NO301291B1 - Fremgangsmåte ved forsterket oljegjenvinning fra en underjordisk oljeförende formasjon - Google Patents
Fremgangsmåte ved forsterket oljegjenvinning fra en underjordisk oljeförende formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO301291B1 NO301291B1 NO904778A NO904778A NO301291B1 NO 301291 B1 NO301291 B1 NO 301291B1 NO 904778 A NO904778 A NO 904778A NO 904778 A NO904778 A NO 904778A NO 301291 B1 NO301291 B1 NO 301291B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- surfactant
- oil
- foam
- group
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 60
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 48
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 24
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 22
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 21
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- -1 anionic hydrocarbon Chemical class 0.000 claims description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 6
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 1
- 235000010290 biphenyl Nutrition 0.000 claims 1
- 239000004305 biphenyl Substances 0.000 claims 1
- ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N phenylbenzene Natural products C1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 35
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 7
- FDENMIUNZYEPDD-UHFFFAOYSA-L disodium [2-[4-(10-methylundecyl)-2-sulfonatooxyphenoxy]phenyl] sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].CC(C)CCCCCCCCCc1ccc(Oc2ccccc2OS([O-])(=O)=O)c(OS([O-])(=O)=O)c1 FDENMIUNZYEPDD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000014676 Phragmites communis Nutrition 0.000 description 4
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 4
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 4
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 4
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 4
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 4
- 229940126062 Compound A Drugs 0.000 description 3
- NLDMNSXOCDLTTB-UHFFFAOYSA-N Heterophylliin A Natural products O1C2COC(=O)C3=CC(O)=C(O)C(O)=C3C3=C(O)C(O)=C(O)C=C3C(=O)OC2C(OC(=O)C=2C=C(O)C(O)=C(O)C=2)C(O)C1OC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 NLDMNSXOCDLTTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PSBDWGZCVUAZQS-UHFFFAOYSA-N (dimethylsulfonio)acetate Chemical compound C[S+](C)CC([O-])=O PSBDWGZCVUAZQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N diphenyl ether Chemical compound C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229940117986 sulfobetaine Drugs 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 206010012442 Dermatitis contact Diseases 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/94—Foams
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte ved forsterket oljegjenvinning slik som angitt i krav 1's in-gress .
Ved utvinning av olje fra en underjordisk oljebærende formasjon kan kun en begrenset mengde tilstedeværende olje utvin-nes ved anvendelse av primære og sekundære utvinningspro-sesser. Følgelig har flere tertiære eller forsterkede olje-utvinningsprosesser blitt utviklet. Slike prosesser innbefatter termiske prosesser som kan eksemplifiseres med damp-flømming og in situ forbrenning, kjemiske flømmeteknikker og gjenvinning ved fortrengning ved gassformig fluidum. Gassene som anvendes innbefatter damp, karbondioksyd, nitrogen eller hydrokarboner. Foreliggende oppfinnelse vedrører gjenvinn-ingsmetoder ved fortrengning med gassformig fluidum. Det er visse problemer beheftet med anvendelse av metoder vedrøren-de fortrengning ved gassformig fluidum. For det første kan det oppstå lokal inntrengning av gassfasen i oljen med derav medfølgende degradering av den jevne fortrengningsfront. Dette som følge av det uheldige mobilitetsforhold mellom fortrengningsmassen og oljen. Det andre problem er tyngde-kraft "override" som fremmes som følge av densitetsforskjel-len mellom gass og oljefåsene. Således vil fremføringseffek-tiviteten eller kontakten mellom det injiserte fluidum og olje i reservoaret nedsettes på grunn av disse problemer og den forøkede gjenutvinning vil nedsettes som følge derav.
Reservoarheterogenitet vil ytterligere forsterke disse problemer ved å fremme kanaldannelse og derved ytterligere nedsette fremdriftseffektiviteten.
Skum har blitt innført i et reservoar som et middel for å forhindre lokal fremtrengning eller gravitasjons-"override" av det gassformige fortrengningsfluidum. Slike skum blir normalt dannet ved å anvende en gass, et overflateaktivt middel og en væske. Skummet blir enten generert in situ ved injisering av bestanddelene inn i formasjonene eller dannes på overflaten og innføres som et skum. Den beste fremgangsmåte innbefatter injisering av den overflateaktive oppløs-ning og når denne er på plass inne i reservoaret, injiseres gassen for å danne skummet.
Anvendelse av skum for mobilitetskontroll er vel dokumentert og beskrevet i patentlitteraturen. Eksempelvis er en slik fremgangsmåte beskrevet i US patent nr. 2.623.596 hvori anvendes karbondioksyd som en blandbar oppløsnings-middelgass. I US patent nr. 3.342.256 er beskrevet en fremgangsmåte for å forbedre fremføringseffektiviteten når gass og vann injiseres i et reservoar og hvor et antall overflateaktive midler er tilsatt vannet. Vellykkede feltanvendel-ser under anvendelse av skum er rapportert. Castanmier rapporterte resultatene av 16 feltforsøk med overflateaktive midler anvendt i forbindelse med damp, både med og uten inerte gasser. (Proe. 4th European Symposium on EOR, okt. 27-30, Hamburg, Tyskland, 1987). Hirasaki rapporterte resultater av 10 feltforsøk under anvendelse av dampskum, hvilke alle var vellykkede. (Journal of Petroleum Technology, mai, 1989, s. 449-456). Smith har vist resultatene av 4 vellykkede ikke-varme skumflømminger (ACS Symposium Series 373, kapittel 22, 1987).
Skummet utviser en viskositet som er større enn den for både gassen og væskefåsene av hvilke det består. Virkningen av skummet er å nedsette mobiliteten av den etterfølgende injiserte gass i de deler av reservoaret hvor skummet be-finner seg. Skummet akkumulerer fortrinnsvis i de "well-swept" og/eller høypermeabilitetssoner i formasjonen som ellers ville forbruke store mengder av den injiserte gass. Anvendelse av skum vil således forårsake at injisert gass blir rettet mot andre deler av formasjonen som enten ikke er spylt, eller er underspylt tidligere.
Nyligere studier har indikert at oljefasen vil influere på stabiliteten og effekten av skum. Det er generelt ak-septert at råoljer vil virke som et de-skumningsmiddel. Imidlertid vil ikke ethvert skum bli de-stabilisert av oljefasen, i realiteten kan i visse tilfeller det motsatte skje. Typisk vil virkningen av skummet i et porøst medium bestemmes av dets evne til å motstå trykkfallet over det porøse medium.
Det er velkjent at fluorkarbonoverflateaktive midler vil virke som grenseflatespenningsnedsettende midler i et olje-medium. Ytterligere er det kjent at slike overflateaktive midler vil generere stabiliserte skum i et oljefasemedium. Dette er eksemplifisert i US patent nr. 4.836.281. Det er ytterligere funnet at amfotære og anioniske hydrokarbonoverflateaktive midler er ekstremt oljefølsomme og utviser dårlig stabilitet i nærvær av en oljefase.
I henhold til foreliggende oppfinnelse er det overraskende funnet at oljefølsomheten for amfotære og anioniske hydrokarbonoverflateaktive midler kan gjøres mindre alvorlig ved tilsetning av en relativt liten mengde av et fluorkarbon-overflateaktivt middel. Det eksisterer en syn-ergistisk effekt mellom de to typer overflateaktive midler når de anvendes i kombinasjon for skumgenerering idet de gir et overflateaktivt stabilisert skum som er meget mer tolerant overfor olje. Det er fordelaktig at kun en liten mengde av det mer kostbare fluorkarbonoverflateaktive middel er nød-vendig når det kombineres med amfotære eller anioniske hydrokarbonoverflateaktive midler. Fluorkarbonoverflateaktive midler er typisk 10 ganger så kostbare som hydrokarbon-overf lateaktive midler og følgelig er det av stor økonomisk betydning for skumflømming at fluorkarbonoverflateaktive midler gir oljetolerans til den overflateaktive kombinasjon. Oppfinnelsen er således særpreget med det som er angitt i krav 1's karakteriserende del, ytterligere trekk fremgår av kravene 2-5.
Sammensetningen av skum stabilisert med overflateaktive midler skal nå ytterligere belyses: Det amfotære hydrokarbon overflataktive middel er fortrinnsvis valgt fra gruppen bestående av betainer, sulfobetainer og karboksylerte betainer. De mest foretrukne amfotære hydrokarbon overflateaktive midler er «Varion-CADG-HS<*>", iiVarion-CAS<*>" eller «Empigen BT*<11>.
De anioniske hydrokarbon overflateaktive midler er fortrinnsvis valgt fra gruppen bestående av sulfater og sulfonater. Mere foretrukket er det anioniske hydrokarbon overflateaktive middel et oc-olefinsulfonat, et alkylert difenyl-oksydsulfonat eller et petroleumsulfonat, og mere fortrinnsvis er det uSterling AOS<*>", «Dowfax 2A1<*>" eller «Reed Lignin D254-4*11.
Det fluorkarbon overflateaktive middel er fortrinnsvis valgt fra gruppen vist i US patent nr. 4.836.281. Mere foretrukket er det fluorkarbon overflateaktive middel valgt fra gruppen bestående av perfluorbetainer, perfluorsulfobetainer og perfluorkarboksylerte betainer. Det mest foretrukkede fluorkarbon overf lateaktive middel er iiFluorad FC-751*".
De relative forhold mellom bestanddelene av den overflateaktive blanding er på vektbasis som følger: fluorkarbon overflateaktivt middel - 0,1-20% av blandingen
hydrokarbon overflateaktivt middel - 99,9-80% av blandingen.
Det foretrukkede forhold mellom hydrokarbon overflateaktivt middel (vekt%) til fluorkarbon overflateaktivt middel er 90-99.
Gassen som anvendes for dannelse av skummet er konvensjo-nell, og er en inert gass såsom C02, N2 eller metan.
Generelt vedrører oppfinnelsen et overflateaktivt stabilisert skum for anvendelse i underjordiske oljebærende formasjoner, hvilket skum er generert ved å blande en fluorkarbon overflateaktiv oppløsning med en hydrokarbon overflateaktiv oppløsning.
I henhold til et bredere aspekt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for å nedsette og kontrollere mobiliteten av et gassformig fortrengningsfluidum i en oljebærende formasjon, hvilken fremgangsmåte omfatter å innføre skura i formasjonen, hvilket skum er generert ved å blande et fluorkarbon overflateaktivt middel og et hydrokarbon overflateaktivt middel.
I den vedlagte fig. 1 er vist et skjematisk diagram for kjerneflømmingsapparatet som anvendes til å gi gassmobili-tetsnedsettende faktorer (MRFs),
fig. 2 viser grafisk mobilitetsnedsettende faktorer mot prosent perfluor overflateaktivt middel i forhold til den totale mengde overflateaktivt middel anvendt ved skumkjeme-flømming, og
fig. 3 viser grafisk normaliserte skumhøyder mot prosent-andel tilsatt petroleumolje i nærvær av forskjellige substitusjoner av fluorkarbon ("perfluor") overflateaktivt middel for hydrokarbon overflateaktivt middel.
Oppfinnelsen vil illustreres ved hjelp av de følgende eksempler.
EKSEMPEL 1
Skumforsøk ble utført i en "Osterizer*" blandeanordning ved 21°C. En 6 x 60 cm gjennomsiktig målesylinder ble forsynt med en 3 mm rustfri stålkjølespiral og et kalibrert termoelement, og kombinasjonen ble festet på blandeanor-dningens base. Temperaturen ble kontrollert av vannstrømmen i kjølespiralen. 250 ml 0,5 vekt% overflateaktivt middel i en 2,1% saltlake-oppløsning ble tilsatt målesylinderen og oppløsningen ble skummet i 5 min. ved "liquify" innstilling. Skumhøyden ble målt. Forsøket ble gjentatt hvor den totale mengde overflateaktivt middel besto av en blanding av iiVarion CAS<*>" sulfobetain amfotært overf lateaktivt middel (Sherex Chemical Co. Inc.) og uFluorad FC-751<*>" perfluor-overflateaktivt middel (3-M Corporation). Skumhøydemålingene ble utført både i og fravær av petroleumråolje og i nærvær av forskjellige mengder olje. En Alberta råolje fra Kaybob-feltet (40 API-grader densitet) ble brukt. Resultatene er vist i fig. 3 hvor den normaliserte skumhøyde er:
Tilsetning av 2% olje nedsatte skumhøyden for nVarion CAS" med 33%, mens den overf lateaktive blanding av 95% n Var ion CAS"/5%nFluorad FC-751" kun viste en 5% nedsettelse. Dette resultat var fullstendig uventet da konsentrasjonen av per fluor overf lateaktivt middel kun var 250 ppm. En meget strek synergistisk effekt ble erholdt fra kombinasjonen av de overflateaktive midler.
EKSEMPEL 2
Skumningsforsøkene ifølge eksempel 1 ble utført under anvendelse av «Dowfax 2A1<*>", alkyldifenyloksydsulfonat overflateaktivt middel (Dow Chemical) alene og i blanding med 90% Dowfax 2A1"/10% uFluorad FC-751". Den anvendte petroleumolje kom fra Cynthia-feltet (Texaco Kanada, API-grader: 36) og 4 ml av oljen ble tilsatt. I nærvær av olje var den normaliserte skumhøyde for «Dowfax 2A1" 0,20 mens for blandingen var skumhøyden 0,75.
EKSEMPEL 3
Skumningsforsøkene ifølge eksempel 2 ble utført under anvendelese av «Varion CADG-HS*" betain amfotært overflateaktivt middel (Sherex Chemical Co. Ltd.) alene og i blanding med 90% nVarion CADG-HS"/10% «Fluorad FC-751". I nærvær av olje var den normaliserte skumhøyde for nVarion CADG-HS*" 0,13 mens for blandingen var skumhøyden 0,49.
EKSEMPEL 4
Skumningsforsøkene ifølge eksempel 2 ble utført under anvendelse av «Sterling AOS*" oc-olefinsulfonat-overflateaktivt middel (Canada Packers Ltd.) alene og i en blanding av 90% «Sterling A0S"/10% «Fluorad FC-751". I nærvær av olje var den normaliserte skumhøyde for «Sterling OAS" 0,13 mens for blandingen var skumhøyden 0,49.
EKSEMPEL 5
Skumningsforsøkene ifølge eksempel 2 ble utført under anvendelse av «Sterling AOS"/«Dowfax 2A1" 50/50 (vekt%)-blanding. I nærvær av olje var den normaliserte skumhøyde 0,11 og i en blanding med 40% «Sterling AOS"740% «Dowfax 2A1"710% «Fluorad FC-751" var den 0,33.
EKSEMPEL 6
Skumningsforsøkene ifølge eksempel 2 ble utført under anvendelse av «Reed Lignin 254-4*" petroleumsulfonat overf lateaktivt middel alene og i blanding av 90% «Reed Lignin 254-4"/10% «Fluorad FC-751". I nærvær av olje var den normaliserte skumhøyde for «Reed Lignin 254-4" 0,60 mens den for blandingen var 2,95.
EKSEMPEL 7
Skumningsforsøkene i følge eksempel 2 ble utført under anvendelse av «Varion CAS" sulfobetain amfotært overflateaktivt middel (Sherex Chemical Co. Ltd.) alene og i blanding av 90% «Varion CAS"/10% «Fluorad FC-751". I nærvær av olje var den normaliserte skumhøyde for «Varion CAS" null, mens den for blandingen var 0,60.
EKSEMPEL 8
Skumningsforsøkene ifølge eksempel 2 ble utført under anvendelse av «Empigen BT<*>" karboksylatbetain amfotært overflateaktivt middel (Albright & Wilson) alene og i en blanding av 90% iiEmpigen BT"/10% uFluorad FC-751". I nærvær av olje var den normaliserte skumhøyde for «Empigen BT" 0,18 mens den for blandingen var 0,57.
EKSEMPEL 9
iiEmpigen BT" og «Fluorad FC-751" ble undersøkt ved kjerne-flømming i oljefrie kjerner ved lavt trykk og omgivelses-temperatur og i kjerner inneholdende olje fra Judy Creek-feltet, Beaverhill Lake pool med en densitet på 0,8296 g/ml og en viskositet på 4,6 mPa.s ved 23,0 ± 0,5°C. Det porøse medium var en Berea sandsten kuttet i 2,5 cm x 2,5 cm x 20 cm blokker som var omhyllet med fiberglassbånd og støpt i en epoksyharpiks. Kjerneflømmingsapparatet er vist i fig. 1. Kjernene ble flømmet med olje og deretter i en 2,1% saltlakeoppløsning. Rest-oljemettningen ved dette punkt Sor = 28% av porevolumet. Kjernene ble deretter flømmet med en blanding av 96% nitrogen + saltlake på volumbasis og trykkfallet over kjernen ble bestemt. Volumhastigheten var 19 ml/time. Det overflateaktive middel ble tilsatt i en mengde på 0,5 vekt% i forhold til saltlaken og trykkfallet over kjernen ble igjen bestemt. Mobilitetsnedsettelses-faktoren (MRF) ble beregnet som følger:
Hvis ikke noe skum genereres inne i kjernen, vil MRF være lik 1 (en). Kraftige skum er representert ved store MRF-verdier. Resultatene erholdt ved anvendelse av blandinger av forskjellige overflateaktive midler er vist i den efter-følgende tabell 1.
Det betainhydrokarbon overflateaktive middel viste en sterk følsomhet for nærvær av reste-olje idet MRF falt fra 14 til 2. Imidlertid, ved å erstatte kun 2% av hydrokarbonbetainet med et perfluor overflateaktivt middel, gjenopprettet MRF til 10 i nærvær av 28% olje. Disse resultater er også vist grafisk i fig.2.
EKSEMPEL 10
En blanding av sulfonerte anioniske overflateaktive midler ble evaluert på samme måte som i eksempel 9, bortsett fra at kjernen ble holdt inne i en blymansjett inne i en høytrykks-stålkjerneholder. Kaybob råolje ble anvendt (4 0 API-grader) og trykket ble bibeholdt ved 6,9 mPa inne i kjernen. Som basis hydrokarbon overflateaktivt middel ble anvendt en 50/50 blanding av nDowfax 2A1" alkyldifenyloksydsulfonat og «Sterling OAS" cx-sulfonat anioniske overflateaktive midler. Disse materialer vil bli betegnet som blanding A. Kjerneflømminger ble utført under anvendelse av blanding A og forskjellige blandinger av blanding A med uFluorad FC-751" perfluor overflateaktivt middel i nærvær og fravær av reste-olje. Resultatene er vist i tabell II og fig.2. Igjen kan det observeres en sterk og uventet synergisme ved lave nivåer av tilsatt perfluor overflateaktivt middel. 10% «Fluorad FC-751" ga en forøkning i MRF på nesten det tredobbelte.
Claims (5)
1. Fremgangsmåte ved forsterket oljegjenvinning fra en underjordisk oljeførende formasjon, hvor et skum dannes fra en vandig oppløsning av et overflateaktivt middel og en gass anvendes for å nedsette og kontrollere mobiliteten for et etterfølgende, injisert, gassformig fortrengningsfluidum, ved å innføre skummet i formasjonen, enten ved injisering av forformet skum eller ved alternativ injisering av den overflateaktive oppløsning og gass inn i formasjonen, karakterisert ved at det som overflateaktivt middel anvendes en blanding omfattende 0,1-20 vekt% fluorkarbon-overflateaktivt middel og 80-99,9 vekt% av et hydrokarbon-overflateaktivt middel valgt fra gruppen bestående av amfotære og anioniske hydrokarbonoverflateaktive midler.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det som fluorkarbon-overf lateaktivt middel anvendes et valgt fra gruppen bestående av perfluorbetainer, perfluorsulfobetainer og perfluorkarboksylerte betainer.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det som amfotært hydrokarbon-overflateaktivt middel anvendes et valgt fra gruppen bestående av betainer, sulfobetainer og karboksylerte betainer.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det som anionisk hydrokarbon-overflateaktivt middel anvendes et valgt fra gruppen bestående av sulfater og sulfonater.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 og 4, karakterisert ved at det som anionisk hydrokarbon-overflateaktivt middel anvendes et valgt fra gruppen bestående av a-olefinsulfonater, alkyldifenyl-oksysulfonater og petroleumsulfonater.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA 2017517 CA2017517C (en) | 1990-05-24 | 1990-05-24 | Surfactant-stabilized foams |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO904778D0 NO904778D0 (no) | 1990-11-02 |
| NO904778L NO904778L (no) | 1991-11-25 |
| NO301291B1 true NO301291B1 (no) | 1997-10-06 |
Family
ID=4145061
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO904778A NO301291B1 (no) | 1990-05-24 | 1990-11-02 | Fremgangsmåte ved forsterket oljegjenvinning fra en underjordisk oljeförende formasjon |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA2017517C (no) |
| GB (1) | GB2245622B (no) |
| NO (1) | NO301291B1 (no) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5363914A (en) * | 1993-03-25 | 1994-11-15 | Exxon Production Research Company | Injection procedure for gas mobility control agents |
| US6506806B2 (en) * | 2000-06-08 | 2003-01-14 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Reduction of surface tension |
| EP2451891B1 (en) * | 2009-07-09 | 2015-08-19 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating carbonate hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amphoteric compounds |
| CN102838976A (zh) * | 2012-08-20 | 2012-12-26 | 大庆中英化工有限公司 | 驱油型复合粘土膨胀抑制剂 |
| CN105086980B (zh) * | 2015-07-03 | 2017-12-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于深层气井排水采气的泡排剂及其制备方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1141146A (en) * | 1978-09-22 | 1983-02-15 | Thomas W. Cooke | Oil recovery by fluorochemical surfactant waterflooding |
-
1990
- 1990-05-24 CA CA 2017517 patent/CA2017517C/en not_active Expired - Fee Related
- 1990-08-29 GB GB9018818A patent/GB2245622B/en not_active Expired - Fee Related
- 1990-11-02 NO NO904778A patent/NO301291B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO904778L (no) | 1991-11-25 |
| GB2245622B (en) | 1994-05-18 |
| GB2245622A (en) | 1992-01-08 |
| CA2017517A1 (en) | 1991-11-24 |
| CA2017517C (en) | 1994-11-01 |
| NO904778D0 (no) | 1990-11-02 |
| GB9018818D0 (en) | 1990-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5074358A (en) | Surfactant-stabilized foams for enhanced oil recovery | |
| US5203411A (en) | Oil recovery process using mobility control fluid comprising alkylated diphenyloxide sulfonates and foam forming amphoteric surfactants | |
| US5246072A (en) | Method for enhancing the recovery of petroleum from an oil-bearing formation using a mixture including anionic and cationic surfactants | |
| CA2714406C (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| US4113011A (en) | Enhanced oil recovery process | |
| US9102862B2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| US5363915A (en) | Enhanced oil recovery technique employing nonionic surfactants | |
| NO178118B (no) | Fremgangsmåte for nedsetning av mobiliteten til en drivgass som innföres i en underjordisk, hydrokarboninneholdende formasjon | |
| EP2451890B1 (en) | Method for enhanced hydrocarbon recovery from a formation containing a crude oil with specific solubility groups and chemical families | |
| US4136738A (en) | Enhanced recovery of oil from a dipping subterranean oil-bearing reservoir using light hydrocarbon and carbon dioxide | |
| US3311167A (en) | Secondary recovery technique | |
| Suffridge et al. | Foam performance under reservoir conditions | |
| EP1604094A2 (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery | |
| CA1301636C (en) | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations | |
| GB2245012A (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| US5279367A (en) | Fatty acid additives for surfactant foaming agents | |
| US4572294A (en) | Non-condensible gas injection including alpha-olefin sulfonate surfactant additives | |
| US20160215200A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| US4295980A (en) | Waterflood method | |
| NO301291B1 (no) | Fremgangsmåte ved forsterket oljegjenvinning fra en underjordisk oljeförende formasjon | |
| EP2794810B1 (en) | Oil recovery process | |
| CN110997862A (zh) | 用于提高油采收率的低温稳定表面活性剂共混物 | |
| US20160304767A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US20160237337A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| WO2015048142A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |