NO20120477A1 - Fremgangsmate for gjenvinning av tung olje fra et underjordisk reservoar - Google Patents
Fremgangsmate for gjenvinning av tung olje fra et underjordisk reservoar Download PDFInfo
- Publication number
- NO20120477A1 NO20120477A1 NO20120477A NO20120477A NO20120477A1 NO 20120477 A1 NO20120477 A1 NO 20120477A1 NO 20120477 A NO20120477 A NO 20120477A NO 20120477 A NO20120477 A NO 20120477A NO 20120477 A1 NO20120477 A1 NO 20120477A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- water
- recovery
- underground reservoir
- heavy oil
- Prior art date
Links
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 60
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 142
- 239000007908 nanoemulsion Substances 0.000 claims abstract description 83
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 73
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 72
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 54
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 40
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 15
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- -1 fatty acid esters Chemical class 0.000 claims description 8
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical group [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 5
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 4
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 claims description 2
- RWHRFHQRVDUPIK-UHFFFAOYSA-N 50867-57-7 Chemical compound CC(=C)C(O)=O.CC(=C)C(O)=O RWHRFHQRVDUPIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 2
- 229920006243 acrylic copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 2
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N dodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 3
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 3
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005687 PMMA-PEG Polymers 0.000 description 1
- NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N Sorbitan monooleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O NWGKJDSIEKMTRX-AAZCQSIUSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 150000005194 ethylbenzenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 1
- 239000003752 hydrotrope Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 description 1
- SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N n-[4-(1,3-benzoxazol-2-yl)phenyl]-4-nitrobenzenesulfonamide Chemical class C1=CC([N+](=O)[O-])=CC=C1S(=O)(=O)NC1=CC=C(C=2OC3=CC=CC=C3N=2)C=C1 SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- QUCDWLYKDRVKMI-UHFFFAOYSA-M sodium;3,4-dimethylbenzenesulfonate Chemical compound [Na+].CC1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1C QUCDWLYKDRVKMI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 description 1
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 description 1
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 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
-
- 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
-
- 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
- C09K8/588—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 polymers
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
En fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar, omfattende: injisering av en olje-i-vann nanoemulsjon inn i en eller flere injeksjonsbrønner;- gjenvinning av nevnte tungolje fra en eller flere produksjonsbrønner. Nevnte fremgangsmåte er spesielt fordelaktig for å øke gjenvinningen av tungolje fra underjordiske reservoarer innen området av teknologier for tertiær gjenvinning, vanligvis kjent som "EOR" (økt oljegjenvinning).
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en prosess for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar.
Mer nøyaktig angår den foreliggende oppfinnelse en prosess for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ved å benytte en olje-i-vann nanoemulsjon.
Nevnte prosess er spesielt fordelaktig for å øke gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar innen området av teknologier for tertiær gjenvinning, vanligvis kjent som "EOR" (forsterket oljegjenvinning).
Det er kjent at gjenvinningen av olje fra underjordiske reservoarer normalt er utført ved hjelp av oljebrønner. Det er også kjent at denne gjenvinning normalt er utført i tre atskilte faser under hvilke forskjellige gjenvinningsteknologier er anvendt med det formål å opprettholde produksjonen av råolje ved de høyeste nivåer. Nevnte gjenvinningsteknologier er kjent som: primær gjenvinning, sekundær gjenvinning og tertiær gjenvinning.
Underjordiske reservoarer kan ha naturenergi tilført, for eksempel, ved vannet og/eller gassene valgfritt tilstede i nevnte underjordiske reservoarer, som er i stand til å hjelpe med mobiliseringen av oljen mot overflaten av denne. Både vann og gass kan, i virkeligheten, utøve et trykk som er i stand til å mobilisere oljen tilstede i nevnte underjordiske reservoarer mot overflaten av én eller flere produksjonsbrønner (primær gjenvinning). Denne naturlige energi blir imidlertid oppbrukt etter en tid, med det resultat at primærgjenvinningen normalt tillater gjenvinningen av en liten fraksjon av oljen som er tilstede i de underjordiske reservoarer (f.eks. omkring 15-20% av den totale olje opprinnelig tilstede i nevnte underjordiske reservoarer).
Den sekundære gjenvinning er normalt utført ved injeksjonen av vann (vannoverfylling), eller gass (gassoverfylling), som er injisert inn i nevnte underjordiske reservoarer for det formål å opprettholde et trykk i disse, som tillater oljen å mobiliseres mot deres overflate. Ved hjelp av nevnte sekundære gjenvinning, kan ytterligere 15-30% omtrent av den totale olje opprinnelig tilstede i nevnte underjordiske reservoarer gjenvinnes, med hensyn til nevnte primære gjenvinning.
Mengden av olje som er gjenværende i disse underjordiske reservoarer kan gjenvinnes ved en tertiær gjenvinning, vanligvis kjent som "EOR" (forsterket oljegjenvinning). Nevnte tertiære gjenvinning kan utføres for eksempel ved injisering av fluider inn i nevnte underjordiske reservoarer som forbedrer mobiliteten av den gjenværende olje mot deres overflate. Nevnte fluider kan velges for eksempel fra: gasser som er blandbare eller ikke-blandbare med nevnte olje (normalt karbon-dioksid), damp, luft eller oksygen, polymerløsninger ("polymer overfylling"), blandinger av overflateaktive stoffer og polymerer ("overflateaktiv polymer overfylling"), blandinger av basiske stoffer, overflateaktive stoffer og polymerer ("alka-lisk overflateflateaktiv polymer overfylling" eller "ASP"), blandinger av mikro-organismer.
Det er kjent at mange faktorer slik som for eksempel grenseflatespenning mellom gassen og/eller fluider injisert og den gjenværende olje, den relative mobilitet av gassen og/eller av fluidet injisert, fuktbarhetsegenskapene til over-flatene av fjell tilstede i nevnte underjordiske reservoarer, er viktig for å bestemme mengden av olje gjenvunnet ved tertiær gjenvinning.
Mange studier har vist at bruken av overflateaktive stoffer kan forandre både grenseflatespenningen mellom vann injisert og den gjenværende olje, og fuktbarhetsegenskapene til fjelloverflatene, for på denne måten å øke gjenvinningen av den gjenværende olje. I mange tilfeller kan tilsetningen av et polymer sammen med et overflateaktivt stoff, eller umiddelbart etter tilsetningen av det overflateaktive stoff, redusere mobilitetsforholdet mellom vannet injisert og den gjenværende olje, og således tillate at oljen lettere flyttes mot overflaten av det underjordiske reservoar og å øke gjenvinningen av den gjenværende olje.
Amerikansk patent US 4743385 beskriver for eksempel en prosess for den forbedrede gjenvinning av olje fra underjordiske formasjoner, som omfatter injisering av damp inn i nevnte formasjoner som omfatter en effektiv mengde av en blanding innbefattende et anionisk overflateaktivt stoff valgt fra en C14-20sulfonert alkyltoluen, et C14-20sulfonert etylbenzen, eller et C14-20sulfonert alkylbenzen; og et hydrotrop valgt fra gruppen bestående av xylensulfonater av alkaliske metaller, toluensulfonater av alkaliske metaller, cumensulfonater av alkaliske metaller, benzensulfonater av alkaliske metaller, isothionater av alkaliske metaller, butansulfonater av alkaliske metaller og heksansulfonater av alkaliske metaller.
Amerikansk patent US 6022834 beskriver en prosess for gjenvinningen av gjenværende olje fra et underjordisk reservoar, hvor nevnte gjenværende olje inneholder organiske syrekomponenter som er naturlig tilstede, som omfatter injiseringen av en formulering av overflateaktive stoffer innbefattende "saltopp-løsning", alkalier og valgfrie polymerer, nevnte formulering er ved en konsentrasjon høyere enn, lik med, eller lavere enn, sin kritiske misellare konsentrasjon, hvor nevnte formulering er i stand til å skape en meget lav grenseflatespenning mellom den gjenværende olje og nevnte formasjon, som tillater alkaliene å trenge gjennom porene i reservoaret, og derfor sette de i kontakt og reagere med nevnte organiske syresammensetninger som naturlig er tilstede i reservoaret og forme, på stedet, et system av sekundære overflateaktive stoffer som omfatter salter med overflateaktive stoffegenskaper som kombinerer med nevnte formulering og overflateaktive stoffer, og således tillater den fangede gjenværende olje å emulfiseres, mobiliseres og bringes til overflaten.
Amerikansk patent US 7055602 beskriver en fremgangsmåte for behand-lingen av en formasjon som inneholder hydrokarboner, omfattende: (a) å tilveie-bringe en sammensetning for i det minste et parti av nevnte formasjon som inneholder hydrokarboner, hvori nevnte sammensetning omfatter forgrenede alifatiske anioniske overflateaktive stoffer og forgrenede alifatiske ikke-ioniske overflateaktive stoffer, hvor den forgrenede alifatiske gruppe av anioniske overflateaktive stoffer omfatter et gjennomsnittlig antall av avgreninger for hver alifatisk gruppe som varierer fra omkring 0,7 til omkring 2,5; og (b) å etterlate nevnte sammensetning for å reagere med hydrokarbonene holdt i nevnte formasjon som inneholder hydrokarboner.
Amerikansk patentsøknad US 2008/0115945 beskriver en fremgangsmåte for den forbedrede gjenvinning av olje eller av andre hydrokarboner tilstede i underjordiske formasjoner med bruken av et enzymatisk fluid, som omfatter tilføring av nevnte enzymatiske fluid til nevnte formasjon; å injisere vann, damp eller begge; å etterlate nevnte enzymatiske fluid, vann og/eller damp i en tidsperiode nødvendig for bløtlegging av nevnte formasjon; og gjenvinne nevnte olje eller annet hydrokarbon ved pumping eller ved andre midler.
Amerikansk patentsøknad US 2008/0261835 beskriver en prosess for gjenvinningen av tungolje omfattende: (a) å injisere et vannholdig injeksjonsfluid som inneholder én eller flere overflateaktive stoffer inn i én eller flere injeksjonsbrønner for på denne måten å danne en utvendig pseudo- emulsjon med en lav viskositet med tungoljen; (b) å gjenvinne tungolje fra én eller flere produksjonsbrønner.
Amerikansk patentsøknad US 2008/0302531 beskriver en prosess for gjenvinningen av olje fra underjordiske reservoarer hvor et injeksjonsfluid omfatter: (a) én eller flere arylakylsulfonater; (b) én eller flere ko-overflateaktive stoffer; (c) én eller flere oppløsningsmidler; (d) valgfritt, én eller flere alkalier; og (e) valgfritt én eller flere viskositetsmidler, er injisert inn i én eller flere injeksjonsbrønner og oljen er gjenvunnet fra én eller flere produksjonsbrønner.
De ovenfor beskrevne prosesser kan imidlertid ha forskjellige ulemper.
Emulsjoner kan for eksempel formes mellom det injiserte fluid og tungoljen tilstede i det underjordiske reservoar. De formede emulsjoner, spesielt mellom den vannholdige fase og tungoljen, er spesielt vanskelig å bryte når emulsjonen er gjenvunnet ved overflaten, og således gjør gjenvinningen av tungoljen vanskelig. I mange tilfeller er i virkeligheten varme-behandling og/eller demulfiseringsmidler ikke nødvendig for å bryte disse emulsjoner. Videre kan nevnte emulsjoner øke viskositeten av det injiserte fluid, og redusere dets injeksjonskapasitet og danne blokker av emulsjon i det underjordiske reservoar som gjør det vanskelig, hvis ikke umulig, å gjenvinne oljen. I tilfellet med høyt saltinnhold og/eller hardhet av vannet tilstede i det underjordiske reservoar, kan dessuten gjenvinningen av olje ved hjelp av fluider som inneholder overflateaktive midler og/eller polymerer sterkt begrenses på grunn av ustabiliteten til nevnte overflateaktive midler og/eller polymerer.
Søkeren har derfor betraktet problemet med å finne en prosess som tillater en forbedret gjenvinning av tungolje fra et underjordisk reservoar som er i stand til å overvinne de ovenfor nevnte problemer.
Søkeren har nå funnet at gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar kan fordelaktig utføres med bruken av en olje-i-vann nanoemulsjon.
Mange fordeler har blitt oppnådd med bruken av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon. Bruken av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon tillater for eksempel grenseflatespenningen mellom vannet tilstede i nevnte olje-i-vann nanoemulsjon og oljen tilstede i nevnte underjordiske reservoar å reduseres, som favoriserer blandbarheten mellom oljen tilstede i nevnte underjordiske reservoar og vannet tilstede i nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
I tillegg tillater bruken av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon fu kt ba r-hetsevnen til overflaten av steinen tilstede i nevnte underjordiske reservoar å forandres, for på denne måten å redusere kapillærkreftene som fanger oljen tilstede i de mikroskopiske porer til steinen tilstede i nevnte underjordiske reservoar.
Videre tillater bruken av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon mobilitetsforholdet mellom vannet tilstede i nevnte olje-i-vann nanoemulsjon og oljen tilstede i nevnte underjordiske reservoar å reduseres takket være minsk-ningen av viskositet til selve oljen, og således tillate at oljen flyttes lettere mot overflaten av nevnte underjordiske reservoar og å øke gjenvinnings-ytelsen av nevnte olje.
Kapasiteten til nevnte olje-i-vann nanoemulsjon for å redusere viskositeten av oljen tilstede i nevnte underjordiske reservoar, tillater også reduksjonen av energien nødvendig for å injisere nevnte olje-i-vann nanoemulsjon inn i nevnte underjordiske reservoar og også å operere i tilstedeværelsen av fjell med en relativt lav permeabilitet.
Videre, med bruken av nevnte nanoemulsjon, er det også mulig å operere i tilstedeværelsen av vann med høy saltholdighet og/eller hardhet.
Et mål med den foreliggende oppfinnelse angår derfor en fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar, omfattende: - injisering av en olje-i-vann nanoemulsjon inn i én eller flere injek-sjonsbrønner; - gjenvinning av nevnte tungolje fra én eller flere produksjonsbrønner.
Nevnte ene eller flere injeksjonsbrønner og nevnte ene eller flere produksjonsbrønner kan være forskjellige. Alternativt kan nevnte ene eller flere injeksjonsbrønner og nevnte ene eller flere produksjonsbrønner være den samme.
For formålet med den foreliggende beskrivelse og de følgende krav, viser betegnelsen "tungolje" til en olje med en høy tetthet, fortrinnsvis lavere enn 25° API, mer foretrukket som varierer fra 10° API til 20° API, nevnte tetthet er bestemt i henhold til standard ASTM D287-92 (2006).
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse kan nevnte tungolje ha en dynamisk viskositet, målt ved temperaturen til reservoaret, i henhold til standarden ASTM D7042-04, høyere enn eller lik med 20 cP, fortrinnsvis varierende fra 22 cP til 150 cP.
For formålet med den foreliggende beskrivelse og de følgende krav, innbefatter alltid de numeriske områder yttergrensene, hvis ikke annet er spesifisert.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse kan nevnte olje-i-vann nanoemulsjon omfatte en dispersert fase (dvs. olje) og en disperseringsfase (dvs. vann og overflateaktive stoffer).
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse
kan i nevnte olje-i-vann nanoemulsjon, den disperserte fase (dvs. olje) være fordelt i disperseringsfasen (dvs. vann og overflateaktive stoffer) i formen av dråper med en diameter som varierer fra 10 nm til 500 nm, som fortrinnsvis varierer fra 15 nm til 200 nm.
Spesielt nyttige olje-i-vann nanoemulsjoner for formålene med fremgangsmåten ovenfor, kan prepareres som beskrevet i internasjonal patentsøknad WO 2007/112967, hvis innhold er innlemmet heri som referanse. Nevnte fremgangsmåte tillater monodisperserte olje-i-vann nano emulsjoner å oppnås, med en høy stabilitet og med den disperserte fase (dvs. olje) fordelt i disperseringsfasen (dvs. vann og overflateaktive stoffer) i formen av dråper med et høyt spesifikt areal (areal/volum) (dvs. et spesifikt areal høyere enn eller lik med 6000 m<2>/l).
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse kan nevnte olje-i-vann nanoemulsjoner prepareres i henhold til en prosess som omfatter: prepareringen av en homogen vann/olje-blanding 1 kjennetegnet ved en
grenseflatespenning lavere enn eller lik med 1 mN/m, fortrinnsvis varierende fra 10"<2>mN/m til 10"4 mN/m, omfattende vann i en mengde som varierer fra 65 vektprosent til 99,9 vektprosent, fortrinnsvis varierende fra 70 vektprosent til 90 vektprosent, med hensyn til den totale vekt av nevnte blanding 1, i det minste to overflateaktive stoffer med en forskjellig HLB valgt fra ikke-ioniske, anioniske, polymeriske overflateaktive stoffer, fortrinnsvis ikke-ioniske, nevnte overflateaktive stoffer er tilstede i en slik
mengde for å gjøre nevnte blanding 1 homogen;
uttynningen av nevnte blanding 1 er i en disperseringsfase bestående av vann med tilsetningen av i det minste ett overflateaktivt stoff valgt fra ikke-ionisk, anionisk, polymeriske overflateaktive stoffer, fortrinnsvis ikke-ionisk, mengden av nevnte disperseringsfase og av nevnte overflateaktive stoff er slik for å oppnå en olje-i-vann nanoemulsjon med en HLB-verdi høyere enn den til nevnte blanding 1.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse kan nevnte olje-i-vann nanoemulsjoner ha en HLB-verdi høyere enn eller lik med 9, fortrinnsvis varierende fra 10 til 16.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, kan i nevnte olje-i-vann nanoemulsjoner den disperserte fase (dvs. olje) fordeles i disperseringsfasen (dvs. vann) i formen av dråper med et spesifikt areal (areal/volum) varierende fra 6000 m<2>/l til 300000 m<2>/l, fortrinnsvis varierende fra 15000m2/l til 200000m<2>/l.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, kan nevnte olje-i-vann nanoemulsjoner innbefatte en mengde av overflateaktive stoffer som varierer fra 0,1 vektprosent til 20 vektprosent, fortrinnsvis varierende fra 0,25 vektprosent til 12 vektprosent, og en mengde av olje som varierer fra 0,5 vektprosent til 10 vektprosent, fortrinnsvis varierende fra 1 vektprosent til 8 vektprosent, med hensyn til den totale vekt av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, kan nevnte overflateaktive stoffer velges fra ikke-ioniske overflateaktive stoffer, slik som for eksempel alkylpolyglukosider; estere av fettsyrer av sorbitan; polymeriske overflateaktive stoffer slik som for eksempel podede akryliske ko-polymerer med en stamme av polymetylmetakrylat-metakrylisk syre og sidekjeder av polyetylen glykol; eller blandinger derav.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, kan oljen til nevnte nanoemulsjon velges fra aromatiske hydrokarboner, slik som for eksempel xylen, blandinger av isomerer av xylen, toluen, benzen, eller blandinger derav; lineære, avgrenede eller sykliske hydrokarboner, slik som for eksempel hexane, heptane, dekane, cyclohexane,, eller blandinger derav; komplekse blandinger av hydrokarboner, slik som for eksempel gassolje, kerosen, soltrol, mineral whitespirit, eller blandinger derav; eller blandinger derav.
Som langt det angår vannet som benyttet for prepareringen av nevnte nanoemulsjon, kan dette være av enhver type. Av økonomiske grunner er det foretrukket at nevnte vann er tilstede nær prepareringsstedet for nevnte olje-i-vann nanoemulsjoner.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse kan demineralisert vann, saltvann, vann med tilsetninger eller blandinger derav, benyttes for prepareringen av nevnte nanoemulasjoner. Mer nøyaktig kan vannet tilstede i nevnte underjordiske reservoar benyttes.
Oljen tilstede i nevnte underjordiske reservoar kan valgfritt innbefatte andre sammensetninger, slik som for eksempel sammensetninger som inneholder oksygen, slik som nafteniske syrer; halogen som inneholder sammensetninger; sammensetninger som inneholder metallelementer; nitrogen som inneholder sammensetninger; svovel som inneholder sammensetninger; eller blandinger derav.
For å forsåpe de nafteniske syrer generelt tilstede i nevnte massive matriks, kan i det minste én basis tilføres nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
I henhold til en ytterligere utførelse av den foreliggende oppfinnelse kan i det minste én basis tilføres nevnte olje-i-vann nanoemulsjon, i en mengde varierende fra 0,1 vektprosent til 10 vektprosent, fortrinnsvis varierende fra 0,2 vektprosent til 5 vektprosent med hensyn til den totale vekt av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon. Fortrinnsvis kan nevnte base velges fra sodiumhydroksid, potassiumhydroksid, sodiumkarbonat, potassiumkarbonat og blandinger derav.
For å gjenvinne nevnte tungolje fra én eller flere produksjonsbrønner, er nevnte olje-i-vann nanoemulsjon injisert inn i nevnte ene eller flere injeksjons-brønner for en viss tidsperiode, ved en viss temperatur, som avhenger av typen av underjordisk reservoar (f.eks. på typen av fjell tilstede i undergrunnsreservoaret), og også dimensjonene og avstanden av nevnte ene eller flere injeksjonsbrønner fra nevnte ene eller flere produksjonsbrønner.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, kan nevnte olje-i-vann nanoemulsjon injiseres inn i én eller flere injeksjonsbrønner for en tid som varierer fra 80 dager til 200 dager, fortrinnsvis varierende fra 90 dager til 180 dager.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, kan nevnte olje-i-vann nanoemulsjon injiseres inn i én eller flere injeksjonsbrønner ved en temperatur som varierer fra 10°C til 100°C, fortrinnsvis varierende fra 20°C til 90°C.
For å gjenvinne en høyere mengde av tungolje, kan en sekundær gjenvinning fordelaktig utføres, fortrinnsvis gjennom injiseringen av vann (vannoverfylling).
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, kan nevnte fremgangsmåte innbefatte, før injeksjonen av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon, injiseringen av vann (vannoverfylling) inn i nevnte ene eller flere injeksjonsbrønner.
Med hensyn til vannet som kan benyttes i nevnte injeksjon (vannoverfylling), kan dette være av enhver opprinnelse. Av økonomiske grunner er det fordelaktig at dette vannet er tilgjengelig nær injeksjonsstedet.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, kan demineralisert vann, saltvann, vann med tilsetninger eller blandinger derav benyttes. Mer nøyaktig kan vannet tilstede i nevnte underjordiske reservoar benyttes.
For å gjenvinne en høyere mengde av tungolje, kan det fordelaktig injiseres vann og/eller i det minste et polymer inn i nevnte ene eller flere injeksjonsbrønner, etter injeksjonen av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse kan fremgangsmåten innbefatte, etter injeksjonen av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon, injeksjonen av vann og/eller i det minste et polymer inn i nevnte ene eller flere injeksjonsbrønner.
Når det gjelder vannet som kan benyttes i nevnte injeksjon, kan dette være av enhver opprinnelse. Av økonomiske grunner er det fordelaktig at dette vannet er tilgjengelig nær injeksjonsstedet.
I henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, kan demineralisert vann, saltvann, vann med tilsetninger eller blandinger derav, benyttes. Mer nøyaktig kan vannet tilstede i nevnte underjordiske reservoar benyttes.
I henhold til en foretrukket utførelse den foreliggende oppfinnelse, kan nevnte polymer velges for eksempel fra polyakrylamider, sulfonerte ko-polymerer av akrylamid, xantan-gummi eller blandinger derav.
Gjenvinningen av nevnte tungolje fra nevnte ene eller flere produksjons-brønner er utført ettersom injeksjonen av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon inn i nevnte ene eller flere injeksjonsbrønner utføres.
Tungoljen gjenvunnet gjennom fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse, kan sendes til påfølgende behandlinger slik som for eksempel opp-gradering via hydrogenering eller hydrokrakking, for å oppnå hydrokarbonfrak-sjoner med en høyere kommersiell verdi.
Den foreliggende oppfinnelse vil nå illustreres gjennom en illustrativ utfør-else med referanse til fig. 1 fremskaffet nedenfor.
Figur 1 representerer skjematisk en utførelse av fremgangsmåte-gjenstanden til den foreliggende oppfinnelse. Det underjordiske reservoar 1 med partikler av tungolje 2 er utsatt for fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse. For dette formål er en olje-i-vann nanoemulsjon 4 injisert inn i injeksjons-brønnen 3.
Nevnte nanoemulsjon 4 er injisert inn i injeksjonsbrønnen 3 for en tid som fortrinnsvis varierer fra 80 dager til 180 dager, ved en temperatur som fortrinnsvis varierer fra 10°C til 100°C.
Nevnte tungolje 6 er gjenvunnet fra produksjonsbrønnen 5, ettersom injeksjonen av nevnte nanoemulsjon 4 inn i nevnte injeksjonsbrønn 3 fortsetter. Nevnte tungolje 6 kan sendes til påfølgende oppgraderingsbehandlinger (ikke vist i fig. 1).
Noen illustrative og ikke-begrensende eksempler er fremskaffet nedenfor for en bedre forståelse av den foreliggende oppfinnelse og for utførelsen av denne.
Eksempel 1
( 1) Preparering av forstadiumet til olje- i- vann nanoemulsjonen
0,121 g av Atlox 4913 (pode ko-polymer polymetyl metakrylat-polyetylen-glykol fra Uniqema), 0,769 g av Span 80 (sorbitanmonooleat av Fluka), 3,620 g av Glukopone 600 CS UP (alkylpolyglokosid fra Fluka, 50% vannoppløsning) og 6,150 g av xylen, ble tilført et magnetisk omrørt 50 ml beger og hele blandingen ble holdt under omrøring inntil fullstendig oppløsning. Når oppløsningen var ferdig, ble 4,340 g av deionisert vann tilført og blandingen ble holdt under lett omrøring for to timer og oppnådde 15 g av forstadium med en HLB-verdi lik med 12,80.
Nevnte forstadium er etterlatt for å stabilisere for 24 timer ved rom-temperatur (25°C) før bruk.
( 2) Preparering av olie- i- vann nanoemulsjonen
0,325 g av Glukopone 215 CS UP (alkylpolyglukosid fra Fluka, 60% vann-oppløsning) og 2,236 g av deionisert vann, ble tilført en 20 ml glassflaske og hele blandingen ble holdt under omrøring inntil fullstendig oppløsning. Når oppløsningen var fullstendig, ble 2,439 g av forstadiumet oppnådd som beskrevet ovenfor når tilført og hele blandingen ble holdt under omrøring for to timer og oppnådde en nanoemulsjon med et transparent/gjennomskinnelig utseende, en HLB-verdi på 13,80 og et xylen-innhold lik med 20 vektprosent med hensyn til den totale vekt av nanoemulsjonen.
Nevnte nanoemulsjon ble utvunnet med 96,25 ml av deionisert vann for å oppnå en nanoemulsjon med et totalt overflateaktivt stoffinnhold lik med 1,25 vekt prosent med hensyn til den totale vekt av nanoemulsjonen og en xylen-innhold lik 2,5 vektprosent med hensyn til den totale vekt av nanoemulsjonen.
Nanoemulsjonen oppnådd som beskrevet ovenfor har dråper av dispersert fase (xylen) med dimensjoner som varierer fra 40 til 60 nm, en polydispersitets-indeks lavere enn 0,2 og er stabil for over 6 måneder.
Eksempel 2
En stålsøyle (1,4 cm x 10 cm) ble fylt med 26,6 g av sand som kommer fra oljereservoaret til Aghar (Egypt) og påfølgende spylt med saltoppløsning, og oppnådde en pakket søyle ("sandpakke"). Etter skylling med saltoppløsning av nevnte pakkede søyle ("sandpakke"), ble de følgende målinger utført: permeabilitet til saltoppløsning, som viste seg å være lik med 0,09 D (darcy) og porø-siteten som viste seg å være lik med 42% (svarende til en PV (porevolum) lik med 6,5 ml).
Den pakkede søyle ("sandpakke") oppnådd som beskrevet ovenfor, ble deretter mettet med 5,0 ml av olje som kommer fra reservoaret til Aghar (Egypt) med en dynamisk viskositet, målt ved temperaturen til reservoaret, dvs. 77°C, i henhold til standarden ASTM D7042-04, lik med 64 cP, svarende til en initiell oljemetning på 77,3% av PVen (porevolum).
Etter å ha holdt den pakkede søyle ("sandpakke") mettet med olje ved 77°C, for syv dager, ble søylen skylt med 3 PV (porevolum) av saltoppløsning (vannoverfylling), og 3,5 ml av olje ble gjenvunnet (lik med 70,3% med hensyn til oljen tilstede i den mettede søyle). Saltoppløsningsstrømningen var lik med 0,1 ml/min.
Etter skylling med saltoppløsning var mengden av gjenværende olje i den pakkede søyle ("sandpakke") lik med 29,7% av PVen (porevolumet).
Den pakkede søyle ("sandpakke") ble så skyllet med 1 PV (porevolum) av nanoemulsjonen preparert i henhold til eksempel 1 og, påfølgende, med 4 PV (porevolum) av saltoppløsning, og 1,1 ml av olje ble gjenvunnet [lik med 73,3% med hensyn til oljen tilstede i den pakkede søyle ("sandpakke") etter skylling med saltoppløsning]. Nanoemulsjonsstrømningen var lik med 0,1 ml/min.
For å gjenvinne den gjenværende olje og for å være i stand til å lukke balansen til materialet, ble den pakkede søyle ("sandpakke") skylt med 10 PV
(porevolum) av tetrahydrofuran og 0,4 ml av olje [lik med 100% med hensyn til oljen tilstede i den pakkede søyle ("sandpakke") etter skylling med nanoemulsjon] ble gjenvunnet. Tetrahydrofuran-strømningen var lik med 0,2 ml/min.
Mengden av olje gjenvunnet etter skylling ble bestemt ved ekstraksjon av olje/vann-fraksjonene med tetrahydrofuran og påfølgende spektrofotometrisk dosering ved 446 nm.
Claims (35)
1. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar,karakterisert vedat den omfatter: - injisering av en olje-i-vann nanoemulsjon inn i én eller flere injeksjons-brønner; - gjenvinning av nevnte tungolje fra én eller flere produksjonsbrønner.
2. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar i henhold til krav 1,
karakterisert vedat nevnte én eller flere injeksjonsbrønner og nevnte én eller flere produksjonsbrønner er forskjellige.
3. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 1,
karakterisert vedat nevnte én eller flere injeksjonsbrønner og nevnte én eller flere produksjonsbrønner er de samme.
4. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat nevnte tungolje har en dynamisk viskositet, målt ved reservoartemperaturen, i henhold til standarden ASTM D7042-04, høyere enn eller lik med 20 cP.
5. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 4,
karakterisert vedat nevnte tungolje har en dynamisk viskositet, målt ved reservoartemperaturen, i henhold til standarden ASTM D7042-04, som varierer fra 22 cP til 150 cP.
6. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat i nevnte olje-i-vann nanoemulsjon er den disperserte fase (dvs. olje) fordelt i disperseringsfasen (dvs. vann og overflateaktive stoffer) i formen av dråper med en diameter som varierer fra 10 nm til 500 nm.
7. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 6,
karakterisert vedat i nevnte olje-i-vann nanoemulsjon er den disperserte fase (dvs. olje) fordelt i disperseringsfasen (dvs. vann og overflateaktive stoffer) i formen av dråper med en diameter som varierer fra 15 nm til 200 nm.
8. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon er preparert i henhold til en fremgangsmåte omfattende: - prepareringen av en homogen vann/olje-blanding (1)karakterisert veden grenseflatespenning lavere enn eller lik med 1 mN/m, omfattende vann i en mengde som varierer fra 65 vektprosent til 99,9 vektprosent, med hensyn til den totale vekt av nevnte blanding (1), i det minste to overflateaktive stoffer med et forskjellig HLB, valgt fra ikke-ionisk, anionisk, polymeriske overflateaktive stoffer, fortrinnsvis ikke-ioniske, nevnte overflateaktive stoffer er tilstede i en slik mengde for på den måten å gjøre nevnte blanding (1) homogen; - fortynningen av nevnte blanding (1) i en disperseringsfase består av vann tilført med i det minste et overflateaktivt stoff valgt fra ikke-ionisk, anionisk, polymeriske overflateaktive stoffer, mengden av nevnte disperseringsfase og av nevnte overflateaktive stoff er slik for på den måten å oppnå en olje-i-vann nanoemulsjon med en HLB høyere enn den til nevnte blanding (1).
9. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar i henhold til ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon har en HLB-verdi høyere enn eller lik med 9.
10. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 9,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon har en HLB-verdi som varierer fra 10 til 16.
11. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat i nevnte olje-i-vann nanoemulsjon er den disperserte fase (dvs. olje) fordelt i disperseringsfasen (dvs. vann) i formen av dråper med et spesifikt areal (areal/volum) som varierer fra 6000 m<2>/l til 300000 m<2>/l.
12. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 11,
karakterisert vedat i nevnte olje-i-vann nanoemulsjon er den disperserte fase (dvs. olje) fordelt i disperseringsfasen (dvs. vann) i formen av dråper med et spesifikt areal (areal/volum) som varierer fra 15000 m<2>/l til 200000 m<2>/l.
13. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon omfatter en mengde av overflateaktive stoffer som varierer fra 0,1 vektprosent til 20 vektprosent med hensyn til den totale vekt av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
14. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 13,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon omfatter en mengde av overflateaktive stoffer som varierer fra 0,25 vektprosent til 12 vektprosent med hensyn til den totale vekt av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
15. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon omfatter en mengde av olje som varierer fra 0,5 vektprosent til 10 vektprosent med hensyn til den totale vekt av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
16. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 15,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon omfatter en mengde av olje som varierer fra 1 vektprosent til 8 vektprosent med hensyn til den totale vekt av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
17. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av kravene fra 6 til 16,
karakterisert vedat nevnte overflateaktive stoffer er valgt fra ikke-ioniske overflateaktive stoffer slik som alkyl polyglykosider; estere av fettsyrer av sorbitan; polymeriske overflateaktive stoffer slik som podede akryliske ko-polymerer med en stamme av polymetylmetakrylat-metakrylisk syre og sidekjeder av polyetylen glykol eller blandinger derav.
18. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat oljen til nevnte nanoemulsjon er valgt fra aromatiske hydrokarboner, slik som xylen, blandinger av xylen isomerer, toluene, benzene, eller blandinger derav; lineære, avgrenede eller sykliske hydrokarboner slik som hexane, heptane, decane, dodekane, cyclohexane, eller blandinger derav; komplekse blandinger av hydrokarboner slik som gassolje, kerosene, soltrol, white spirit, eller blandinger derav; eller blandinger derav.
19. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat vannet til nevnte nanoemulsjon velges fra demineralisert vann, saltvann, vann med tilsetninger, eller blandinger derav.
20. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av kravene fra 1 til 18,
karakterisert vedat vannet til nevnte nanoemulsjon er vannet tilstede i nevnte underjordiske reservoar.
21. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat i det miste én basis er tilført nevnte olje-i-vann nanoemulsjon i en mengde som varierer fra 0,1 vektprosent til 10 vektprosent med hensyn til den totale vekt av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
22. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar i krav 21,
karakterisert vedat i det minste én basis er tilført nevnte olje-i-vann nanoemulsjon i en mengde som varierer fra 0,2 vektprosent til 5 vektprosent med hensyn til den totale vekt av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon.
23. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 21 eller 22,
karakterisert vedat nevnte basis velges fra sodiumhydroksid, potassium hydroksid, sodiumkarbonat, potassiumkarbonat eller blandinger derav.
24. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon injiseres inn i én eller flere injeksjonsbrønner for en tid som varierer fra 80 dager til 200 dager.
25. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 24,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon injiseres inn i én eller flere injeksjonsbrønner for en tid som varierer fra 90 dager til 180 dager.
26. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon injiseres inn i én eller flere injeksjonsbrønner ved en temperatur som varierer fra 10°C til 100°C.
27. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 26,
karakterisert vedat nevnte olje-i-vann nanoemulsjon injiseres inn i én eller flere injeksjonsbrønner ved en temperatur som varierer fra 20°C til 90°C.
28. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat nevnte fremgangsmåte omfatter, før injeksjonen av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon, injiseringen av vann (vannoverfylling) inn i nevnte ene eller flere injeksjonsbrønner.
29. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 28,
karakterisert vedat nevnte vann velges fra demineralisert vann, saltvann, vann med tilsetninger eller blandinger derav.
30. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 28,
karakterisert vedat nevnte vann er vannet tilstede i nevnte underjordiske reservoar.
31. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av de foregående krav,
karakterisert vedat nevnte fremgangsmåte omfatter, etter injiseringen av nevnte olje-i-vann nanoemulsjon, en injeksjon av vann og/eller i det minste én polymer inn i nevnte én eller flere injeksjonsbrønner.
32. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 31,
karakterisert vedat nevnte vann velges fra demineralisert vann, saltvann, vann med tilsetninger eller blandinger derav.
33. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge krav 32,
karakterisert vedat nevnte vann er vannet tilstede i nevnte underjordiske reservoar.
34. Fremgangsmåte for gjenvinningen av tungolje fra et underjordisk reservoar ifølge ethvert av kravene fra 31 til 33,
karakterisert vedat nevnte polymer velges fra polyakrylamider, sulfonerte ko-polymerer av akrylamid, xantham-gummi eller blandinger derav.
35. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav,karakterisert vedat nevnte tungolje sendes til påfølgende behandlinger slik som oppgraderingsbehandling via hydrogenering eller hydrokrakking.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ITMI2009A001809A IT1396212B1 (it) | 2009-10-20 | 2009-10-20 | Procedimento per il recupero di olio pesante da un giacimento sotterraneo |
| PCT/IB2010/002646 WO2011048459A1 (en) | 2009-10-20 | 2010-10-15 | Process for the recovery of heavy oil from an underground reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20120477A1 true NO20120477A1 (no) | 2012-05-16 |
| NO344999B1 NO344999B1 (no) | 2020-08-17 |
Family
ID=42173774
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20120477A NO344999B1 (no) | 2009-10-20 | 2012-04-25 | Fremgangsmåte for gjenvinning av tungolje fra et underjordisk reservoar |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9951263B2 (no) |
| CN (1) | CN102753647B (no) |
| BR (1) | BR112012009532A2 (no) |
| CA (1) | CA2778330C (no) |
| GB (1) | GB2486621B (no) |
| IT (1) | IT1396212B1 (no) |
| NO (1) | NO344999B1 (no) |
| RU (1) | RU2548266C2 (no) |
| WO (1) | WO2011048459A1 (no) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9222013B1 (en) | 2008-11-13 | 2015-12-29 | Cesi Chemical, Inc. | Water-in-oil microemulsions for oilfield applications |
| WO2013158567A1 (en) | 2012-04-15 | 2013-10-24 | Cesi Chemical, Inc. | Surfactant formulations for foam flooding |
| US11407930B2 (en) | 2012-05-08 | 2022-08-09 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US9200192B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-01 | Cesi Chemical, Inc. | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US10421707B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-09-24 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US10053619B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-21 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US10577531B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-03 | Flotek Chemistry, Llc | Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells |
| US9321955B2 (en) | 2013-06-14 | 2016-04-26 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US9068108B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-06-30 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US10287483B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-05-14 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol |
| US11254856B2 (en) | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
| US9428683B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-30 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US10717919B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9884988B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-02-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10590332B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10941106B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-03-09 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9994759B2 (en) | 2013-08-13 | 2018-06-12 | Research Triangle Institute | Core-shell triggered release systems |
| US9890625B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material |
| US9890624B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material |
| WO2015157156A1 (en) * | 2014-04-08 | 2015-10-15 | Fu Xuebing | Systems and methods for accelerating production of viscous hydrocarbons in a subterranean reservoir with emulsions comprising chemical agents |
| US9505970B2 (en) | 2014-05-14 | 2016-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9957779B2 (en) | 2014-07-28 | 2018-05-01 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells |
| US10196555B2 (en) * | 2014-10-30 | 2019-02-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Subterranean producing zone treatment |
| CN104650843B (zh) * | 2015-02-16 | 2017-09-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于稠油油藏的乳化降黏型驱油组合物 |
| WO2016166672A1 (en) * | 2015-04-13 | 2016-10-20 | Eni S.P.A. | Method for inhibiting the permeation of water in an extraction well of a hydrocarbon fluid from an underground reservoir |
| US10421894B2 (en) | 2016-06-27 | 2019-09-24 | Research Triangle Institute | Methods and materials for controlled release of materials in a subterranean reservoir |
| US10934472B2 (en) | 2017-08-18 | 2021-03-02 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods |
| WO2019108971A1 (en) | 2017-12-01 | 2019-06-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US11111426B2 (en) | 2018-05-30 | 2021-09-07 | Saudi Arabian Oil Company | In-situ salinity adjustment to improve waterflooding performance in oil-wet carbonate reservoirs |
| CN110964494B (zh) * | 2018-09-30 | 2021-12-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 含聚合物和纳米乳液的复合无碱驱油剂及驱油方法 |
| MY197271A (en) * | 2019-04-05 | 2023-06-08 | Seechem Horizon Sdn Bhd | Method for enhanced oil recovery using an emulsion |
| US11104843B2 (en) | 2019-10-10 | 2021-08-31 | Flotek Chemistry, Llc | Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency |
| US11512243B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods |
| WO2023128839A1 (ru) * | 2021-12-29 | 2023-07-06 | Игорь Анатольевич МНУШКИН | Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата |
Family Cites Families (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3871453A (en) * | 1972-08-28 | 1975-03-18 | Union Oil Co | Mobility controlled caustic flooding process for highly heterogeneous reservoirs |
| US3885628A (en) * | 1974-01-02 | 1975-05-27 | Exxon Production Research Co | Recovery of oil using microemulsions |
| US3952806A (en) * | 1975-06-16 | 1976-04-27 | Phillips Petroleum Company | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation |
| US4121661A (en) * | 1977-09-28 | 1978-10-24 | Texas Exploration Canada, Ltd. | Viscous oil recovery method |
| US4359391A (en) * | 1978-05-24 | 1982-11-16 | Exxon Production Research Co. | Well treatment with emulsion dispersions |
| US4249608A (en) * | 1979-05-09 | 1981-02-10 | Texaco Inc. | Polymer-containing fluid and an oil recovery method using the fluid |
| US4265308A (en) * | 1979-08-31 | 1981-05-05 | Phillips Petroleum Company | Oil recovery method using unique salinity for oil recovery surfactant system |
| US4269974A (en) * | 1979-11-14 | 1981-05-26 | Merck & Co., Inc. | Clabber-free xanthan gum |
| JPS58131295A (ja) * | 1982-01-28 | 1983-08-05 | ライオン株式会社 | 石油回収用ミセル溶液 |
| US5186257A (en) * | 1983-01-28 | 1993-02-16 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
| US4472291A (en) * | 1983-03-07 | 1984-09-18 | Rosano Henri L | High viscosity microemulsions |
| US4458760A (en) * | 1983-04-11 | 1984-07-10 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process for stratified high salinity reservoirs |
| US4706749A (en) * | 1984-11-06 | 1987-11-17 | Petroleum Fermentations N.V. | Method for improved oil recovery |
| US4743385A (en) | 1984-11-21 | 1988-05-10 | Sun Refining And Marketing Company | Oil recovery agent |
| GB8620706D0 (en) * | 1986-08-27 | 1986-10-08 | British Petroleum Co Plc | Recovery of heavy oil |
| US4971707A (en) * | 1986-12-22 | 1990-11-20 | Texaco Inc. | Method of producing oil-in-water microemulsions |
| US5310002A (en) * | 1992-04-17 | 1994-05-10 | Halliburton Company | Gas well treatment compositions and methods |
| FR2735524B1 (fr) * | 1995-06-13 | 1997-07-25 | Inst Francais Du Petrole | Methode de recuperation assistee de fluides petroliers dans un gisement souterrain |
| US6022834A (en) | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
| GB9700532D0 (en) * | 1997-01-13 | 1997-03-05 | Bp Chem Int Ltd | Oil and gas field chemical |
| US5855243A (en) * | 1997-05-23 | 1999-01-05 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US6054496A (en) * | 1997-09-11 | 2000-04-25 | Atlantic Richfield Company | Method for transporting a heavy crude oil produced via a wellbore from a subterranean formation to a market location and converting it into a distillate product stream using a solvent deasphalting process |
| WO2000022063A1 (en) * | 1998-10-12 | 2000-04-20 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
| RU2163292C2 (ru) * | 1998-12-21 | 2001-02-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей |
| GB9915214D0 (en) * | 1999-06-29 | 1999-09-01 | Bp Exploration Operating | Microemulsions |
| FR2811564B1 (fr) * | 2000-07-13 | 2002-12-27 | Oreal | Nanoemulsion contenant des polymeres non ioniques, et ses utilisations notamment dans les domaines cosmetique, dermatologique, pharmaceutique et/ou ophtalmologique |
| RU2190155C2 (ru) * | 2000-07-18 | 2002-09-27 | Государственное унитарное предприятие Научно-производственное объединение "Гидротрубопровод" | Котел |
| AU2002360596A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-07-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized oil-in-water emulsion and a method for preparing same |
| US7055602B2 (en) | 2003-03-11 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
| US7373977B1 (en) * | 2004-03-29 | 2008-05-20 | Oil Chem Technologies | Process for oil recovery employing surfactant gels |
| US7392844B2 (en) * | 2004-11-10 | 2008-07-01 | Bj Services Company | Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system |
| GB0424933D0 (en) * | 2004-11-12 | 2004-12-15 | Surfactant Technologies Ltd | A surfactant system |
| US7588085B2 (en) * | 2005-12-07 | 2009-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing |
| ITMI20060618A1 (it) * | 2006-03-31 | 2007-10-01 | Enitecnologie Spa | Procedimento per la preparazione di nanoemulsioni acqua ion olio e olio in acqua |
| US20080115945A1 (en) | 2006-11-20 | 2008-05-22 | Lau Philip Y | Enzyme enhanced oil recovery (EEOR) for cyclic steam injection |
| US20080261835A1 (en) | 2007-04-23 | 2008-10-23 | Paul Daniel Berger | Surfactant based compositions and process for heavy oil recovery |
| US20080302531A1 (en) | 2007-06-09 | 2008-12-11 | Oil Chem Technologies | Process for recovering oil from subterranean reservoirs |
| US8357639B2 (en) * | 2007-07-03 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Nanoemulsions |
-
2009
- 2009-10-20 IT ITMI2009A001809A patent/IT1396212B1/it active
-
2010
- 2010-10-15 CN CN201080055053.3A patent/CN102753647B/zh active Active
- 2010-10-15 RU RU2012120054/03A patent/RU2548266C2/ru active
- 2010-10-15 US US13/503,033 patent/US9951263B2/en active Active
- 2010-10-15 CA CA2778330A patent/CA2778330C/en active Active
- 2010-10-15 BR BR112012009532A patent/BR112012009532A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2010-10-15 GB GB1207073.6A patent/GB2486621B/en active Active
- 2010-10-15 WO PCT/IB2010/002646 patent/WO2011048459A1/en active Application Filing
-
2012
- 2012-04-25 NO NO20120477A patent/NO344999B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20120261120A1 (en) | 2012-10-18 |
| ITMI20091809A1 (it) | 2011-04-21 |
| BR112012009532A2 (pt) | 2016-05-17 |
| CA2778330A1 (en) | 2011-04-28 |
| RU2012120054A (ru) | 2013-11-27 |
| US9951263B2 (en) | 2018-04-24 |
| GB2486621A (en) | 2012-06-20 |
| IT1396212B1 (it) | 2012-11-16 |
| GB201207073D0 (en) | 2012-06-06 |
| GB2486621B (en) | 2015-12-23 |
| CN102753647A (zh) | 2012-10-24 |
| WO2011048459A1 (en) | 2011-04-28 |
| RU2548266C2 (ru) | 2015-04-20 |
| CN102753647B (zh) | 2016-02-10 |
| CA2778330C (en) | 2017-09-12 |
| NO344999B1 (no) | 2020-08-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20120477A1 (no) | Fremgangsmate for gjenvinning av tung olje fra et underjordisk reservoar | |
| Farzaneh et al. | Experimental investigation of CO2-foam stability improvement by alkaline in the presence of crude oil | |
| US8759261B2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| US9284481B2 (en) | Method and composition for enhanced oil recovery | |
| US9732267B2 (en) | Composition for enhanced hydrocarbon recovery from a formation | |
| CN102471675B (zh) | 供石油开采中使用的具有非离子型表面活性剂的分散体组合物 | |
| EP1604094A2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| EA029068B1 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| RU2611088C2 (ru) | Десорбенты для улучшенного извлечения нефти | |
| MX2012009055A (es) | Metodo y composicion para recuperacion mejorada de hidrocarburos. | |
| EA004090B1 (ru) | Термическая обработка, усовершенствованная с помощью минеральных кислот, для уменьшения вязкости нефти (ecb-0002) | |
| NO791505L (no) | Oljegjenvinningsprosess. | |
| US11390794B2 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
| EA036631B1 (ru) | Пенообразующая композиция для добычи нефти с помощью водяного пара | |
| MX2011010770A (es) | Metodo y composicion para la recuperacion mejorada de hidrocarburos de una formacion a temperaturas y salinidad elevadas. | |
| EP2261298A1 (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| WO2015138429A1 (en) | Oil recovery formulation, process for producing an oil recovery formulation, and process for producing oil utilizing an oil recovery formulation | |
| Panthi et al. | Surfactant-polymer flood with seawater for a high temperature carbonate reservoir | |
| ELRAIES | Design and application of A new acid-alkali-polymeric surfactant flooding formulation for enhanced oil recovery | |
| Alli et al. | MICROEMULSION FLOODING MECHANISM FOR OPTIMUM OIL RECOVERY ON CHEMICAL INJECTION | |
| Rahimi et al. | Optimum formulation of asp for injection in oil reservoir | |
| AbdolMohsen et al. | Comprehensive Review of Foam Application during Foam Assisted Water Alternating Gas (FAWAG) Method |