NO328338B1 - Vann-i-olje-mikroemulsjoner som er nyttige for oljefelt- og gassfeltanvendelser og fremgangsmater for anvendelse av slike - Google Patents

Vann-i-olje-mikroemulsjoner som er nyttige for oljefelt- og gassfeltanvendelser og fremgangsmater for anvendelse av slike Download PDF

Info

Publication number
NO328338B1
NO328338B1 NO20016343A NO20016343A NO328338B1 NO 328338 B1 NO328338 B1 NO 328338B1 NO 20016343 A NO20016343 A NO 20016343A NO 20016343 A NO20016343 A NO 20016343A NO 328338 B1 NO328338 B1 NO 328338B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
oil
water
microemulsion
range
surfactant
Prior art date
Application number
NO20016343A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20016343D0 (no
NO20016343L (no
Inventor
Ian Ralph Collins
Isabelle Vervoort
Original Assignee
Bp Exploration Operating
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Bp Exploration Operating filed Critical Bp Exploration Operating
Publication of NO20016343D0 publication Critical patent/NO20016343D0/no
Publication of NO20016343L publication Critical patent/NO20016343L/no
Publication of NO328338B1 publication Critical patent/NO328338B1/no

Links

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
    • C09K8/82—Oil-based compositions
    • 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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions
    • 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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/902—Controlled release agent

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Cosmetics (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Soft Magnetic Materials (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører vann-i-olje mikroemulsjoner og spesielt fremgangmåte og anvendelse av vann-i-olje mikroemulsjoner for anbringelse på plass av vannoppløselige, eller vanndispergerbare, oljefelt- eller gassfelt-produksj onskj emikalier.
Blant olj efeltkj emikalier er avleiringsinhibitorer som benyttes i produksjonsbrønner for å stoppe avleiring i bergartformasjonen og/eller i produksjonsledningene i brønnen og ved overflaten. Avleiring forårsaker ikke bare en begrensning av porestørrelsen i bergartformasjonsmatrisen (også kjent som "formasjonsskade"), og således reduksjon i olje- og/eller gassproduksjonsraten, men også blokkering av rør og rørledningsutstyr under overflateprosessering. For å overvinne dette blir produksjonsbrønnen utsatt for en såkalt "innestegnings" ("shut-in")-behandling hvorved en vandig sammensetning innbefattende en avleiringsinhibitor på konvensjonell måte injiseres i produksjons-brønnen, vanligvis under et trykk, og trykkes ("squeezes") inn i formasjonen og holdes der. I denne squeeze-prosedyren blir avleiringsinhibitor injisert flere fot radielt inn i produksjonsbrønnen der den holdes tilbake ved adsorpsjon og/eller dannelse av et tungt oppløselig bunnfall. Inhibitoren utlutes langsomt inn i det produserte vannet over en tidsperiode, og beskytter brønnen overfor avleiringsavsetning. "Shut-in"-behandlingen må foretas regelmessig. For eksempel en eller flere ganger om året i det minste dersom høye produksjonsrater skal opprettholdes og utgjør borestanstiden ("down time") når ingen produksjon finner sted. I løpet av året blir det en reduksjon i total produksjon tilsvarende antallet av borestanser under squeeze/innestegningsoperasjonen, samt redusert produksjon etter hvert som avleiringsproblemet bygger seg opp. I noen tilfeller blir imidlertid avleiringsinhibitoren tilbakeholdt på dårlig måte inne i reservoar-bergartmatrisen, og man opplever korte squeeze-levetider. Nettoresultatet i disse tilfellene er hyppige brønnintervensjoner, hvilket har innvirkning på både brønn-produktivitet og feltlønnsomhet. Det er også mulig å "squeeze" korrosjonsinhibitorer for å beskytte produksjonsrøret i brønnhullet mot korrosjon, eller asfaltteninhibitorer for å bekjempe utfelling av asfaltener i bergartformasjonen og i produksjonsrøret. Det ville derfor være ønskelig å tilveiebringe en forbedret fremgangsmåte for anbringelse på plass av disse inhibitorene.
US 5,186,257 vedrører vannløselige polymerer omfattende N-vinylamid slik som et N-vinyllaktam, som er nyttig i prosesser der polymeren innføres i et underjordisk brønnhull.
US 4,741,399 beskriver en fremgangsmåte for å gjenvinne olje fra en underjordisk formasjon med en vertikal tykkelse på minst 12 m (40 fot) anvendende minst én injeksjonsbrønn og minst én produksjonsbrønn plassert i avstand fra injeksjonsbrønnen. Fremgangsmåten omfatter de etterfølgende trinnene av (1) injisere en overflateaktiv væske i den nedre 50-75% vertikale tykkelsen av oljekolonnen, (2) injisere en væske av en mobilitetskontrollpolymer i den øvre 50-75% delen av den vertikale tykkelsen av oljekolonnen, (3) injisere en drivfluid gjennom hovedsakelig 100% av den vertikale tykkelsen av oljekolonnen, og (4) gjenvinne olje fra produksjonsbrønnen.
US 4,681,912 vedrører inverse mikromatrisker av vannløselige kopolymerer fremstilt ved kopolymerisering innen en invers mikroemulsjon oppnådd ved å sammenblande en vandig fase inneholdende de hydroløselige monomerene for å bli kopolymerisert, en organisk fase og et ikke-ionisk overflateaktivt middel eller blanding av ikke-ioniske overflatiske midler, hvis HLB varierer fra 8 til 11.
US 4,012,329 vedrører et olje-eksternt mikroemulsjonsborefluid med et bredt område for toleranse for saltinnhold, med god gelstyrke og lave fluidtapkarakteristikker.
US 3,688,852, US 3,670,816 og US 3,254,714 beskriver anvendelsen av mikroemulsjoner i fortrenging av olje fra reservoarer.
Det har i foreliggende sammenheng nå blitt oppdaget et middel for en fremgangsmåte for økning av effektiviteten til oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalier, spesielt avleiringsinhibitorer, slik at det sørges for en nedgang i hyppigheten av squeeze/innestegningsoperasjoner og en økning av olje/gassproduksjonsraten.
Foreliggende oppfinnelse angår en vann-i-olje mikroemulsjon, særpreget ved at den innbefatter (a) en oljefase, (b) en vandig fase innbefattende en vandig oppløsning av et vannoppløselig oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie eller en vandig dispersjon av et vanndispergerbart oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie, og (c) minst to overflateaktive midler valgt fra anioniske overflateaktive midler og ikke-ioniske overflateaktive midler hvor oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikaliet er en inhibitor av (i) korrosjon, (ii) avleiring, (iii) gasshydratdannelse, (iv) voksavsetning eller (v) asfaltenavsetning eller et hydrogensulfid-fjerningsmiddel eller voksdispergeringsmiddel og hvori den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper som har en diameter i området 1 til 1 000 nm eller i form av mikroområder som har minst en lengde-, bredde-eller tykkelsesdimensjon i området 1 til 1 000 nm.
En fordel med bruk av en vann-is-olje mikroemulsjon for anbringelse på plass av vannoppløselige eller vanndispergerbare oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalier i motsetning til anvendelse av en konvensjonell vandig sammensetning av produksjonskjemikalie, er at mengden av vann som pumpes inn i reservoaret minimaliseres. Dette er viktig for brønner som inneholder lave nivåer av vann (mindre enn 1% vann) fordi injisering av vann i brønnen reduserer oljens relative permeabilitet og øker vannets relative permeabilitet. Inntil mengden av vann i formasjonen nær brønnhullet er redusert til nivåer forut for squeezing vil brønnens produktivitet være lavere enn dens produktivitet forut for squeezing. Bruken av mikroemulsjon som har en kontinuerlig oljefase har også fordeler for vannsensitive olje- eller gassreservoarer. I et vannsensitivt olje- eller gassreservoar kan leirer svelle i nærvær av vann og/eller vann kan bli innesperret, og derved hindre eller redusere oljestrøm. Videre, redusering av mengden av vann som pumpes inn i et reservoar som har en sandsten-bergartformasjon minimaliserer produksjonen av sand hvilket forekommer når vann oppløser karbonatsementene som konsoliderer sandstenen. En ytterligere fordel med anbringelse på plass av et produksjonskjemikalie ved bruk av en vann-i-olje-emulsjon, er at vandige oppløsninger av visse produksjonskj emikalier (for eksempel avleiringsinhibitorer) er temmelige sure og kan øke karbonatsementenes oppløsningshastighet. Ved innkapsling av slike sure vandige oppløsninger i en olje, kan skade på formasjonen nær brønnhullet elimineres, eller i det minste nedsettes. Noen brønner er også dårlig trykkunderstøttet (lavt reservoartrykk) og er ikke i stand til å "løfte" en kolonne av vann ut av brønnen. Konvensjonelt blir nitrogengassløfting benyttet for å heve vannkolonnen, men dette kan bli meget kostbart. Ved anvendelse av en vann-i-olje emulsjon som har en oljefase som er mindre tett enn vann, kan en kolonne av mikroemulsjonen løftes ut av brønnen ved et lavere trykk enn det som er nødvendig for en vannkolonne. Den mest betydelige fordel er at anbringelse på plass av et produksjonskjemikalie som befinner seg i en vann-i-olje mikroemulsjon øker produksjonskjemikaliets effektivitet ved å redusere antall squeezing- og innestegningsoperasjoner. Dette er fordi "innkapsling" eller beskyttelse av oljefeltkjemikaliet inne i den kontinuerlige oljefasen plasserer produksjonskj emikaliet dypere inn i bergartformasjonen (nær brønnhullområdet), og mikroemulsjonens lave grenseflatespenning virker til å fjerne olje fra den porøse bergartformasjonens overflater. Derved eksponeres mer overflateareal og hvilket produksjonskjemikalie kan absorberes eller utfelles.
Mikroemulsjoner generelt er kjent, se for eksempel "Microemulsions", utgiver I. D. Robb, Plenum Press, New York, 1982, og det vises til denne referansen med henblikk på detaljer. De adskiller seg fra vanlige emulsjoner ved at de har dråper av meget liten størrelse, eller har mikroområder som har minst en lengde-, bredde- eller tykkelsesdimensjon av meget liten størrelse. Mikroemulsjonene synes således klare for det blotte øye, eller endog det optiske mikroskop, sammenlignet med de større dråpene (større enn 1 000 nm i diameter) til konvensjonelle uklare emulsjoner.
Når den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper, så har dråpene fortrinnsvis en gjennomsnittlig diameter i området 10 til 500 nm, mer foretrukket 50 til 250 nm. Dråpestørrelsesfordelingen er generelt slik at minst 90% av diametrene er innenfor 20%, eller spesielt 10% av den gjennomsnittlige diameteren. Mikroemulsj onene er transparente for øyet, og er tilsynelatende isotropiske.
Når den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av mikroområdet, så har mikroområdene fortrinnsvis minst en lengde-, bredde- eller tykkelsesdimensjon i området 10 til 500 nm, mer foretrukket 50 til 250 nm.
Oljefasen er i det vesentlige en hvilken som helst væske som er ublandbar med den vandige fasen. Oljefasen kan for eksempel velges fra gruppen bestående av flytende alkaner (fortrinnsvis C5 til C20 alkaner, mer foretrukket Cg til Ci5 alkaner, mest foretrukket C9 til C12 alkaner, for eksempel n-nonan, n-dekan og n-undekan), flytende alkylhalogenider (for eksempel karbontetraklorid eller diklormetan) og flytende aromatiske hydrokarboner (for eksempel toluen og xylen). Oljefasen kan også være en parafinolje, en naturlig olje, diesel, kerosin, gassolje, råolje, basisolje, flytende karbondioksid, flytende klorfluorkarboner slik som CCI2F2, CHCI2F og CH3CCIF2 (kjent som freoner), tetrahydrofuran, dimetylformamid og dimetylsulfoksid.
Den vandige fasen i mikroemulsjonen kan innbefatte ferskvann, ledningsvann, elvevann, sjøvann, produsert vann eller formasjonsvann. Den vandige fasen kan ha en total saltholdighet på 0-250 g/l, for eksempel 5-50 g/l. Den vandige fasen kan ha en pH på 0.5-9. Når den vandige fasen innbefatter en sjøvannoppløsning av et sterkt surt produksjonskjemikalie slik som for eksempel en avleiringsinhibitor, så har den vandige fasen vanligvis en sterkt sur pH på 0.1-1.1 slike tilfeller kan det være nødvendig å nøytralisere den vandige fasens surhet ved anvendelse av ammoniumhydroksid, eller et alkalimetallhydroksid, spesielt natriumhydroksid, kaliumhydroksid eller litium-hydroksid, for å bringe formasjonens pH til innenfor et foretrukket området fra 2-6. Den vandige fasen blir fortrinnsvis nøytralisert før den blandes med den organiske fasen, og overflateaktivt middel for dannelse av mikroemulsjonen.
Den vandige fasen kan innbefatte et vannblandbart oppløsningsmiddel slik som metanol, etanol, n-propanol, iso-propanol, n-butanol, iso-butanol, tert-butanol, butyl monoglykoleter, butyl diglykoleter, butyl triglykoleter, etylen glykol mono butyleter og etylenglykol. Uten ønske om å være bundet av noen teori, antas det at tilstedeværelsen av et vannblandbart oppløsningsmiddel i den vandige fasen, stabiliserer mikroemulsjonen slik at mindre overflateaktivt middel er nødvendig for dannelse av en stabil mikroemulsjon. Mengden av vannblandbart oppløsningsmiddel, som kan være tilstede i den vandige fasen, er i området 0,5 til 50 vekt-%, fortrinnsvis 5 til 30 vekt-% basert på totalvekten av vann og vannblandbart oppløsningsmiddel.
Volumfraksjonen av den vandige fasen i mikroemulsjonen er generelt i området fra 1 til 50%, fortrinnsvis 10 til 40%, mer foretrukket 23 til 30%.
Mikroemulsjonen innbefatter fortrinnsvis minst to overflateaktive midler, mer foretrukket to overflateaktive midler. Det overflateaktive midlet (midlene) kan hensiktsmessig være et anionisk overflateaktivt middel, eller et ikke-ionisk overflateaktivt middel. Dvs. et overflateaktivt middel som har henholdsvis anioniske og ikke-ioniske hodegrupper. Eksempler på anioniske hodegrupper inkluderer sulfosuksinat-, sulfat-, fosfat- og sulfonatgrupper. Egnede motioner til de anioniske hodegruppene inkluderer natrium-, kalium- og ammoniumkationer. Egnede ikke-ioniske hodegrupper inkluderer alkoksylatgrupper. Det overflateaktive midlet (midlene) kan typisk ha en eller flere hydrokarbyl-halegrupper, for eksempel 1 til 3 hydrokarbyl-halegrupper. Hydrokarbyl-halegruppen(e) kan være en halogenert hydrokarbylgruppe slik som en fluorert hydrokarbongruppe. Generelt er hydrokarbyl-halegruppen en alkylgruppe med en kjedelengde på minst 5 karbonatomer, fortrinnsvis minst 8 karbonatomer. Hydrokarbyl-halegruppen er fortrinnsvis en alkylgruppe som har en kjedelengde fra 5 til 18 karbonatomer, mer foretrukket 8 til 16 karbonatomer, mest foretrukket 10 til 14 karbonatomer, for eksempel 12 karbonatomer.
Eksempler på egnede anioniske overflateaktive midler inkluderer natrium dioktyl sulfosuksinat, natrium dodecylsulfat, natrium nonylsulfat, natrium decylsulfat, natrium etylheksylfosfat, natirum etylheksyl sulfosuksinat, natrium pentyl sulfosuksinat, natirum heksyl sulfosuksinat, natrium dodecyl fenylsulfonat, natirum dodecyl orthoksylen sulfonat eller natrium dodecyl naftalensulfonat.
De ikke-ioniske overflateaktive midler indkluderer alkyl monofosfatestere og ikke-ioniske overflateaktive midler av formel I:
hvor R<1> er en hydrokarbyl-halegruppe som har de foretrukne trekkene som er beskrevet ovenfor, og n er et helt tall i området 1-8, fortrinnsvis 2-6, for eksempel 2-4.
R'kan være valgt fra gruppen bestående av H, en alkylgruppe, en cykloalkylgruppe og en arylgruppe. R<2> er fortrinnsvis valgt fra gruppen bestående av H, en C1-C4 alkylgruppe, cykloheksyl eller fenyl, mer foretrukket H, metyl eller etyl. R<3-> og R<4->gruppene er uavhengig valgt fra gruppen bestående av H, en C1-C4 alkylgruppe, et halogenid, OH og OR<5> (hvor R<5> er en alkylgruppe, fortrinnsvis en C1-C4 alkylgruppe). R<3-> og R<4->gruppene er fortrinnsvis valgt fra H eller metyl, mer foretrukket H.
Eksempler på egnede overflateaktive midler av formel (I) inkluderer CH3-(CH2)i i-(0-CH2-CH2)3-OH, CH3-(CH2)9-(0-CH2-CH2)3-OH, CH3-(CH2), ,-(0-CH2-CH2)4-OH, CH3-(CH2)n-(0-CH2-CH2)2-OH og CH3-(CH2)i,-(0-CH2-CH2)4-OH, CH3-(CH2),,-(0-CH2-CH2)5-OH.
Det overflateaktive midlet kan også være et ikke-ionisk overflateaktivt middel av formlene II eller III:
hvorRuR2,R3,R4 og n er som definert ovenfor.
Det overflateaktive midlet er hensiktsmessig tilstede i mikroemulsjonen i en mengde varierende fra 1 til 20 vekt-%, fortrinnsvis 2 til 15 vekt-%, f.eks. 5 til 13 vekt-%.
Oljefelt- eller gassfelt-produksjonskjemikalie kan være en inhibitor av: (i) korrosjon, (ii) avleiring, (iii) gasshydratdannelse, (iv) voks- eller (v) asfaltenavsetning; eller, kan være et hydrogensulfid-rensemiddel eller voksdispergeirngsmiddel. Avleiringsinhibitoren er effektiv når det gjelder å stoppe kalsium- og/eller bariumavleiring med terskelmengder i stedet for støkiometriske mengder. Det kan være et vannoppløselig organisk molekyl med minst to karboksylsyre- og/eller fosfonsyre- og/eller sulfonsyregrupper f.eks. 2-30 slike grupper. Avleiringsinhibitoren er fortrinnsvis en oligomer eller en polymer, eller kan være en monomer med minst en hydroksylgruppe og/eller aminonitirgenatom, spesielt en hydroksykarboksylsyre eller hydroksy- eller aminofosfonsyre, eller sulfonsyre. Inibitoren benyttes hovedsaklig for inhibering av kalsium- og/eller bariumavleiring. Eksempler på slike forbindelser som benyttes som inhibitorer er alifatiske fosfonsyrer med 2-50 karboner, slik som hydroksyetyl difosfonsyre, og aminoalkyl fosfonsyrer, f.eks. polyaminometylen fosfonater med 2-10 N-atomer f.eks. hvor hver bærer minst en metylen fosfonsyregruppe; eksempler på sistnevnte er etylendiamin tetra(metylenfosfonat), dietylentriamin penta(metylenfosfonat) og triamin-og tetramin-polymetylen fosfonatene med 2-4 metylengrupper mellom hvert N-atom, idet minst 2 av antallet metylengrupper i hvert fosfonat er forskjellig (f.eks. som beskrevet ytterligere i publisert EP-A-479462, og det vises til denne publikasjonen med henblikk på detaljer). Andre aveleiringsinhibitorer er polykarboksylsyrer slik som akrylsyre, maleinsyre, melkesyre eller vinsyre, og polymere anioniske forbindelser slik som polyvenylsulfonsyre og poly(meth)akrylsyre, eventuelt med minst noen fosfonyl-eller fosfinylgrupper som i fosfinyl polyakrylater. Avleiringsinhibitorene er hensiktsmessig, i det minste delvis, i form av deres alkalimetallsalter som f.eks. natriumsalter.
Eksempler på korrosjonsinhibitorer er forbindelser for inhibering av korrosjon på stål, spesielt under anaerobe betingelser, og kan spesielt være fllmdannere som er i stand til å bli avsatt som en film på en metalloverflate som f.eks. en ståloverflate slik som en rørledningsvegg. Slike forbindelser kan være ikke-kvarterniserte hydrokarbyl N-heterosykliske forbindelser med lang alifatisk kjede, hvor den alifatiske hydrokarbyl-gruppen kan være som definert for den hydrofobe gruppen ovenfor; mono- eller di-etylenisk umettede alifatiske grupper f.eks. med 8-24 karboner slik som oleyl er foretrukket. Den N-heterosykliske gruppen kan ha 1-3 ring-nitrogenatomer med 5-7 ringatomer i hver ring; imidazol- og imidazolinringer er foretrukket. Ringen kan også ha en aminoalkyl- f.eks. 2-aminoetyl eller hydroksyalkyl f.eks. 2-hydroksyetylsubstituent. Oleyl imidazolin kan anvendes.
Gasshydratinhibitoren kan være en fast polar forbindelse, som kan være en polyoksyalkylenforbindelse, alkanolamid, tyrosin eller fenylalanin.
Asfalteninhibitoren kan være en amfoter fettsyre eller et salt av et alkylsuksinat, mens voksinhibitoren kan være en polymer slik som en olefinpolymer som f.eks. polyetylen eller en kopolymerester, f.eks. etylen-vinylacetat-kopolymer, og voksdispergerings-middelet kan være et polyamid. Hydrogensulfid-rensemiddelet kan være et oksidasjons-middel, slik som et uorganisk peroksid, f.eks. natirumperoksid, eller klordioksid, eller et aldehyd f.eks. med 1-10 karboner slik som formaldehyd eller glutaraldehyd eller (met)acrolein.
Mengden av produksjonskjemikaliet som benyttes er i området fra 1-25% vekt/vekt av den vandige fasen, hensiktsmessig fra 5-15% vekt/vekt, fortrinnsvis fra 6-10% vekt/vekt. Innenfor disse områdene vil mengden som benyttes avhengig av typen av kjemikalie som anvendes, og det tilsiktede formål.
Ifølge et annet aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for innføring av et oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie i en bergartformasjon som innbefatter olje- og/eller gass, særpreget ved at fremgangsmåten innbefatter føring av en vann-i-olje mikroemulsjon ned gjennom en produksjonsbrønn og deretter inn i formasjonen, idet mikroemulsjonen innbefatter (a) en oljefase, (b) en vandig fase innbefattende en vandig oppløsning av et vannoppløselig oljefelt- eller gassfelt-produksjonskjemikalie eller en vandig dispersjon av et vanndispergerbart oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie, og (c) minst ett overflateaktivt middel, hvor oljefelt-eller gassfelt-produksjonskjemikaliet er en inhibitor av (i) korrosjon, (ii) avleiring, (iii) gasshydratdannelse, (iv) voksavsetning eller (v) asfaltenavsetning eller et hydrogensulfid-fjerningsmiddel eller voksdispergeringsmiddel og hvori den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper som har en diameter i området 1 til 1 000 nm eller i form av mikroområder som har minst en lengde-, bredde- eller tykkelsesdimensjon i området 1 til 1 000 nm.
Spesielt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å øke effektiviteten til et vannoppløselig eller vanndispergerbart oljefelt- og/éller gassfelt-produksjonskjemikalie ved redusering av antallet av squeezing- og innestegningsoperasjoner som er nødvendig for å øke produksjonsraten fra en oljebrønn eller gassbrønn, særpreget ved at fremgangsmåten innbefatter: A) injisering i en oljebærende eller gassbærende bergartformasjonsmatrise av en vann-i-olje mikroemulsjon innbefattende (a) en oljefase, (b) en vandig fase innbefattende en vandig oppløsning av et vannoppløselig oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie eller en vandig dispersjon av et vanndispergerbart oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie, og (c) minst ett overflateaktivt middel, hvor oljefelt- eller gassfelt-produksjonskj emikaliet er en inhibitor av (i) korrosjon, (ii) avleiring, (iii) gasshydratdannelse, (iv) voksavsetning eller (v) asfaltenavsetning eller et hydrogensulfid-fjerningsmiddel eller voksdispergeringsmiddel og hvori den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper som har en diameter i området 1 til 1 000 nm eller i form av mikroområder som har minst en lengde-, bredde- eller tykkelsesdimensjon i området 1 til 1 000 nm. B) etter injisering av mikroemulsjonen, eventuelt overspyling av den olje- eller gassbærende bergartformasjonen med en olje; og
C) deretter, innestegning av brønnen i en tidsperiode fra 4 til 30 timer.
Det er viktig at mikroemulsjonen er termisk stabil. Det er mulig å komme frem til mikroemulsjoner som er stabile over et bredt temperaturområde f.eks. fra omgivelsestemperatur til temperaturen i produksjonsbrønnen (f.eks. fra 90 til ca 150°C). Det er imidlertid ikke vesentlig at mikroemulsjonen er stabil over hele området fra omgivelsestemperatur til 150°C. Mikroemulsjonen kan f.eks. være stabil mellom omgivelsestemperatur og 70°C, eller mellom 40 og 80°C. Når, i foreliggende oppfinnelse, mikroemulsjonen injiseres under trykk i produksjonsbrønnen så blir produksjonskjemikaliet(ene) i mikroemulsjonen adsorbert av bergartformasjonsmatrisen og holdt der i relativt lange perioder.
Mikroemulsjonen dannes spontant ved forsiktig blanding av den vandige fasen, oljefasen og det overflateaktive midlet i en hvilken som helst rekkefølge; hensiktsmessig blir den vandige fasen innblandet til slutt i en blanding av oljefasen og det overflateaktive middelet. Dersom det fremstilte materiale innledningsvis er blakket så har det ikke blitt dannet en mikroemulsjon, og mindre justeringer av de relative mengdeforhold av bestanddelene eller en endring i typen av overflateaktivt middel eller temperaturendring kan være nødvendig. Mikroemulsjonen kan karakteriseres ved røntgendiffraksjon for å vise tilstedeværelsen av dråpene eller områdene ("domains"). Når den vandige fasen i mikroemulsjonen innbefatter en vandig oppløsning av et vannoppløselig olje- eller gassfelt-produksjonskjemikalie, så er mikroemulsjonen optisk klar. Når den vandige fasen i mikroemulsjonen innbefatter en dispersjon av en vanndispergerbar olje eller gassfelt-produksjonskjemikalie så vil mikroemulsjonen ikke være optisk klar; mikroemulsjonen vil imidlertid ikke ha det blakkede eller melkatige utseende til en konvensjonell emulsjon. Mikroemulsjonens viskositet kan fortrinnsvis være i området 0.4-10, slik som 0.5-5 eps ved en temperatur på 50°C, hvilket gjør at mikroemulsjonen lett kan pumpes ned i brønnen. Mikroemulsjonen kan fremstilles på stedet umiddelbart før bruk, eller kan transporteres som sådan til bruksstedet. I tilfelle for en oljebrønn kan mikroemulsjonen injiseres, hensiktsmessig under trykk, inn i en oljebærende sone, f.eks. bergartformasjonsmatrise, via en produksjonsbrønn, f.eks. ned gjennom løpet. Mikroemulsjonen får deretter være (innestengt, "shut-in") i den oljebærende sonen mens oljeproduksjonen stoppes midlertidig. I løpet av denne prosessen perkolerer den injiserte mikroemulsjonen gjennom den oljebærende sonen under injeksjonstrykket. I innestegningsperioden kommer den injiserte mikroemulsjonen i kontakt med reservoarfluider. Dette er den såkalte "squeezing"-effekten som muliggjør opprettholdelse av oljeutvinning fra slike soner. En ønsket kontakttid på 4-30 timer, f.eks. 6-20 timer, er ofte gjennomførbart med foreliggende formuleringer. Innestegningsprosessen som involverer innføringen av mikroemulsjonen kan eventuelt forutgås av en forhåndsspyling av den oljebærende bergartformasjonsmatrisen ved anvendelse av en olje slik som diesel, biodiesel, kerosin, basisolje eller råolje. Innføringen av mikroemulsjonen følges av et etterfølgende separat trinn med overspyling av produksjonsbrønnen med en olje. Oljen som benyttes for overspylingen kan være diesel, biodiesel, kerosin, basisolje eller olje produsert av brønnen som behandles. Mengden av olje som anvendes for overspyling av produksjonsbrønnen er hensiktsmessig slik at den når og spyler en målsone som er opptil ca 6 meter fra brønnhullet og er hensiktsmessig i området fira 30 til 4 000 fat. Når oljen som benyttes for overspylingen er olje produsert av brønnen som behandles, kan overspylingen utføres på en invers måte, f.eks. som en tilbakeskylling, dvs. ved å la råoljen idet den dukker opp til overflaten fra produksjonsbrønnen utføre funksjonen til overspylingsoljen. Etter denne perioden kan oljeproduksjonen startes på nytt. Når produksjonskj emikaliet er en avleiringsinhibitor vil produksjonsraten innledningsvis være høy, hvilket også er tilfelle for det oppløselige kalsiuminnholdet i det produserte vannet. Over tid, f.eks. 3-12 måneder, vil produksjonsraten avta og de oppløselige saltinnholdene vil også avta, hvilket tyder på mulige avleiringsproblemer i bergartformasjonen, hvorved produksjonen kan stoppes og en frisk alikvot av mikroemulsjonen injiseres i brønnen. Lignende metoder kan anvendes for å oppnå asfalteninhibering, voksinhibering eller- dispergering og fjerning av hydrogensulfid, mens for korrosjon- og gasshydratinhibering blir mikroemulsjonen vanligvis injisert kontinuerlig nede i brønnen. For korrosjonsinhibering, voksinhibering eller dispergering og hydrogensulfidrensing kan mikroemulsjonen om ønsket injiseres i brønnen uten overspylingen.
Oppfinnelsen tilveiebringer også anvendelse av mikroemulsjonen ifølge oppfinnelsen for å øke effektiviteten av oljefelt- eller gassfelt-produksjonskj emikaliet i en bergartformasjon, spesielt ved å øke bergartens retensjon av kjemikalie. Kjemikaliets effektivitet kan fordobles i tilfelle for avleiringsinhibitorer slik at mindre kjemikalie er nødvendig per år og avbruddstiden p.g.a. anvendelse av kjemikalie og innestegning reduseres.
Foreliggende oppfinnelse illustreres av følgende eksempler.
Eksempel 1:
En vann-i-olje emulsjon ble fremstilt ved blanding av:
75.5 vekt-% dekan;
15.1 vekt-% sjøvann (inneholdende 10 vekt-% Calnox MS 3263 avleiringsinhibitor, levert av Baker Petrolite);
7.52 vekt-% dioktyl sulfosuksinat natrium (AOT); og
1.88 vekt-% natrium dodecylsulfat.
Den resulterende mikroemulsjon var stabil ved romtemperatur og opptil en temperatur på 70°C.
Eksempel 2:
Enn vann-i-olje mikroemulsjon ble fremstilt ved blanding av:
62.5 vekt-% dekan;
25.0 vekt-% sjøvann (inneholdende 10 vekt-% Calnox ML 3263 avleiringsinhibitor, levert av Baker Petrolite);
8.75 vekt-% dehylol LS 3 (CH3-(CH2)i i-(0-CH2-CH2)n-OH hvor n er et gjennomsnitt på 3); og
3.75 vekt-% natrium dodecylsulfat.
Den resulterende mikroemulsjonen var stabil ved en temperatur på mellom 40 og 80°C.
Fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse ble testet ved bruk av følgende prosedyre: Et rustfritt stålrør (1.5 meter langt, indre diameter 9.5 mm) ble tørrbakket med en blanding av sand og kvartspulver, > 250 mesh, eks. Fluka (forhold 84:16 beregnet på vekt). Sanden var knusf Clachach-sandsten som ga en regulert permeabilitet på ca 240 milli-Darcy. Stålrøret ble kveilet, veid og plassert i en ovn. Det pakkede røret ble innledningsvis spylt med sjøvann (justert til en pH-verdi på 2 ved bruk av saltsyre) i en mengde på 60 ml/time inntil pH-verdien til avløpet som kom ut fra sandpakken også var 2. Pakken ble deretter fjernet og veid for å bestemme pakkens væskeporevolum. Deretter ble sandpakken spylt med en frisk alikvot av Magnus-formasjonsvann justert til en pH-verdi på 5.5 ved en hastighet på 60 ml/time inntil pH-verdi en på Magnus-formasjonsvannet som kom ut fra sandpakken også var 5.5. Ovnene ble deretter slått på og temperaturen hevet til 116°C. Et begrensende overtrykk på ca 20 bar ble påsatt røret for å holde eventuelle fluider i røret i en flytende tilstand. Da pakken hadde nådd 116°C ble pakken spylt med Magnus-råolje ved 30 ml/time (totalt 100 ml råolje ble injisert ved bruk av en oljeinjeksjonsbeholder). Den oljemettede pakken ble deretter spylt med Magnus-formasjonsvann, justert til pH-5.5 i en mengde på 30 ml/time inntil ingen olje var synlig i avløpsvannet som kom ut fra pakken. Ved dette punktet ble det antatt at sandpakken befant seg ved sin restoljekonsentrasjon.
Etter denne kondisjoneringen av sandpakken ble behandlingen påbegynt. To porevolumer av en mikroemulsjon ble pumpet inn i den kondisjonerte sandpakken i en mengde på 30 ml/time uten noen justering av pH-verdien, og denne ble innestenge natten over (i ca 17 timer). Sandpakken ble deretter spylt med Magnus-formasjonsvann i en mengde på 30 ml/time. 60 x 4 ml prøvefraksjoner av formasjonsvannet som kom ut gjennom mottrykksregulatoren ble oppsamlet ved anvendelse av en Gilson-fraksjons-oppsamlingsanordning, fulgt av 60 x 6 ml prøver og 60 x 10 ml prøver. Disse ble analysert for avleiringsinhibitor ved bruk av prosedyre beskrevet i" Development and Application of Accurate Detection and Assay Techniques for Oilfield Scale Inhibitors in Produced Water Samples" av G. M. Graham, K. S. Sorbie, L. S. Boak, K. Taylor and L. Blilie, Paper Spe 28997, presentert ved SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, San Antonio, Texas, U.S.A., 14.-17. februar 1995.
Forholdet for inhibitornivået i utløpet til volumet av formasjonsvann ført gjennom sandpakken (uttrykt som antallet av porevolumer i oppløsningen), er et mål for mengden av inhibitor som innledningsvis er opptatt av bergartformasjonen og for dens frigjøringsrate. Dvs. et mål for fjerningshastigheten av inhibitoren fra bergartformasjonen under produksjonen (dvs. dens motstand mot utvasking), og er således et mål for dens effektivitet når det gjelder å inhibere avleiring over tid. To resultater fra disse forsøkene i nedenstående tabell (tabell 1) viser to resultater fra disse forsøkene. Ett med mikroemulsjonen beskrevet i eksempel 1, og det andre med en kontroll som inneholdt den relevante inhibitoren i en mengde på 6.6 ganger mikroemulsjonen i eksempel 1.

Claims (20)

1. Fremgangsmåte for innføring av et oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie i en bergartformasjon som innbefatter olje- og/eller gass, karakterisert ved at fremgangsmåten innbefatter føring av en vann-i-olje mikroemulsjon ned gjennom en produksjonsbrønn og deretter inn i formasjonen, idet mikroemulsjonen innbefatter (a) en oljefase, (b) en vandig fase innbefattende en vandig oppløsning av et vannoppløselig oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie eller en vandig dispersjon av et vanndispergerbart oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie, og (c) minst ett overflateaktivt middel, hvor oljefelt- eller gassfelt-produksjonskjemikaliet er en inhibitor av (i) korrosjon, (ii) avleiring, (iii) gasshydratdannelse, (iv) voksavsetning eller (v) asfaltenavsetning eller et hydrogensulfld-fjerningsmiddel eller voksdispergeringsmiddel og hvori den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper som har en diameter i området 1 til 1 000 nm eller i form av mikroområder som har minst en lengde-, bredde- eller tykkelsesdimensjon i området 1 til 1 000 nm.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper som har en gjennomsnittlig diameter i området 50 til 250 nm, eller i formen av mikroområder som har minst en lengde-, bredde- eller tykkelsesdimensjon i området 50 til 250 nm.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvori mikroemulsjonen omfatter minst to overflate aktive midler hvori det første og andre overflateaktive midlet er valgt fra anioniske overflateaktive midler eller ikke-ioniske overflateaktive midler.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvori det første overflateaktive middelet er et anionisk overflateaktivt middel med en sulfathodegruppe og det andre overflateaktive middelet er et anionisk overflateaktivt med en sulfosuksinat-, fosfat- og sulfonathodegruppe eller et ikke-ionisk overflateaktivt middel.
5. Fremgangsmåte for å øke effektiviteten til et vannoppløselig eller vanndispergerbart oljefelt- og/eller gassfelt-produksjonskjemikalie ved redusering av antallet av squeezing- og innestegningsoperasjoner som er nødvendig for å øke produksjonsraten fra en oljebrønn eller gassbrønn, karakterisert ved at fremgangsmåten innbefatter: A) injisering i en oljebærende eller gassbærende bergartformasjonsmatrise av en vann-i-olje mikroemulsjon innbefattende (a) en oljefase, (b) en vandig fase innbefattende en vandig oppløsning av et vannoppløselig oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie eller en vandig dispersjon av et vanndispergerbart oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie, og (c) minst ett overflateaktivt middel, hvor oljefelt- eller gassfelt-produksjonskj emikaliet er en inhibitor av (i) korrosjon, (ii) avleiring, (iii) gasshydratdannelse, (iv) voksavsetning eller (v) asfaltenavsetning eller et hydrogensulfid-fjerningsmiddel eller voksdispergeirngsmiddel og hvori den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper som har en diameter i området 1 til 1 000 nm eller i form av mikroområder som har minst en lengde-, bredde- eller tykkelsesdimensjon i området 1 til 1 000 nm. B) etter injisering av mikroemulsjonen, eventuelt overspyling av den olje- eller gassbærende bergartformasjonen med en olje; og C) deretter, innestegning av brønnen i en tidsperiode fra 4 til 30 timer.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvori den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper som har en gjennomsnittlig diameter i området 50 til 250 nm, eller i formen av mikroområder som har minst en lengde-, bredde- eller tykkelsesdimensjon i området 50 til 250 nm.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5 eller 6, hvori mikroemulsjonen omfatter minst to overflate aktive midler hvori det første og andre overflateaktive midlet er valgt fra anioniske overflateaktive midler eller ikke-ioniske overflateaktive midler.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvori det første overflateaktive middelet er et anionisk overflateaktivt middel med en sulfathodegruppe og det andre overflateaktive middelet er et anionisk overflateaktivt med en sulfosuksinat-, fosfat- og sulfonathodegruppe eller et ikke-ionisk overflateaktivt middel.
9. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 5 til 8, som innbefatter et forspylingstrinn hvor en olje innføres i den oljebærende bergartformasjonsmatrisen før injisering av mikroemulsjonen.
10. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 5 til 9, hvori oljen som benyttes for overspylingen velges fra diesel, biodiesel, kerosin, basisolje eller olje produsert av brønnen som behandles.
11. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 5 til 10, hvori mengden av olje som benyttes for overspyling av oljebrønnen eller gassbrønnen er i området fra 30 til 4 000 fat.
12. Vann-i-olje mikroemulsjon, karakterisert ved at den innbefatter (a) en oljefase, (b) en vandig fase innbefattende en vandig oppløsning av et vannoppløselig oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie eller en vandig dispersjon av et vanndispergerbart oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie, og (c) minst to overflateaktive midler valgt fra anioniske overflateaktive midler og ikke-ioniske overflateaktive midler hvor oljefelt- eller gassfelt-produksjonskj emikaliet er en inhibitor av (i) korrosjon, (ii) avleiring, (iii) gasshydratdannelse, (iv) voksavsetning eller (v) asfaltenavsetning eller et hydrogensulfid-fjerningsmiddel eller voksdispergeringsmiddel og hvori den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper som har en diameter i området 1 til 1 000 nm eller i form av mikroområder som har minst en lengde-, bredde-eller tykkelsesdimensjon i området 1 til 1 000 nm.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori det første overflateaktive middelet er et anionisk overflateaktivt middel med en sulfathodegruppe og det andre overflateaktive middelet er et anionisk overflateaktivt med en sulfosuksinat-, fosfat- og sulfonathodegruppe eller et ikke-ionisk overflateaktivt middel.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 12 eller 13, hvori den vandige fasen er fordelt i oljefasen i form av dråper som har en gjennomsnittlig diameter i området 50 til 250 nm, eller i formen av mikroområder som har minst en lengde-, bredde- eller tykkelsesdimensjon i området 50 til 250 nm.
15. Mikroemulsjon ifølge hvilket som helst av kravene 12 til 14, hvori den vandige fasen ytterligere innbefatter et vannblandbart oppløsningsmiddel valgt fra gruppen bestående av metanol, etanol, n-propanol, iso-propanol, n-butanol, iso-butanol, tert-butanol, butyl monoglykoleter, butyl diglykoleter, butyl triglykoleter, etylenglykol monobutyleter og etylenglykol.
16. Mikroemulsjon ifølge krav 15, hvori mengden av vannblandbart oppløsningsmiddel som er tilstede i den vandige fasen er i området 5 til 30 vekt-% basert på totalvekten av vann og vannblandbart oppløsningsmiddel i den vandige fasen.
17. Mikroemulsjon ifølge hvilket som helst av kravene 12 til 16, hvori volumfraksjonen av den vandige fasen i mikroemulsjonen er i området fra 10 til 40%.
18. Mikroemulsjon ifølge hvilket som helst av kravene 12 til 17, hvori mengden av overflateaktivt middel som er tilstede i mikroemulsjonen er i området 1 til 20 vekt-% basert på totalvekten av mikroemulsjonen.
19. Mikroemulsjon ifølge hvilket som helst av kravene 12 til 18, hvori mengden av produksjonskjemikaliet er i området fra 1 til 25% vekt/vekt av den vandige fasen.
20. Anvendelse av en mikroemulsjon ifølge hvilket som helst av kravene 12 til 19 for å øke effektiviteten til oljefelt- eller gassfelt-produksjonskjemikalie i en bergartformasjon.
NO20016343A 1999-06-29 2001-12-21 Vann-i-olje-mikroemulsjoner som er nyttige for oljefelt- og gassfeltanvendelser og fremgangsmater for anvendelse av slike NO328338B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB9915214.2A GB9915214D0 (en) 1999-06-29 1999-06-29 Microemulsions
PCT/GB2000/002313 WO2001000747A1 (en) 1999-06-29 2000-06-14 Water-in-oil microemulsions useful for oil field or gas field applications and methods for using the same

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20016343D0 NO20016343D0 (no) 2001-12-21
NO20016343L NO20016343L (no) 2002-02-28
NO328338B1 true NO328338B1 (no) 2010-02-01

Family

ID=10856291

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20016343A NO328338B1 (no) 1999-06-29 2001-12-21 Vann-i-olje-mikroemulsjoner som er nyttige for oljefelt- og gassfeltanvendelser og fremgangsmater for anvendelse av slike

Country Status (10)

Country Link
US (1) US6581687B2 (no)
EP (1) EP1198536B1 (no)
AT (1) ATE314445T1 (no)
AU (1) AU5414600A (no)
DE (1) DE60025212T2 (no)
DK (1) DK1198536T3 (no)
ES (1) ES2254189T3 (no)
GB (1) GB9915214D0 (no)
NO (1) NO328338B1 (no)
WO (1) WO2001000747A1 (no)

Families Citing this family (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB0120912D0 (en) * 2001-08-29 2001-10-17 Bp Exploration Operating Process
US7380606B2 (en) * 2002-03-01 2008-06-03 Cesi Chemical, A Flotek Company Composition and process for well cleaning
CA2920416A1 (en) 2003-03-06 2004-10-28 Basf Enzymes Llc Amylases, nucleic acids encoding them and methods for making and using them
US7021378B2 (en) * 2003-12-31 2006-04-04 Chevron U.S.A. Method for enhancing the retention efficiency of treatment chemicals in subterranean formations
US7709421B2 (en) 2004-09-03 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated Microemulsions to convert OBM filter cakes to WBM filter cakes having filtration control
WO2006029019A2 (en) 2004-09-03 2006-03-16 Baker Hughes Incorporated Method of removing an invert emulsion filter cake after the drilling process using a single phase microemulsion
US8091644B2 (en) 2004-09-03 2012-01-10 Baker Hughes Incorporated Microemulsion or in-situ microemulsion for releasing stuck pipe
US7111684B2 (en) * 2004-09-14 2006-09-26 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean fluids having improved environmental characteristics and methods of using these fluids in subterranean formations
US7615516B2 (en) * 2005-01-21 2009-11-10 Baker Hughes Incorporated Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications
CN106222185B (zh) 2006-08-04 2021-12-03 维莱尼姆公司 葡聚糖酶、编码它们的核酸及制备和使用它们的方法
US7730958B2 (en) * 2006-08-31 2010-06-08 David Randolph Smith Method and apparatus to enhance hydrocarbon production from wells
AU2007307959B2 (en) 2006-10-11 2013-05-16 Baker Hughes Incorporated In situ fluid formation for cleaning oil-or synthetic-oil-based mud
EP1920824A1 (en) * 2006-10-17 2008-05-14 The Queen's University of Belfast Ionic liquids and uses thereof
BRPI0719449A2 (pt) 2006-12-21 2017-06-20 Syngenta Participations Ag molécula de ácido nucléico isolada, sintética ou recombinante, polipeptídeo isolado, planta ou parte de planta, eículo de clonagem que compreende um ácido nucléico, cassete de expressão que compreende uma molécula de ácido nucléico e método para hidrolisar um polissacarídeo, oligossacarídeo ou amido
US8871695B2 (en) 2007-04-25 2014-10-28 Baker Hughes Incorporated In situ microemulsions used as spacer fluids
US8210263B2 (en) 2007-07-03 2012-07-03 Baker Hughes Incorporated Method for changing the wettability of rock formations
US8091646B2 (en) * 2007-07-03 2012-01-10 Baker Hughes Incorporated Single phase microemulsions and in situ microemulsions for cleaning formation damage
US8357639B2 (en) * 2007-07-03 2013-01-22 Baker Hughes Incorporated Nanoemulsions
US8415279B2 (en) 2008-04-22 2013-04-09 Baker Hughes Incorporated Microemulsions used as spacer fluids
MX2011004765A (es) * 2008-11-07 2011-09-27 Mi Llc Fluidos rompedores no acuosos y metodos de uso de los mismos.
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield applications
EP2358878B1 (en) 2008-11-20 2014-10-15 Novozymes Inc. Polypeptides having amylolytic enhancing activity and polynucleotides encoding same
US20110021386A1 (en) * 2009-07-27 2011-01-27 Ali Syed A Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition
IT1396212B1 (it) * 2009-10-20 2012-11-16 Eni Spa Procedimento per il recupero di olio pesante da un giacimento sotterraneo
US20110147272A1 (en) * 2009-12-23 2011-06-23 General Electric Company Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers
US8349771B2 (en) 2010-06-14 2013-01-08 Baker Hughes Incorporated Method for improving the clean-up of emulsified acid fluid systems
US8039422B1 (en) 2010-07-23 2011-10-18 Saudi Arabian Oil Company Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion
US8763705B2 (en) 2011-03-25 2014-07-01 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing
US9102860B2 (en) * 2011-06-16 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent
US20130133886A1 (en) * 2011-06-17 2013-05-30 Baker Hughes Incorporated Time-delay Fluids for Wellbore Cleanup
US9145512B2 (en) 2011-11-23 2015-09-29 Saudi Arabian Oil Company Dual-phase acid-based fracturing composition with corrosion inhibitors and method of use thereof
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
GB201208238D0 (en) * 2012-05-10 2012-06-20 Rhodia Operations Foam control formulations
US10717919B2 (en) * 2013-03-14 2020-07-21 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
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
US9868893B2 (en) 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
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
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US9321955B2 (en) 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions 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
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
CA3038464C (en) * 2013-03-14 2022-05-17 Flotek Chemistry, Llc Emulsions or microemulsions comprising an anionic surfactant, a solvent,and water, and related methods for use in an oil and/or gas well
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
US11053430B2 (en) 2014-01-16 2021-07-06 Wilmar Trading Pte Ltd. Olefinic ester compositions and their use in stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
US10081760B2 (en) 2014-01-16 2018-09-25 Elevance Renewable Sciences, Inc. Olefinic ester compositions and their use in stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
US10759990B2 (en) * 2014-01-16 2020-09-01 Wilmar Trading Pte Ltd. Use of olefinic ester compositions in oil and gas fields
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
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
US9902895B2 (en) 2014-10-31 2018-02-27 Chevron U.S.A. Inc. Polymer compositions
US10100243B2 (en) * 2015-07-13 2018-10-16 KMP Holdings, LLC Environmentally preferable microemulsion composition
CA2997138C (en) 2015-09-02 2022-07-26 Chevron U.S.A. Inc. Enhanced oil recovery compositions and methods thereof
WO2017077355A1 (en) 2015-11-06 2017-05-11 Dow Global Technologies Llc Filtration and reuse of surfactant-containing produced water for oil recovery
DE102017107038A1 (de) * 2017-03-31 2018-10-04 Oiliq Intelligent Solutions Gmbh Zusammensetzung zur Verringerung der Viskosität von Erdöl und Erdölrückständen sowie zum Lösen und Trennen von Erdöl und/oder Erdölrückständen von anderen flüssigen und/oder festen Stoffen
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
WO2020101644A1 (en) * 2018-11-13 2020-05-22 Halliburton Energy Sevices, Inc. Methods and compositions for hydrocarbon recovery
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
CN116103029A (zh) * 2021-11-10 2023-05-12 中国石油天然气集团有限公司 一种微乳液体系及其制备和应用

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3254714A (en) * 1965-11-05 1966-06-07 Marathon Oil Co Use of microemulsions in miscible-type oil recovery procedure
US3470958A (en) * 1968-03-12 1969-10-07 Marathon Oil Co Well stimulation with hydrophilic fluids
US3688851A (en) * 1970-03-16 1972-09-05 Exxon Production Research Co Treating subsurface formations
US3670816A (en) * 1970-05-04 1972-06-20 Exxon Production Research Co Oil recovery process
US3783945A (en) * 1972-01-05 1974-01-08 Amoco Prod Co Removing water from oil-producing formations
US4012329A (en) * 1973-08-27 1977-03-15 Marathon Oil Company Water-in-oil microemulsion drilling fluids
US4518511A (en) * 1979-11-21 1985-05-21 American Cyanamid Company Delivery of polymeric antiprecipitants in oil wells employing an oil soluble carrier system
US5186257A (en) * 1983-01-28 1993-02-16 Phillips Petroleum Company Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
NO165879C (no) * 1984-06-07 1991-04-24 Inst Francais Du Petrole Fremgangsmaate for fremstilling av en invers, stabil mikrolateks.
NO173146C (no) * 1984-11-07 1993-11-10 Berol Kemi Ab Fremgangsmaate ved syrebehandling av en underjordisk formasjon
CN1011432B (zh) * 1986-01-13 1991-01-30 三菱重工业株式会社 特殊原油的开采方法
US4741399A (en) * 1987-01-02 1988-05-03 Mobil Oil Corporation Oil recovery process utilizing gravitational forces
US4817722A (en) * 1987-04-23 1989-04-04 Nalco Chemical Company Automatic well treatment method
US4964468A (en) * 1989-08-08 1990-10-23 Nalco Chemical Company Method of inhibiting corrosion
GB2235696A (en) * 1989-09-06 1991-03-13 Shell Int Research Method of inhibiting asphalt precipitation in an oil production well
US5027901A (en) * 1989-09-06 1991-07-02 Petrolite Corporation Method of oil well corrosion inhibition via emulsions and emulsions therefore
ATE171511T1 (de) * 1995-01-19 1998-10-15 Bp Chem Int Ltd Chemikalien für erdöl-und erdgaslagerstätte
US5762138A (en) * 1996-12-09 1998-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of preventing incompatibility between aqueous well treating fluids and hydrocarbons
US6148913A (en) * 1997-01-13 2000-11-21 Bp Chemicals Limited Oil and gas field chemicals

Also Published As

Publication number Publication date
ES2254189T3 (es) 2006-06-16
NO20016343D0 (no) 2001-12-21
DE60025212D1 (de) 2006-02-02
EP1198536A1 (en) 2002-04-24
US20020125010A1 (en) 2002-09-12
WO2001000747A1 (en) 2001-01-04
US6581687B2 (en) 2003-06-24
AU5414600A (en) 2001-01-31
EP1198536B1 (en) 2005-12-28
GB9915214D0 (en) 1999-09-01
DE60025212T2 (de) 2006-08-03
NO20016343L (no) 2002-02-28
ATE314445T1 (de) 2006-01-15
DK1198536T3 (da) 2006-05-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO328338B1 (no) Vann-i-olje-mikroemulsjoner som er nyttige for oljefelt- og gassfeltanvendelser og fremgangsmater for anvendelse av slike
US11149185B2 (en) Multifunctional foaming composition with wettability modifying, corrosion inhibitory and mineral scale inhibitory/dispersants properties for high temperature and ultra high salinity
US9862882B2 (en) Foam assisted liquid removal using alcohol ether sulfonates
AU695513B2 (en) Oil and gas field chemicals
CA2394028C (en) Process for treating an oil well
US20170240799A1 (en) Hydrazide crosslinked polymer emulsions for use in crude oil recovery
WO2014120437A1 (en) Mobility control polymers for enhanced oil recovery
WO2014137477A1 (en) Branched viscoelastic surfactant for high-temperature acidizing
US11535792B2 (en) Crosslinked polymers for use in crude oil recovery
EP0976911A1 (en) Scale inhibitors
EP0886718B1 (en) Oil and gas field chemicals
CA2910636A1 (en) Degrading wellbore filtercake with acid-producing microorganisms
WO2003046332A1 (en) Oil-soluble scale inhibitors with formulation for environmently friendly composition
Meister et al. Enhanced oil recovery using improved aqueous fluid-injection methods: an annotated bibliography.[328 citations]

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees