NO316698B1 - Procedure for Oct Oil Recovery - Google Patents
Procedure for Oct Oil Recovery Download PDFInfo
- Publication number
- NO316698B1 NO316698B1 NO20020500A NO20020500A NO316698B1 NO 316698 B1 NO316698 B1 NO 316698B1 NO 20020500 A NO20020500 A NO 20020500A NO 20020500 A NO20020500 A NO 20020500A NO 316698 B1 NO316698 B1 NO 316698B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- naphthenic acid
- water
- injection
- injection water
- concentration
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 6
- BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N bis(2-ethylhexyl) phthalate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC(CC)CCCC BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 title 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 78
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 63
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 63
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 59
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 17
- 125000005609 naphthenate group Chemical group 0.000 claims description 14
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 28
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 28
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 19
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 12
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 11
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 5
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 2
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008149 soap solution Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- -1 Ca<2+> Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000003441 saturated fatty acids 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
Description
Oppfinnelsens område Field of the invention
Den foreliggende oppfinnelse vedrører utvinning av hydrokarboner fra under-grunnsformasjoner, og nærmere bestemt tiltak i forbindelse med vanninjeksjon for å øke utvinningsgraden av olje. The present invention relates to the extraction of hydrocarbons from underground formations, and more specifically measures in connection with water injection to increase the degree of extraction of oil.
Kjent teknikk og oppfinnelsens bakgrunn Prior art and the background of the invention
Ved fremstilling av hydrokarboner slik som råolje fra en undergrunnsformasjon vil hydrokarbonene primært strømme opp gjennom et borehull ved hjelp av iboende drivkrefter, idet differansetrykket mellom reservoaret der råoljen foreligger og overflaten er større enn det som skal til for å få råoljen til å strømme opp av borehullet. Imidlertid vil de iboende drivkrefter avta over tid ettersom reservoaret tømmes, og det må iverk-settes såkalte sekundære eller tertiære teknikker for å opprettholde produksjonen fra reservoaret. Én av de hyppigst anvendte slike teknikker er vanninjeksjon. I forbindelse med vanninjeksjon forekommer ulike problemstillinger med hensyn til permeabilitet, vanngjennomslag, grenseflatespenning, fukting, plugging, etc, hvorav den foreliggende oppfinnelse er særlig relevant med hensyn til grenseflatespenning og fukting. In the production of hydrocarbons such as crude oil from an underground formation, the hydrocarbons will primarily flow up through a borehole using inherent driving forces, as the differential pressure between the reservoir where the crude oil exists and the surface is greater than what is needed to cause the crude oil to flow up from the borehole . However, the inherent driving forces will decrease over time as the reservoir is depleted, and so-called secondary or tertiary techniques must be implemented to maintain production from the reservoir. One of the most frequently used such techniques is water injection. In connection with water injection, various problems occur with respect to permeability, water penetration, interfacial tension, wetting, plugging, etc., of which the present invention is particularly relevant with regard to interfacial tension and wetting.
Det er kjent at grenseflatespenningen kan senkes ved å anvende overflateaktive midler som injiseres i undergrunnsformasjonen med injeksjonsjonsvannet, eller det kan injiseres komponenter til dannelse av overflateaktive midler in situ i undergrunnsformasjonen. Såper, deriblant naftensåper, er kjente overflateaktive midler. Det finnes fremgangsmåter for senking av grenseflatespenningen i reservoaret hvorved såpeløs-ninger injiseres med injeksjonsvann, og fremgangsmåter hvorved kaustikum injiseres med injeksjonsvannet til dannelse av såpe in situ i reservoaret. It is known that the interfacial tension can be lowered by using surfactants that are injected into the underground formation with the injection water, or components can be injected to form surfactants in situ in the underground formation. Soaps, including naphthenic soaps, are known surfactants. There are methods for lowering the interfacial tension in the reservoir by which soap solutions are injected with injection water, and methods by which caustic is injected with the injection water to form soap in situ in the reservoir.
Bakgrunnen for mange av de ovennevnte kjente fremgangsmåter er at det naturlig forekommer syre i mange råoljeforekomster. Syrene betegnes naftensyrer og omfatter i hovedsak monokarboksylsyrene av naftenrekken av hydrokarboner. Iblant brukes betegnelsen petroleumssyrer fordi fenoler og alifatiske syrer også finnes i noen råoljer. Her benyttes betegnelsen naftensyrer i betydningen alle mettede høyere fettsyrer avledet særlig fra gassoljefraksjonen av petroleum ved ekstrahering med en kaustisk sodaløsning og etterfølgende forsuring. I vannløsning foreligger naftensyre som sådan eller i løst form som naftenater, hvilke former det her ikke skilles i mellom. Det er hovedsakelig vannets pH som styrer hvilken form av naftensyre som foreligger, mens vannets pH, kjemiske sammensetning og naftensyrenes sammensetning, hovedsakelig gjennomsnittet og fordelingen av molvekten, er avgjørende for vannløseligheten. Naftensyre vil normalt foreligge som en blanding av naftensyrer. En nærmere oversikt over naftensyrene finnes i Kirk-Othmer, Encyclopedia of Chemical Technology, 2.utg. volume 13, John Wiley and Sons, Inc., New York, side 727-734. Når en naftensyre nøytraliseres med et kaustikum fås et alkalisalt i form av en såpe. Det er såpen som har virkning til å redusere overflatespenningen i reservoaret slik at olje lettere kan migrere mot produksjonslønnene. I henhold til kjent teknikk blir det følgelig enten injisert en løsning av nøytraliserte naftensyrer (US 3929190), hvorved det injiseres en såpeløsning, eller det injiseres en kaustisk løsning som skal reagere in situ i reservoaret med naturlig forekommende naftensyrer til dannelse av såpe (US 4526231). I tilfellene hvor det injiseres kaustikum er det essensielt at det foreligger vesentlig innhold av naftensyre i oljen i reservoaret, eksemplifisert ved et syretall på minst 0,1 mg kaliumhydroksid pr. g olje (US 4493371, kolonne 4, linje 41-46) eller at råoljefraksjonen holder en API-gravitet innen området 10 grader til 25 grader (US 3929190, krav 2). Videre er det vesentlig at den kaustiske løsning kommer frem til oljen i tilstrekkelig mengde og konsentrasjon, hvorved det i praksis behøves en konsentrasjon på 1 vekt% natrium-hydroksid eller mer i injeksjonsvannet. (US 4493371, kolonne 1, linje 58-66), og/eller det kreves pH på minst 11 (US 4526231, krav 1 og kolonne 4, linjer 35-39). The background for many of the above-mentioned known methods is that acid naturally occurs in many crude oil deposits. The acids are called naphthenic acids and mainly comprise the monocarboxylic acids of the naphthenic series of hydrocarbons. The term petroleum acids is sometimes used because phenols and aliphatic acids are also found in some crude oils. Here the term naphthenic acids is used in the sense of all saturated higher fatty acids derived in particular from the gas oil fraction of petroleum by extraction with a caustic soda solution and subsequent acidification. In water solution, naphthenic acid exists as such or in dissolved form as naphthenates, which forms are not distinguished here. It is mainly the pH of the water that controls which form of naphthenic acid is present, while the water's pH, chemical composition and the composition of the naphthenic acids, mainly the average and distribution of the molecular weight, are decisive for water solubility. Naphthenic acid will normally be present as a mixture of naphthenic acids. A more detailed overview of the naphthenic acids can be found in Kirk-Othmer, Encyclopedia of Chemical Technology, 2nd ed. volume 13, John Wiley and Sons, Inc., New York, pages 727-734. When a naphthenic acid is neutralized with a caustic, an alkali salt is obtained in the form of a soap. It is the soap that has the effect of reducing the surface tension in the reservoir so that oil can more easily migrate towards the production wages. According to prior art, either a solution of neutralized naphthenic acids is injected (US 3929190), whereby a soap solution is injected, or a caustic solution is injected which will react in situ in the reservoir with naturally occurring naphthenic acids to form soap (US 4526231 ). In cases where caustic is injected, it is essential that there is a significant content of naphthenic acid in the oil in the reservoir, exemplified by an acid number of at least 0.1 mg of potassium hydroxide per g of oil (US 4493371, column 4, lines 41-46) or that the crude oil fraction maintains an API gravity within the range of 10 degrees to 25 degrees (US 3929190, claim 2). Furthermore, it is essential that the caustic solution reaches the oil in sufficient quantity and concentration, whereby in practice a concentration of 1% by weight of sodium hydroxide or more is needed in the injection water. (US 4493371, column 1, lines 58-66), and/or a pH of at least 11 is required (US 4526231, claim 1 and column 4, lines 35-39).
I henhold til kjent teknikk er det også sterke begrensninger med hensyn til salinitet, både for å unngå utfelling av såpe eller reaktanter til såpe, og uønskede sidereaksjoner i reservoaret, enten med overflaten på formasjonen eller i formasjonsvannet eller injeksjonsvannet. Eksempelvis er det sterkt anbefalt å benytte et énverdig salt (US 3929190, krav 4) for å opprettholde oppløseligheten av såpen og begrense uønskede sidereaksjoner. According to the prior art, there are also strong limitations with regard to salinity, both to avoid precipitation of soap or reactants for soap, and unwanted side reactions in the reservoir, either with the surface of the formation or in the formation water or injection water. For example, it is strongly recommended to use a monovalent salt (US 3929190, claim 4) to maintain the solubility of the soap and limit unwanted side reactions.
I henhold til de ovennevnte publikasjoner er det videre nødvendig med porsjonsvis vanninjeksjon av de ovenfor indikerte typer, mellom andre typer injeksjon, for å oppnå ønsket teknisk effekt. According to the above-mentioned publications, portionwise water injection of the types indicated above, between other types of injection, is also necessary to achieve the desired technical effect.
Den ovennevnte kjente teknikk medfører såpeforekomst i reservoaret, ved injeksjon av selve såpen eller reaktanter til påfølgende såpedannelse i reservoaret. Den tekniske effekt er begrenset til såpens virkning til redusert grenseflatespenning mellom olje og vann i reservoaret, og derved senket drivende trykk som er nødvendig for å få oljen til å migrere til produksjonsbrønnene. Andre trekk eller sammenhenger er ikke indikert i de ovennevnte publikasjoner. The above-mentioned known technique results in the presence of soap in the reservoir, by injecting the soap itself or reactants for subsequent soap formation in the reservoir. The technical effect is limited to the soap's effect on reduced interfacial tension between oil and water in the reservoir, thereby lowering the driving pressure necessary to make the oil migrate to the production wells. Other features or connections are not indicated in the above publications.
Innen petroleumsindustrien finnes det behov for en fremgangsmåte ved vanninjeksjon for ytterligere å øke utvinningsgraden av olje. Det er særlig behov for en fremgangsmåte som kan utøves kontinuerlig uten avbrudd av andre typer injeksjoner. Det er videre behov for en fremgangsmåte hvorved naftensyre kan benyttes i syreform, hvorved det er mindre rigide krav til injeksjonsvannet som derved for eksempel kan være sjøvann, og hvorved oljen i undergrunnsreservoaret kan være uten vesentlig innhold av syre. Videre er det behov for å kunne benytte naftensyrer i lave konsentrasjoner i reservoaret, og å oppnå tilleggseffekter ut over dem som oppnås med naftensåper, særlig for reservoarer som er vannfuktende. Within the petroleum industry, there is a need for a water injection method to further increase the recovery rate of oil. There is a particular need for a method that can be carried out continuously without interruption by other types of injections. There is also a need for a method by which naphthenic acid can be used in acid form, whereby there are less rigid requirements for the injection water, which can thereby for example be seawater, and whereby the oil in the underground reservoir can be without a significant content of acid. Furthermore, there is a need to be able to use naphthenic acids in low concentrations in the reservoir, and to achieve additional effects beyond those achieved with naphthenic soaps, particularly for reservoirs that are water-wetting.
O ppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention
De ovennevnte behov imøtekommes med den foreliggende oppfinnelse ved at det tilveiebringes en fremgangsmåte for å øke utvinningsgraden av olje fra en oljeholdig undergrunnsformasjon som inneholder naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat i en konsentrasjon på Co i formasjonsvannet, idet konsentrasjonen C0i vannet i den aktuelle formasjon fortrinnsvis er lav og Co er i alle tilfeller mindre enn en maksimalverdi Cmakssom utgjør grensen for teknisk effekt eller metning av den tekniske effekt ved utøvelse av fremgangsmåten, hvilken undergrunnsformasjon er gjennomboret av én eller flere injeksjonsbrønner og én eller flere produksjonsbrønner, hvorved vann som eventuelt er forbehandlet injiseres kontinuerlig eller porsjonsvis i én eller flere av injeksjonsbrøn-nene og olje produseres fra én eller flere av produksjonslønnene. Fremgangsmåten er særpreget ved at det i injeksjonsvannet innblandes naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt i en mengde som gir en konsentrasjon av naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent i injeksjonsvannet i området fra større enn Co til den største verdi valgt blant løselighetsgrensen av naftensyre eller nevnte ekvivalenter i injeksjonsvannet og den maksimale mengde naftensyre eller nevnte ekvivalenter som lar seg emulgere i injeksjonsvannet, fortrinnsvis slik at det benyttes naftensyre eller ekvivalent i lav konsentrasjon i formasjonsvannet. The above-mentioned needs are met with the present invention by providing a method for increasing the recovery rate of oil from an oil-bearing underground formation that contains naphthenic acid or stoichiometrically equivalent naphthenate in a concentration of Co in the formation water, the concentration of C0 in the water in the relevant formation being preferably low and Co is in all cases less than a maximum value Cmax which constitutes the limit for technical effect or saturation of the technical effect when carrying out the method, which subsoil formation is pierced by one or more injection wells and one or more production wells, whereby water that may have been pre-treated is continuously injected or in portions in one or more of the injection wells and oil is produced from one or more of the production wages. The method is characterized by the fact that naphthenic acid or stoichiometric equivalent naphthenate or naphthenic acid-lye extract is mixed into the injection water in an amount that gives a concentration of naphthenic acid or stoichiometric equivalent in the injection water in the range from greater than Co to the largest value selected from the solubility limit of naphthenic acid or said equivalents in the injection water and the maximum amount of naphthenic acid or said equivalents that can be emulsified in the injection water, preferably so that naphthenic acid or an equivalent is used in low concentration in the formation water.
Med den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes også et anlegg for utøvelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, hvor anlegget omfatter minst en vanninjeksjonspumpe, vanninjeksjonsrør og en kilde til injeksjonsvann, tilknyttet minst en vanninjek-sjonsbrønn, idet anlegget er særpreget ved at det omfatter minst en tilknyttet tank som inneholder naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt for dosering derav i injeksjonsvannet, idet doseringen ved hjelp av integrerte måle- og kontrollinnretninger kan styres til en forutbestemt støkiometrisk ekvivalent konsentrasjon av naftensyre i injeksjonsvannet i området fra større enn Co til den største verdi valgt blant løselighetsgrensen av naftensyre eller nevnte ekvivalenter i injeksjonsvannet og den maksimale mengde naftensyre eller nevnte ekvivalenter i emulsjon i injeksjonsvannet. The present invention also provides a facility for carrying out the method according to the invention, where the facility comprises at least one water injection pump, water injection pipe and a source of injection water, associated with at least one water injection well, the facility being characterized by the fact that it comprises at least one associated tank containing naphthenic acid or stoichiometrically equivalent naphthenate or naphthenic acid-lye extract for dosing thereof in the injection water, the dosage can be controlled by means of integrated measuring and control devices to a predetermined stoichiometrically equivalent concentration of naphthenic acid in the injection water in the range from greater than Co to the largest value selected from the solubility limit of naphthenic acid or said equivalents in the injection water and the maximum amount of naphthenic acid or said equivalents in emulsion in the injection water.
Med oppfinnelsen tilveiebringes også et mellomprodukt i form av et konsentrat for anvendelse med anlegget ifølge oppfinnelsen og utøvelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, særpreget ved at det inneholder naftensyre-lutekstrakt i konsentrert form, idet konsentratet er naftensyre-lutekstrakt fra Statoil Mongstad-raffineriet. The invention also provides an intermediate product in the form of a concentrate for use with the plant according to the invention and practicing the method according to the invention, characterized by the fact that it contains naphthenic acid-lye extract in concentrated form, the concentrate being naphthenic acid-lye extract from the Statoil Mongstad refinery.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen Detailed description of the invention
Med den foreliggende oppfinnelse foreligger naftensyrene i injeksjonsvannet i form av kjemisk løste syrer eller løste syrer i form av naftenater, eller som naftensyre-lutekstrakt. Det er klart fordelaktig om naftensyrene, naftenatet eller naftensyre-lutekstraktet foreligger løst i injeksjonsvannet, men det kan også være anvendbart å ha nevnte bestanddeler i form av dråper i en emulsjon i injeksjonsvannet, selv om en slik emulsjon ikke er foretrukket. Løsning i vann er foretrukket fordi det derved oppnås best distribusjon i undergrunnsformasjonen og derved bedre teknisk effekt. Naftensyren må ikke foreligge i form av bevisst nøytraliserte syrer eller såpeforbindelser i injeksjonsvannet, selv om en viss nøytralisering eller såpedannelse kan finne sted ved innblanding av naftensyre i injeksjonsvannet, avhengig av vannkjemien. Konsentrasjonen av naftensyrer eller nevnte støkiometriske ekvivalenter kan fortrinnsvis være betydelig lavere enn såpekonsentrasjonene som benyttes i henhold til kjent teknikk eller kaustikumkonsentra-sjonene i henhold til kjent teknikk. Videre er injeksjonsvannet i henhold til den foreliggende oppfinnelse ikke påkrevd å være sterkt basisk, og det er heller ikke spesielle krav med hensyn til salinitet i injeksjonsvannet, med et mulig unntak for (bløtt) ferskvann (eksempelvis i Iran), hvor det avhengig av vannets bufferkapasitet og pH kan tenkes å være fordelaktig med tilsats av kalsiumsalter eller andre toverdige salter. Det er kun ved anvendelse av ferskvann som injeksjons vann det antas å være relevant med en eventuell forbehandling av vannet slik det er indikert ovenfor. Det kan eventuelt være aktuelt å forbehandle vann for å påvirke emulgeringsevnen eller løseligheten av naftensyre. Det kan fordelaktig gjøres bruk av sjøvann eller produsert vann som injeksjonsvann, hvorved ingen forbehandling av de ovennevnte typer anses nødvendig. With the present invention, the naphthenic acids are present in the injection water in the form of chemically dissolved acids or dissolved acids in the form of naphthenates, or as naphthenic acid-lye extract. It is clearly advantageous if the naphthenic acids, the naphthenate or the naphthenic acid-lye extract are present dissolved in the injection water, but it may also be applicable to have said components in the form of droplets in an emulsion in the injection water, even if such an emulsion is not preferred. Solution in water is preferred because it achieves the best distribution in the subsoil formation and thus better technical effect. The naphthenic acid must not be present in the form of deliberately neutralized acids or soapy compounds in the injection water, although some neutralization or soap formation may take place when naphthenic acid is mixed into the injection water, depending on the water chemistry. The concentration of naphthenic acids or said stoichiometric equivalents can preferably be significantly lower than the soap concentrations used according to known technology or the caustic concentrations according to known technology. Furthermore, according to the present invention, the injection water is not required to be strongly alkaline, nor are there special requirements with regard to salinity in the injection water, with a possible exception for (soft) fresh water (for example in Iran), where depending on the water's buffer capacity and pH can be thought to be advantageous with the addition of calcium salts or other divalent salts. It is only when fresh water is used as injection water that any pre-treatment of the water as indicated above is considered to be relevant. It may be relevant to pre-treat water to affect the emulsifying ability or solubility of naphthenic acid. Seawater or produced water can advantageously be used as injection water, whereby no pre-treatment of the above types is deemed necessary.
Til forskjell fra den nærmeste kjente teknikk kan den foreliggende oppfinnelse utøves kontinuerlig. In contrast to the nearest known technique, the present invention can be practiced continuously.
I en foretrukken utførelsesform omfatter fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse at det i injeksjonsvannet innblandes naftensyre eller støkiometrisk ekvivalent naftenat eller naftensyre-lutekstrakt i en mengde som gir en støkiometrisk ekvivalent konsentrasjon av naftensyre i injeksjonsvannet i området fra Co + 2 ppm. til Co + 200 ppm., mest foretrukket slik at den støkiometrisk ekvivalente konsentrasjon av naftensyre i vannfasen som foreligger i undergrunnsformasjonen blir omtrent 45 ppm.. Den optimale og derved mest foretrukne utførelsesform kan variere avhengig av mengden naftensyre opprinnelig i reservoaret, og ulike tekniske og økonomiske forhold, hvilke må vurderes av fagpersonen på forøvrig konvensjonelt vis i hvert enkelt tilfelle. In a preferred embodiment, the method according to the present invention comprises mixing naphthenic acid or stoichiometrically equivalent naphthenate or naphthenic acid-lye extract into the injection water in an amount which gives a stoichiometrically equivalent concentration of naphthenic acid in the injection water in the range from Co + 2 ppm. to Co + 200 ppm., most preferably so that the stoichiometrically equivalent concentration of naphthenic acid in the water phase present in the underground formation is approximately 45 ppm.. The optimal and therefore most preferred embodiment may vary depending on the amount of naphthenic acid originally in the reservoir, and various technical and financial conditions, which must be assessed by the professional in a conventional manner in each individual case.
Naftensyrene behøver ikke nødvendigvis foreligge i forsuret tilstand før innblanding i injeksjonsvannet. Hvis naftensyre tilveiebringes ved basisk ekstraksjon fra råolje eller et destillasjonskutt (eksempelvis kerosin eller gassolje), kan det være fordelaktig å benytte lutekstraktet direkte i injeksjonsvannet, hvilket er ment å tolkes som en del av den foreliggende oppfinnelse. Med naftensyre menes det derfor naftensyrer, naftenater og naftensyre-lutekstrakt (mellomprodukt ved fremstilling av naftensyre), og eventuelle andre høyere mettede fettsyrer fremstilt på samme måte som naftensyrene. Naftensyre-lutekstrakt fra Statoils raffineri på Mongstad, i Norge, anses som særlig fordelaktig på grunn av god tilgjengelighet og gunstig sammensetning med høy andel av lettere naftensyrer. The naphthenic acids do not necessarily need to be in an acidified state before mixing in the injection water. If naphthenic acid is provided by basic extraction from crude oil or a distillation cut (for example kerosene or gas oil), it may be advantageous to use the lye extract directly in the injection water, which is intended to be interpreted as part of the present invention. By naphthenic acid is therefore meant naphthenic acids, naphthenates and naphthenic acid-lye extract (intermediate product in the production of naphthenic acid), and any other higher saturated fatty acids produced in the same way as the naphthenic acids. Naphthenic acid lye extract from Statoil's refinery at Mongstad, in Norway, is considered particularly advantageous due to its good availability and favorable composition with a high proportion of lighter naphthenic acids.
Med konsentrasjon av naftensyre i injeksjonsvannet menes i denne sammenheng volumdeler naftensyre, naftenat eller støkiometrisk tilsvarende mengde lutekstrakt i injeksjonsvannet. Vanligvis betegnes konsentrasjonen i deler per million, ppm., målt etter volum. In this context, the concentration of naphthenic acid in the injection water means parts by volume of naphthenic acid, naphthenate or a stoichiometrically equivalent amount of lye extract in the injection water. Usually, the concentration is expressed in parts per million, ppm., measured by volume.
Co er naftensyrekonsentrasjonen målt i formasjonsvannet, hvilken antas å ha sammenheng med naftensyrekonsentrasjonen i oljen, innstilt over lang tid. Avhengig av sammenhengen mellom naftensyrekonsentrasjonen i oljen og naftensyrekonsentrasjonen i formasjonsvannet, er det mulig å formulere tilsvarende betingelser for naftensyrekonsentrasjonen i oljen som dem satt opp for naftensyrekonsentrasjonen i formasjonsvannet. Slike alternative betingelser er ment omfattet av oppfinnelsen, og det antas at fagpersoner kan finne slike alternative betingelser i hvert enkelt tilfelle uten å fravike fra oppfinnelsens særpreg. Med Co menes følgelig naftensyrekonsentrasjonen i formasjonsvannet eller den korresponderende naftensyrekonsentrasjon i oljen. Co is the naphthenic acid concentration measured in the formation water, which is assumed to be related to the naphthenic acid concentration in the oil, set over a long period of time. Depending on the relationship between the naphthenic acid concentration in the oil and the naphthenic acid concentration in the formation water, it is possible to formulate similar conditions for the naphthenic acid concentration in the oil as they set up for the naphthenic acid concentration in the formation water. Such alternative conditions are intended to be covered by the invention, and it is assumed that professionals can find such alternative conditions in each individual case without deviating from the distinctive features of the invention. Consequently, Co means the naphthenic acid concentration in the formation water or the corresponding naphthenic acid concentration in the oil.
Co er fortrinnsvis lavest mulig fordi oppfinnelsen har størst teknisk effekt i reservoarer der oljen og formasjonsvannet naturlig inneholder lite eller ingen syre, hvilket betyr at Co har en lav verdi eller er lik null. Dette synes å svare til forholdene i vannfuktende reservoarer, eksempelvis i vannfuktende karbonatreservoarer og Statfjord-formasjonen på Statfjordfeltet på norsk sokkel i Nordsjøen. Co is preferably as low as possible because the invention has the greatest technical effect in reservoirs where the oil and formation water naturally contain little or no acid, which means that Co has a low value or is equal to zero. This seems to correspond to the conditions in water-wetting reservoirs, for example in water-wetting carbonate reservoirs and the Statfjord formation on the Statfjord field on the Norwegian shelf in the North Sea.
Cmakser den konsentrasjon av naftensyre i formasjonsvannet hvorved oppfinnelsen ikke lenger har teknisk effekt med hensyn til fuktning, eller nevnte tekniske effekt er mettet. Cmaxes the concentration of naphthenic acid in the formation water whereby the invention no longer has a technical effect with regard to wetting, or said technical effect is saturated.
Den foreliggende oppfinnelse har teknisk virkning både med hensyn til endring av fukteegenskapene i reservoaret og grenseflatespenningen. The present invention has a technical effect both with regard to changing the wetting properties in the reservoir and the interfacial tension.
Uten ønske om å være bundet på noen måte antas det at fukteegenskapene endres som følger: Naftensyrene binder seg til reservoarbergarten. Dette kan foregå direkte, eksempelvis i karbonatreservoarer, eller indirekte via et minst toverdig kation slik som Ca<2+>, med en positiv ladning forbundet mot bergarten og den andre mot naftensyren. I det sistnevnte tilfelle er en salinitet tilsvarende naftensyreinnholdet i injeksjonsvannet nødvendig. Den nødvendige salinitet antas å være tilstede ved bruk av sjøvann og produsert vann som injeksjonsvann, mens ferskvann kan fordre salttilførsel. Laget av naftensyre som derved festes til reservoarbergarten er i seg selv oljefuktende. Derved kan olje og vann strømme i henholdsvis sammenhengende olje- og vannfilmer, og det kan oppnås økt utvinningsgrad av olje. Without wishing to be bound in any way, it is assumed that the wetting properties change as follows: The naphthenic acids bind to the reservoir rock. This can take place directly, for example in carbonate reservoirs, or indirectly via an at least divalent cation such as Ca<2+>, with one positive charge connected to the rock and the other to the naphthenic acid. In the latter case, a salinity corresponding to the naphthenic acid content in the injection water is necessary. The necessary salinity is assumed to be present when seawater and produced water are used as injection water, while fresh water may require a salt supply. The layer of naphthenic acid that is thereby attached to the reservoir rock is in itself oil-wetting. Thereby, oil and water can flow in respective continuous oil and water films, and an increased recovery rate of oil can be achieved.
Uten ønske om å være bundet på noen måte antas det at grenseflatespenningen endres ved såpevirkningen av naftensyrene, hvorved grenseflatespenningen senkes og trykket som er nødvendig for at oljen skal trenge ut gjennom reservoaret senkes. Without wishing to be bound in any way, it is believed that the interfacial tension is changed by the soaping action of the naphthenic acids, whereby the interfacial tension is lowered and the pressure necessary for the oil to penetrate through the reservoir is lowered.
Uten ønske om å være bundet på noen måte antas det at fuktningsendringen er den vesentligste tekniske virkning med oppfinnelsen, og at såpevirkningen er en tilleggs-virkning. I reservoarer med høyt syreinnhold antas det imidlertid at fuktevirkningen vil avta, og falle bort ved en konsentrasjon på Cmaksav naftensyrer i formasjonsvannet (eller tilsvarende målt mot syreinnholdet i oljefasen). Det antas at Cn,^må bestemmes i hvert enkelt tilfelle, det vil si for hvert enkelt reservoar, ved forsøk som antas å være innenfor fagpersoners kompetanse. Without wishing to be bound in any way, it is assumed that the wetting change is the most significant technical effect of the invention, and that the soap effect is an additional effect. In reservoirs with a high acid content, however, it is assumed that the wetting effect will decrease, and disappear at a concentration of Cmaxav naphthenic acids in the formation water (or equivalent measured against the acid content in the oil phase). It is assumed that Cn,^ must be determined in each individual case, i.e. for each individual reservoir, by experiments which are assumed to be within the competence of professionals.
Eksempler Examples
Det er utført flømmingsforsøk som illustrerer oppfinnelsens tekniske effekt. En Bentheimer kjerneprøve ble mettet med væske av en type slik det er ført opp i tabellen nedenfor i kolonnen "fortrengt væske" for hver flømming, og fortrengt volum er ført inn i tabellen for hver flømming. Det ble gjort bruk av lampeolje for å unngå endrede egen-skaper for oljen på grunn av aldring/oksidasjon. Konsentrasjonen av naftensyrer var 45 ppm. Det viste seg at fortrengt mengde olje økte med ca. 10 % ved å fortrenge med sjøvann tilsatt naftensyre, i forhold til sjøvann uten naftensyre. Flow tests have been carried out to illustrate the technical effect of the invention. A Bentheimer core sample was saturated with liquid of a type as listed in the table below in the "displaced liquid" column for each flooding, and displaced volume is entered in the table for each flooding. Lamp oil was used to avoid changing properties of the oil due to ageing/oxidation. The concentration of naphthenic acids was 45 ppm. It turned out that the amount of oil displaced increased by approx. 10% by displacing seawater with added naphthenic acid, compared to seawater without naphthenic acid.
Med den foreliggende oppfinnelse er det funnet resultater som indikerer en økt oljeutvinningsgrad på 10 % i forhold til kjent teknikk. With the present invention, results have been found that indicate an increased oil recovery rate of 10% compared to known technology.
Claims (5)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20020500A NO316698B1 (en) | 2002-01-31 | 2002-01-31 | Procedure for Oct Oil Recovery |
| PCT/NO2003/000016 WO2003064815A1 (en) | 2002-01-31 | 2003-01-20 | Method for increased oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20020500A NO316698B1 (en) | 2002-01-31 | 2002-01-31 | Procedure for Oct Oil Recovery |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20020500D0 NO20020500D0 (en) | 2002-01-31 |
| NO20020500L NO20020500L (en) | 2003-08-01 |
| NO316698B1 true NO316698B1 (en) | 2004-04-05 |
Family
ID=19913274
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20020500A NO316698B1 (en) | 2002-01-31 | 2002-01-31 | Procedure for Oct Oil Recovery |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO316698B1 (en) |
| WO (1) | WO2003064815A1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102643636B (en) * | 2012-04-10 | 2013-08-21 | 中国海洋石油总公司 | Auxiliary enhancement chemical agent for oil extraction with heat |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3174542A (en) * | 1960-03-25 | 1965-03-23 | Shell Oil Co | Secondary recovery method |
| DE3042072A1 (en) * | 1980-11-07 | 1982-07-22 | Vsesojuznyj neftegazovyj naučno-issledovatel'skij institut, Moskva | Enhanced oil recovery by injecting emulsifying mixt. - of heat carrier, long chain carboxylic acid, and excess alkali |
-
2002
- 2002-01-31 NO NO20020500A patent/NO316698B1/en not_active IP Right Cessation
-
2003
- 2003-01-20 WO PCT/NO2003/000016 patent/WO2003064815A1/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20020500L (en) | 2003-08-01 |
| NO20020500D0 (en) | 2002-01-31 |
| WO2003064815A1 (en) | 2003-08-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Pal et al. | Review of surfactant-assisted chemical enhanced oil recovery for carbonate reservoirs: challenges and future perspectives | |
| RU2548266C2 (en) | Method of heavy oil extraction from underground field | |
| US9840657B2 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| US3811505A (en) | Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium | |
| Raney et al. | Surface and subsurface requirements for successful implementation of offshore chemical enhanced oil recovery | |
| US10717921B2 (en) | Co-surfactant foam-forming composition for enhanced oil recovery | |
| NO744342L (en) | ||
| NO337258B1 (en) | Method for completing an interval of an unlined borehole | |
| NO177198B (en) | Method for improving the control of the mobility of fluids in a substantially oil-free zone of an underground formation | |
| NO830762L (en) | PROCEDURE FOR THE PREPARATION OF WATER SURFACTANT SYSTEMS FOR USE IN OIL EXTRACTION | |
| NO343229B1 (en) | Procedure for removing invert emulsion and filter cake particles. | |
| EA029752B1 (en) | Oil recovery method | |
| EP3556823A1 (en) | Method of slickwater fracturing | |
| CN109790450A (en) | Sulfosuccinate surfactant composition and the method for using it | |
| NO744505L (en) | ||
| NO164676B (en) | PROCEDURE FOR THE EXTRACTION OF OIL FROM RESERVERS | |
| US4159037A (en) | High conformance oil recovery process | |
| NO316698B1 (en) | Procedure for Oct Oil Recovery | |
| NO125202B (en) | ||
| US4192382A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| US4187185A (en) | Oil recovery process using oxyalkylated additives | |
| NO830760L (en) | PROCEDURE FOR EXPLORING APPROXIMATELY EMULSION-FREE OIL FROM AN UNDERGROUND RESERVE | |
| NO744339L (en) | ||
| WO2021041903A1 (en) | Alkaline water flooding processes for enhanced oil recovery in carbonates | |
| NO155897B (en) | PROCEDURE FOR THE EXTRACTION OF OIL FROM AN UNDERGROUND RESERVE. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL ASA, NO |
|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL PETROLEUM AS, NO |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |