom en enkelt brønn. I "huff and puff" fremgangsmåten, blir den reduserte gassmobiliteten dannet gjennom den samme brønnen som senere blir anvendt i produksjon. Den reduserte gassmobiliteten forbedrer injeksjons-profilen. Gassmobiliteten i dekkede områder blir sterkt redusert slik at gassen vil strømme inn i de tidligere udekkede tette sonene. Brønnen kan bli lukket i en tids-periode før plassering i produksjonssyklus. Etter produk-sj onssyklus kan tilleggssykluser med injeksjon og produksjon bli utnyttet.
Den vandige overflateaktive oppløsningen som blir anvendt i foreliggende oppfinnelse kan bli fremstilt fra saltvann eller karbonsyreholdig vann. Fortrinnsvis kan vannet som er tilgjengelig ved injeksjonsbrønnstedet, ofte saltvann fra formasjonen, bli anvendt til å fremstille den vandige overflateaktive oppløsningen.
Konsentrasjonen av overflateaktivt stoff i vandig oppløsning vil vanligvis strekke seg fra ca. 0,01 til 2 vekt-# og fortrinnsvis fra ca. 0,05 til 1% og enda mer å foretrekke fra 0,05 til 0,556.
Som kjent innenfor fagområdet vil det totale volum av vandig oppløsning og gass som trenges i praksis i foreliggende oppfinnelse være forskjellig for ulike reservoar, men de kan bli bestemt ved kjente fremgangsmåter med rimelig nøyaktig-het. Vanligvis vil det totale porevolum av overflateaktiv oppløsning som blir anvendt i foreliggende oppfinnelse strekke seg fra 0,01 til 1 og fortrinnsvis fra 0,1 til 0,5 porevolum.
COg som blir anvendt i foreliggende oppfinnelse kan bli tilveiebragt fra en hvilken som helst tilgjengelig kilde. Det er ikke nødvendig at den er ren. COg som blir produsert gjennom produksjonsbrønnene kan bli separert derfra og re-injisert inn i formasjonen. Resirkuleringsmetoder for C02 er
vanligvis kjent og trenger ingen nærmere forklaring.
Damp som blir anvendt i foreliggende oppfinnelse kan bli frembragt som en tørr, overhetet eller våt damp og deretter blandet med en vandig væske. Dampen kan bli frembragt ved overflate- eller brønnhull-lokaliteter og blandet med den vandige overflateaktive oppløsningen på overflate- eller brønnhulls-lokaliteter. Dampen kan valgfritt omfatte en gass som er ikke-kondenserbar ved reservoartemperatur og trykk.
Eksperimentresultater
Denne oppfinnelsen er videre illustrert ved de følgende laboratorie-eksperimentene, som viser opererbarheten til oppfinnelsen. Eksperimentene har ikke til hensikt å begrense rekkevidden av oppfinnelsen som definert i de vedlagte kravene.
Borekjerneoverfyllings-laboratorieeksperimentene beskrevet under har benyttet 2,54 cm X 2,54 cm X 30,5 cm San Andres dolomit frembrudds ("outcrop") borkjerner. Trykkforskjeller ble kontrollert mellom innløp og utløp og mellom tre par av tapper 2,54 cm fra hverandre lokalisert 5,04 cm, 15,24 cm og 25,40 cm fra innløpet. Alle eksperimenter ble utført ved 13.789 kPa med dekan som oljefasen. Et høysalinitets-saltvann som inneholder 3,5 vekt-5é totalt oppløst fast stoff (TDS) ble anvendt. Saltvannet hadde et høyt innhold av divalente ioner, med et vektforhold mellom CaClg og NaCl på 1 til 4. Temperaturen var 37,8°C. To borkjerne-overfyllinger blir diskutert i detalj under. Borkjerner ble overfylt med olje (dekan) til formasjonsvann ("connate water") metning og deretter vannoverfylt med saltvann med en hastighet på
0,91 m/dag forut for utføring av eksperimentene. Injeksjonshastigheten av C02 gjennom borkjernene var 0,30 m/dag og injeksjonshastigheten av overflateaktiv oppløsning var 0,91 m/dag. Ved denne hastighet ble det ikke produsert olje når bare overflateaktiv oppløsning strømmet gjennom bor-kj ernene.
Tabell 3 under fremsetter borkjernepermeabilitet og injeksjonsrekkefølge for hver kjøring.
Det overflateaktive stoffet i kjøring 2 var en forgrenet C-^s alkylfenoletoksyolsulfonat, som inneholdt 20 etylenoksid-grupper (CigPE2øS), et overflateaktivt stoff representert ved formel 1 over, der x = 0, y = 20, og n = 18, og Z er SO3 Na<+>.
Målene med testene var å redusere C02 mobiliteten i en borkjerne som inneholdt vannoverfylt restolje og å fortrenge restoljen med C02. I borkjerneoverfyllingen hvor det overflateaktive stoffet ble injisert, ble C02 mobiliteten redusert ved en ikke-likevektstilstands prosess som inn-befatter en totrinns injeksjonsrekkefølge: injeksjon av overflateaktiv oppløsning etterfulgt av injeksjon med C02. I kjøring 2 ble tilstrekkelig overflateaktiv oppløsning injisert slik at den utstrømmende overflateaktive konsentrasjonen nesten oppnådde den innstrømmende overflateaktive konsentrasjon før injeksjon av C02.
Den komparative mobilitet, oljeutvinning og overflateaktive retensjon for hver kjøring er oppsummert i tabell 4 under. Den komparative mobilitet er definert som forholdet mellom mobiliteten av den gass-vandige overflateaktive oppløsning og vannmobiliteten ved restoljemetning. Etter 0,5 porevolum (PV) av C02-injeksjon er mobiliteten av den vandige fasen ekstremt lav, slik at for god tilnærming er den komparative mobiliteten simpelthen lik mobiliteten til C02. En komparativ mobilitet som er større enn enhet angir at gassen vil være mer mobil enn vann ved restoljemetning. Vanligvis, for effektiv mobilitetsregulering i C02-overfyl1inger, bør den komparative mobiliteten være under ca. 1, avhengig av feltbetingelsene. En komparativ mobilitet over ca. 1 bør ikke være ønskelig på grunn av ustabilitet ved fortreng-ningsfronten som resulterer i fingerdanneIse, forbipassering og lav fortrengningseffekt. Men enhver reduksjon i mobiliteten som er frembragt ved injeksjon av overflateaktiv oppløsning fra denne oppfinnelse vil bli fordelaktig, til og med hvis den komparative mobiliteten i noen grad overskrider 1.
C02 overfyll ing ( uten overf lateaktivt stoff) - k. 1 øring 1 Kjøring 1 tilveiebragte et basistilfelle for de andre kjøringene. Som vist i figur 1, øker den komparative mobiliteten til C02 karakteristisk over 10 etter C02 gjennombrudd. Den høye mobiliteten er knyttet til den lave viskositeten
til C02, ca. 0,06 cp ved 13.789 kPa og 37,8°C. Oljeutvinningen var ca. 8556 av vannoverfylling restol jemetning (Sor) etter at 1,2 porevolumer av C02 var injisert.
Mobilitetsregulerende fremgangsmå te i vannoverfvlt bore-k. lerne - k. 1 øring 2
En vandig oppløsning inneholdende 3,556 totalt oppløst fast stoff og 0,556 C18<p>E20s ble injisert inn i en vannoverfylt borkjerne. Ingen tilleggsolje ble fjernet fra borkjernen under injeksjonen av over 3 porevolumer av overflateaktiv oppløsning. Dette viser at ved betingelsene i eksperimentet reduserer dette overflateaktive stoffet ikke olje-vann grensesnittspenningen tilstrekkelig til å fortrenge vannoverfylling-restoljen. Under den etterfølgende COg-injeksjonen, var COg-mobiliteten mye lavere enn i kjøring 1. Som vist i figur 2, falt den komparative mobiliteten under den første 0.5PV COg-injeksjonen og deretter på nivå ved ca. 0,2.
Oljeutvinningen ved 1,2 porevolumer av COg injisert var 81% av vannoverfylling restolje (Sor), tilsvarende til den som var oppnådd i kjøring 1.
Disse resultatene viser at de overflateaktive stoffene i foreliggende oppfinnelse har evne til betydelig å redusere gassmobiliteten uten å forringe utvinningen av restolje under betingelser der retensjonen av det overflateaktive stoffet er lav.
Prinsippet i oppfinnelsen og den best forventede måten for å anvende dette prinsipp er blitt beskrevet. Det vil være tydelig for de som er kjent innenfor området at forskjellige endringer kan gjøres i forhold til utførelsen som er beskrevet over uten å adskille seg fra grunntanken og rekkevidden av foreliggende oppfinnelse som definert i de følgende krav. Det er derfor å forstå at foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til de spesielle detaljene som vist og beskrevet.
Noter
* Referanser til fraksjoner eller multipler av porevolumer betegner fraksjoner eller multipler av det totale tomme rom i en bergprøve eller underjordisk formasjon. * US patentsøknad nr. 109.385 tilsvarende UK patentsøknad nr. 8824112.0 (publikasjon nr. GB 2211224A) og Norsk patentsøknad 88/4411.
Claims (2)
1.
Fremgangsmåte for nedsetning av mobiliteten til en drivgass som innføres i en underjordisk, hydrokarboninneholdende formasjon, samt økning av oljeproduksjonen fra denne, med områder med forskjellig permeabilitet, hvor det som drivgass innføres karbondioksyd, hydrokarbongass, så som metan, etan, propan eller naturgass, eller blandinger derav, inertgass, så som luft og nitrogen, eller damp, eller en hvilken som helst blandinger derav,
karakterisert ved å injisere i formasjonen en vandig oppløsning inneholdende en overflateaktiv forbindelse med formelen
hvor
R er en lineær eller forgrenet kjedet alkylgruppe med n
karbonatomer der n er i området fra 6 til 50, unntatt hvis gassen er eller inneholder damp er n i området fra 9 til 50;
Z er en ionisk gruppe bestående av -S03M<+>^ der M<+> er et
kation, og
y er fra 6 til 30;
idet gassen injiseres i formasjonen før, under og/eller etter injeksjon av oppløsningen inneholdende den overflateaktive forbindelse, eller injeksjonene utføres vekselvis.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at konsentrasjonen av det overflateaktive stoffet i den vandige oppløsningen er 0,01 til 2 vekt-%.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/205,715 US5046560A (en) | 1988-06-10 | 1988-06-10 | Oil recovery process using arkyl aryl polyalkoxyol sulfonate surfactants as mobility control agents |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO892379D0 NO892379D0 (no) | 1989-06-09 |
| NO892379L NO892379L (no) | 1989-12-11 |
| NO178118B true NO178118B (no) | 1995-10-16 |
| NO178118C NO178118C (no) | 1996-01-24 |
Family
ID=22763340
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO892379A NO178118C (no) | 1988-06-10 | 1989-06-09 | Fremgangsmåte for nedsetning av mobiliteten til en drivgass som innföres i en underjordisk, hydrokarboninneholdende formasjon |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5046560A (no) |
| CA (1) | CA1327444C (no) |
| GB (1) | GB2219818B (no) |
| NO (1) | NO178118C (no) |
Families Citing this family (39)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5178217A (en) * | 1991-07-31 | 1993-01-12 | Union Oil Company Of California | Gas foam for improved recovery from gas condensate reservoirs |
| US5295540A (en) * | 1992-11-16 | 1994-03-22 | Mobil Oil Corporation | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method |
| US5363914A (en) * | 1993-03-25 | 1994-11-15 | Exxon Production Research Company | Injection procedure for gas mobility control agents |
| US6742593B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-06-01 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using heat transfer from a heat transfer fluid to heat the formation |
| NZ532091A (en) | 2001-10-24 | 2005-12-23 | Shell Int Research | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers |
| AU2006239988B2 (en) | 2005-04-22 | 2010-07-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Reduction of heat loads applied to frozen barriers and freeze wells in subsurface formations |
| US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
| US7770643B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
| US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
| JP5330999B2 (ja) | 2006-10-20 | 2013-10-30 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 流体によるタールサンド地層の複数部分中での炭化水素の移動 |
| WO2008131171A1 (en) | 2007-04-20 | 2008-10-30 | Shell Oil Company | Parallel heater system for subsurface formations |
| CA2700732A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Cryogenic treatment of gas |
| US8151907B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-10 | Shell Oil Company | Dual motor systems and non-rotating sensors for use in developing wellbores in subsurface formations |
| WO2010045097A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Oil Company | Circulated heated transfer fluid heating of subsurface hydrocarbon formations |
| US20100258291A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Everett De St Remey Edward | Heated liners for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
| US9127523B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-09-08 | Shell Oil Company | Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations |
| US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
| US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
| FR2970880B1 (fr) | 2011-01-27 | 2013-02-08 | Rhodia Operations | Agents moussants phosphores stables a haute temperature |
| US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
| CA2850741A1 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Manuel Alberto GONZALEZ | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
| FR3021052A1 (fr) | 2014-05-15 | 2015-11-20 | Rhodia Operations | Stabilisateurs de mousse de type aminosulfonate |
| US9725644B2 (en) | 2014-10-22 | 2017-08-08 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL stimulation fluids |
| WO2017136020A1 (en) | 2016-02-01 | 2017-08-10 | Linde Aktiengesellschaft | L-grade recovery |
| US20170275521A1 (en) | 2016-03-22 | 2017-09-28 | Linde Aktiengesellschaft | L-grade stimulation fluid |
| WO2017176331A1 (en) | 2016-04-08 | 2017-10-12 | Linde Aktiengesellschaft | Miscible solvent enhanced oil recovery |
| WO2017176342A1 (en) | 2016-04-08 | 2017-10-12 | Linde Aktiengesellschaft | Method of transporting a chemical additive to a subterranean formation, using a light hydrocarbon carrier fluid |
| US10577533B2 (en) | 2016-08-28 | 2020-03-03 | Linde Aktiengesellschaft | Unconventional enhanced oil recovery |
| US10577552B2 (en) | 2017-02-01 | 2020-03-03 | Linde Aktiengesellschaft | In-line L-grade recovery systems and methods |
| US10017686B1 (en) | 2017-02-27 | 2018-07-10 | Linde Aktiengesellschaft | Proppant drying system and method |
| CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
| CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
| US10724351B2 (en) | 2017-08-18 | 2020-07-28 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-grade NGL enhanced oil recovery fluids |
| US10570715B2 (en) | 2017-08-18 | 2020-02-25 | Linde Aktiengesellschaft | Unconventional reservoir enhanced or improved oil recovery |
| US10822540B2 (en) | 2017-08-18 | 2020-11-03 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-Grade NGL unconventional reservoir stimulation fluids |
| CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
| CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
| CN112513224B (zh) * | 2018-03-22 | 2024-03-26 | 萨索尔化学品有限公司 | 作为用于重油采收的蒸汽泡沫添加剂的烷基烷氧基化羧酸盐 |
Family Cites Families (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2184935A (en) * | 1939-01-10 | 1939-12-26 | Rohm & Haas | Sulphonated aromatic ether alcohols |
| US3084743A (en) * | 1958-09-16 | 1963-04-09 | Jersey Prod Res Co | Secondary recovery of petroleum |
| US3204694A (en) * | 1964-02-19 | 1965-09-07 | California Research Corp | Thermal additive waterflooding method |
| GB1047417A (no) * | 1964-07-25 | |||
| US3292702A (en) * | 1966-06-07 | 1966-12-20 | Exxon Production Research Co | Thermal well stimulation method |
| US3547199A (en) * | 1968-11-19 | 1970-12-15 | Pan American Petroleum Corp | Method for combating water production in oil wells |
| US3599716A (en) * | 1969-04-09 | 1971-08-17 | Atlantic Richfield Co | Method for secondary oil recovery |
| US3653440A (en) * | 1970-03-23 | 1972-04-04 | Shell Oil Co | Secondary and tertiary oil recovery process |
| US3893511A (en) * | 1971-06-09 | 1975-07-08 | Sun Oil Co | Foam recovery process |
| US3908762A (en) * | 1973-09-27 | 1975-09-30 | Texaco Exploration Ca Ltd | Method for establishing communication path in viscous petroleum-containing formations including tar sand deposits for use in oil recovery operations |
| US3882940A (en) * | 1973-12-17 | 1975-05-13 | Texaco Inc | Tertiary oil recovery process involving multiple cycles of gas-water injection after surfactant flood |
| US3981361A (en) * | 1975-07-31 | 1976-09-21 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using microemulsions |
| US3977471A (en) * | 1975-09-26 | 1976-08-31 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using a surfactant |
| US4340492A (en) * | 1976-11-26 | 1982-07-20 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by surfactant waterflooding |
| US4127170A (en) * | 1977-09-28 | 1978-11-28 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Viscous oil recovery method |
| US4287950A (en) * | 1980-04-03 | 1981-09-08 | Exxon Research & Engineering Co. | Gas pre-injection for chemically enhanced oil recovery |
| US4380266A (en) * | 1981-03-12 | 1983-04-19 | Shell Oil Company | Reservoir-tailored CO2 -aided oil recovery process |
| US4393937A (en) * | 1981-03-25 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Olefin sulfonate-improved steam foam drive |
| US4507211A (en) * | 1982-09-24 | 1985-03-26 | Texaco, Inc. | Oil recovery method utilizing an alkylphenyl ether propane sulfonate |
| US4572294A (en) * | 1983-06-24 | 1986-02-25 | Chevron Research Company | Non-condensible gas injection including alpha-olefin sulfonate surfactant additives |
| US4703797A (en) * | 1983-12-28 | 1987-11-03 | Cities Service Co. | Sweep improvement in enhanced oil recovery |
| US4502538A (en) * | 1984-01-09 | 1985-03-05 | Shell Oil Company | Polyalkoxy sulfonate, CO2 and brine drive process for oil recovery |
| US4577688A (en) * | 1984-02-03 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Injection of steam foaming agents into producing wells |
| US4682653A (en) * | 1984-04-03 | 1987-07-28 | Sun Refining And Marketing Company | Steam recovery processes employing stable forms of alkylaromatic sulfonates |
| RO95013A (fr) * | 1984-05-08 | 1988-09-15 | Dow Chemical Co | Composition d'agents actifs de surface pour flux a vapeurs |
| US4601337A (en) * | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
| US4601336A (en) * | 1984-09-17 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Process for selecting a steam foam forming surfactant |
| US4597442A (en) * | 1985-02-26 | 1986-07-01 | Shell Oil Company | Reservoir preflushing process for increasing the rate of surfactant transport in displacing oil with injected steam and steam-foaming surfactant |
| US4609044A (en) * | 1985-05-20 | 1986-09-02 | Shell Oil Company | Alkali-enhanced steam foam oil recovery process |
| US4637466A (en) * | 1986-04-03 | 1987-01-20 | Texaco Inc. | Method of improving conformance in steam floods with carboxylate steam foaming agents |
| US4690217A (en) * | 1986-08-15 | 1987-09-01 | Amoco Corporation | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells |
| US4702317A (en) * | 1986-09-02 | 1987-10-27 | Texaco Inc. | Steam foam floods with a caustic agent |
| US4739831A (en) * | 1986-09-19 | 1988-04-26 | The Dow Chemical Company | Gas flooding process for the recovery of oil from subterranean formations |
| US4699214A (en) * | 1986-09-30 | 1987-10-13 | Sun Refining And Marketing Company | Salt-tolerant alkyl aryl sulfonate compositions for use in enhanced oil recovery processes |
| EP0279686A1 (en) * | 1987-02-20 | 1988-08-24 | Witco Corporation | Alkoxylated alkyl substituted phenol sulfonates compounds and compositions, the preparation thereof and their use in various applications |
| US4773484A (en) * | 1987-03-24 | 1988-09-27 | Atlantic Richfield Company | Enhanced oil recovery process with reduced gas drive mobility |
-
1988
- 1988-06-10 US US07/205,715 patent/US5046560A/en not_active Expired - Fee Related
-
1989
- 1989-05-29 CA CA000600993A patent/CA1327444C/en not_active Expired - Fee Related
- 1989-06-06 GB GB8913016A patent/GB2219818B/en not_active Expired - Lifetime
- 1989-06-09 NO NO892379A patent/NO178118C/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO892379D0 (no) | 1989-06-09 |
| GB2219818B (en) | 1992-12-09 |
| NO178118C (no) | 1996-01-24 |
| US5046560A (en) | 1991-09-10 |
| NO892379L (no) | 1989-12-11 |
| CA1327444C (en) | 1994-03-08 |
| GB2219818A (en) | 1989-12-20 |
| GB8913016D0 (en) | 1989-07-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO178118B (no) | Fremgangsmåte for nedsetning av mobiliteten til en drivgass som innföres i en underjordisk, hydrokarboninneholdende formasjon | |
| US5513705A (en) | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method | |
| US3954141A (en) | Multiple solvent heavy oil recovery method | |
| US3823777A (en) | Multiple solvent miscible flooding technique for use in petroleum formation over-laying and in contact with water saturated porous formations | |
| US2669306A (en) | Petroleum production process | |
| US20150233222A1 (en) | Enhanced oil recovery process to inject low salinity water and gas in carbonate reservoirs | |
| GB1563788A (en) | Process for recovering oil from a subterranean resevoir bymeans of injection of steam | |
| US4042029A (en) | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs | |
| US3266569A (en) | Recovery of viscous unsaturated crude by intermittent gas injection | |
| US9784081B2 (en) | Oil recovery process | |
| US4136738A (en) | Enhanced recovery of oil from a dipping subterranean oil-bearing reservoir using light hydrocarbon and carbon dioxide | |
| US3354953A (en) | Recovery of oil from reservoirs | |
| EP3289043A1 (en) | Co-surfactant foam-forming composition for enhanced oil recovery | |
| US3882940A (en) | Tertiary oil recovery process involving multiple cycles of gas-water injection after surfactant flood | |
| CA1301636C (en) | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations | |
| EP2794810B1 (en) | Oil recovery process | |
| NO150326B (no) | Fremgangsmaate for utvinning av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon | |
| US4159037A (en) | High conformance oil recovery process | |
| US4192382A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| US5363914A (en) | Injection procedure for gas mobility control agents | |
| CA1237980A (en) | Carbon dioxide miscible displacement process | |
| US4160480A (en) | High conformance oil recovery process | |
| Das | Enhanced oil recovery using low tension gas flooding in high salinity, low permeability carbonate reservoirs | |
| Zhao | Comprehensive experimental study on foam flooding for enhancing heavy oil recovery | |
| Sie | Hydrocarbon gas injection for improving oil recovery in tight and shale oil reservoirs |