NO329015B1 - Fremgangsmate for olje- eller gassutvinning - Google Patents
Fremgangsmate for olje- eller gassutvinning Download PDFInfo
- Publication number
- NO329015B1 NO329015B1 NO19990180A NO990180A NO329015B1 NO 329015 B1 NO329015 B1 NO 329015B1 NO 19990180 A NO19990180 A NO 19990180A NO 990180 A NO990180 A NO 990180A NO 329015 B1 NO329015 B1 NO 329015B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- ether
- formation
- oil
- butyl
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 42
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 24
- -1 ethyleneoxy units Chemical group 0.000 claims description 18
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 11
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 11
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical class 0.000 claims description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 8
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 8
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 8
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 7
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000013011 aqueous formulation Substances 0.000 claims description 4
- JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N pentaethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCOCCO JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 3
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 2
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 2
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 claims 1
- 125000002914 sec-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 39
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 22
- 229940125904 compound 1 Drugs 0.000 description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 17
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 16
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 8
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 2
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- SBGFNHWKIOFPRM-UHFFFAOYSA-N 1-[2-(2-hydroxyethoxy)ethoxy]hexan-2-ol Chemical compound CCCCC(O)COCCOCCO SBGFNHWKIOFPRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KKQVUWHSUOGDEI-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butan-2-yloxyethoxy)ethanol Chemical compound CCC(C)OCCOCCO KKQVUWHSUOGDEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HHAPGMVKBLELOE-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylpropoxy)ethanol Chemical compound CC(C)COCCO HHAPGMVKBLELOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FIIFPAUBZGVKCI-UHFFFAOYSA-N 2-(2-pentan-2-yloxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCC(C)OCCOCCO FIIFPAUBZGVKCI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTKWMMLLJKMZQU-UHFFFAOYSA-N 2-(2-pentan-3-yloxyethoxy)ethanol Chemical compound CCC(CC)OCCOCCO RTKWMMLLJKMZQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PWTNRNHDJZLBCD-UHFFFAOYSA-N 2-(2-pentoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCCOCCOCCO PWTNRNHDJZLBCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRWADRITRNUCIY-UHFFFAOYSA-N 2-(2-propan-2-yloxyethoxy)ethanol Chemical compound CC(C)OCCOCCO HRWADRITRNUCIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 2-(2-propoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCOCCOCCO DJCYDDALXPHSHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDLXTDLGTWNUFM-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-methylpropan-2-yl)oxy]ethanol Chemical compound CC(C)(C)OCCO BDLXTDLGTWNUFM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JHNLDOLWMGZNCN-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methylbutan-2-yloxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCC(C)(C)OCCOCCO JHNLDOLWMGZNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KSMGPMKGMNCNEB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methylbutoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCC(C)COCCOCCO KSMGPMKGMNCNEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YJTIFIMHZHDNQZ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methylpropoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CC(C)COCCOCCO YJTIFIMHZHDNQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AVHNOTCXRFERQM-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(3-methylbutoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CC(C)CCOCCOCCO AVHNOTCXRFERQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GICQWELXXKHZIN-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[(2-methylpropan-2-yl)oxy]ethoxy]ethanol Chemical compound CC(C)(C)OCCOCCO GICQWELXXKHZIN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HUWFDQSAXOIUNP-UHFFFAOYSA-N 2-butan-2-yloxyethanol Chemical compound CCC(C)OCCO HUWFDQSAXOIUNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCGFUIQPSOCUHI-UHFFFAOYSA-N 2-propan-2-yloxyethanol Chemical compound CC(C)OCCO HCGFUIQPSOCUHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 2-propoxyethanol Chemical compound CCCOCCO YEYKMVJDLWJFOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N aluminum;potassium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[K+] DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000002347 octyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- AICOOMRHRUFYCM-ZRRPKQBOSA-N oxazine, 1 Chemical compound C([C@@H]1[C@H](C(C[C@]2(C)[C@@H]([C@H](C)N(C)C)[C@H](O)C[C@]21C)=O)CC1=CC2)C[C@H]1[C@@]1(C)[C@H]2N=C(C(C)C)OC1 AICOOMRHRUFYCM-ZRRPKQBOSA-N 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003495 polar organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 125000001973 tert-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåter for å øke olje- eller gassutvinning.
Ved bruk blir ofte mengden av olje som utvinnes fra olje- og gassfelter redusert over tid. Reduksjonen er ofte forbundet med formasjonsskade som kan gi utslag i redusert permeabilitet i formasjonen overfor olje eller gass. I tillegg er det ofte ønskelig å injisere vannbaserte fluider i en formasjon i en avstand fra en produksjonsbrønn for å drive oljen inn i brønnen.
Forstimulering av oljeutvinning ved injeksjon av kjemikalier i en produksjonsbrønn for å overkomme problemer med formasjonsskade, f. eks. vannblokkering, har det blitt beskrevet meget fortynnede vandige oppløsninger av ikke-ioniske eller anioniske overflateaktive midler, spesielt alkoksylerte alkylsulfater og alkoksylerte alkarylsulfonater (se US-patent 5092405).
Det har nå blitt funnet at alkylglykoletere kan gi vesentlige forbedringer i utvinning av olje eller gass fra undergrunnsformasjoner, spesielt når det gjelder å overkomme problemer med formasjonsskade.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for utvinning av minst én av olje og gass fra en underjordisk formasjon omfattende olje eller gass, kjennetegnet ved at en vandig formulering omfattende 1-60 vekt-% av minst én monoalkyleter av polyetylenglykol hvor alkylgruppen har 3-5 karboner og polyetylenglykolen inneholder 3-6 etylenoksyenheter (i det følgende betegnet forbindelse 1), innføres i formasjonen og olje og/eller gass utvinnes, idet fremgangsmåten ikke er en trykkbehandling hvor minst én alkyltriglykoleter og minst ett vannblandbart olje- eller gassfeltproduksjonskjemikalie innføres i formasjonen.
Forbindelsen er en monoalkyleter av en polyetylenglykol, hvor alkylgruppen er en rettkjedet eller forgrenet alkylgruppe med 3-5 karboner, f. eks. n- eller iso-propyl, n-, iso-, sek-, tert-butyl, n-, iso-, sek-, tert-pentyl (amyl), spesielt n-butyl. Det er 3-6, f. eks.
4 eller 5 etylenoksyenheter i forbindelser 1, skjønt 3 er mest foretrukket. Eksempler på egnet forbindelse 1 er mono-n-butyleteren av trietylenglykol, også kjent som n-butyltriglykoleter, og mono-n-butyletrene av tetraetylenglykol og pentaetylenglykol. Forbindelsen 1 kan være vesentlig ren eller kan være en blanding med minst én tilsvarende alkyleter av en annen polyetylenglykol, spesielt med 3-6 etylenoksyenheter. Spesielt kan blandingen omfatte minst 60%, spesielt minst 80%, f. eks. 60-99%, eller 80-98% av forbindelsen(e) 1 og opptil 40% spesielt opptil 20%, f. eks. 1-40% eller 2- 20% av disse andre glykoletrene. Blandingen kan også omfatte monoalkyletrene av en blanding av polyetylenglykolene, hvor nevnte glykoler har et molart gjennomsnitt på 2,6-6,4, f. eks. 2,9-4,5 eller 4,0-5,8 etylenoksyenheter. Glykoletrene, forbindelser 1 er vanligvis svakt strukturerende amfifiler. Blandingen kan også inneholde små mengder, f. eks. opp til 10% hver av C3.5alkylmonoalkyletere av polyetylenglykoler med 7-20, f. eks. 7-10 etylenoksyenheter, spesielt med et totale av opp til 40% eller 30% av disse eterne.
Forbindelse(r) 1 kan benyttes alene eller kan anvendes i blanding med andre glykoletere og også her slik som monoalkyletere av mono- og dietylenglykol, hvor alkylgruppen som kan være rettkjedet eller forgrenet har 1-8 karboner, f. eks. metyl, etyl, propyl, butyl, heksyl eller oktyl. Eksempler er etylenglykolmonoetyleter, etylenglykolmono-n-propyleter, etylenglykolmono-iso-propyleter, etylenglykolmono-n-butyleter, etylenglykolmono-iso-butyleter, etylenglykolmono-2-butyleter, etylenglykolmono-tert-butyleter, dietylenglykolmono-n-propyleter, dietylenglykolmono-iso-propyleter, dietylenglykolmono-n-butyleter, dietylenglykolmono-iso-butyleter, dietylenglykolmono-2 -buty leter, dietylenglykolmono-tert-buty leter, dietylenglykolmono-n-penty leter, dietylenglykolmono-2 -metylbutyleter, dietylenglykolmono-3 -metylbutyleter, dietylenglykolmono-2 -pentyleter, dietylenglykolmono-3 -pentyleter, dietylenglykolmono-tert-pentyleter. Monometyl- eller monoetyletere av trietylenglykol kan også anvendes. Mengdene av forbindelse(r) 1 i disse blandingene kan være minst 60% spesielt minst 70%, f. eks. 60-98% eller 70-98%, og mengden av den andre glykoleteren kan være opp til 40%, f. eks. opp til 20% slik som 1-40% eller 2-30 vekt-% av den totale blandingen. I foreliggende oppfinnelse er det mulig å benytte koproduktstrømmer fra glykoleterfremstillingsprosesser som inneholder en høy andel av glykoletere, spesielt alkyltriglykoletere slik som f. eks. n-butyltriglykoleter. En slik koproduktstrøm kan omfatte en større del av n-butyltriglykoleter med mindre mengder av andre alkyltriglykoletere. En slik koproduktstrøm omfatter 70-80%, f. eks. ca. 75% vekt/vekt av n-butyltriglykoleter, 1-5%, f. eks. ca. 2,5% vekt/vekt av butyldiglykoleter, 15-25%, f. eks. 19% av butyltetraglykoleter og 1-5%, f. eks. ca. 2% butylpentaglykoleter. En blanding av ca. 75% vekt-/vekt n-butyltriglykoleter, ca. 2,5% vekt/vekt butyldiglykoleter, ca. 19% butyltetraglykoleter og ca. 2% butylpentaglykoleter, i det følgende betegnet blanding 2 er foretrukket.
Forbindelsen 1 kan ha en hydrofil lipofil balanse (HLB) verdi på 12-17, fortrinnsvis 14-16,5, spesielt 14,5-16. Forbindelse 1 er fortrinnsvis en forbindelse som når den er blandet med destillert vann og oktan i et mengdeforhold på minst én, så kan den danne tre væskefaser ved en temperatur som er minst en verdi i området 20-200°C, f. eks. spesielt 50-150°C eller 100-130°C. Relative vektforhold for forbindelse 1, destillert vann og oktan som gir disse tre fasene kan være 10-50:60-20:50. Forbindelse 1 kan også ha et blakningspunkt i blanding med destillert vann/eller spesielt med vann inneholdende opp til saltmetning, f. eks. opp til 40 g/l natriumklorid, på 0-250°C, spesielt 50-150°C, særlig under reservoartemperaturen, men kan være blandbar med destillert vann eller formasjonsvann ved opp til 130°C.
Forbindelsen 1 kan injiseres i formasjonen ufortynnet, men kan også blandes med vann
i en vandig formulering inneholdende minst 1%, spesielt 6% og særlig minst 15 vekt-% av forbindelse 1; formuleringen kan inneholde 1-99%, f. eks. 1-60%, spesielt 6-50% og særlig 15-50% og fortrinnsvis 25-45% av forbindelse 1. Det vandige mediet med forbindelsen 1 kan være ferskvann, ledningsvann, elvevann, sjøvann, produsert vann eller formasjonsvann, med en total saltholdighet på 0-250 g/l, f. eks. 5-50 g/l slik som 10-45 g/l (spesielt med et høyt bariuminnhold slik som 50-3000 ppm Ba) og en pH-verdi på 0,5-10, f. eks. 3-8 slik som 4-6. Formuleringen kan inneholde en vektmengde av forbindelse 1 som er høyere enn (fortrinnsvis minst 5 eller 10% høyere enn) konsentrasjonen av forbindelse 1 i den laveste "vandige" fasen i 3-faseblandingen av forbindelse 1, vann og oktan ved en spesifikk temperatur på 50-150°C, f. eks. 100-130°C. Formuleringen er vanligvis en én-fasevæske hvis væske fortrinnsvis består i det vesentlige av vann, og er spesielt vesentlig fri for noe polart organisk oppløsnings-middel, spesielt en alkohol slik som isopropanol.
Formasjonen i hvilken forbindelse 1 innføres kan være konsolidert eller ukonsolidert, og bergart eller sand. Eksempler på bergarter er sandstener og karbonater, f. eks. kritt eller kalksten, begge i homogen og frakturert form. Sanden kan være skitten eller ren, og kan være homogent laminert eller ukonsolidert. Formasjonen er porøs overfor vann, olje og gass og kan ha en sjøvannpermeabilitet i området 1-5000 mD, f. eks. 5-500 mD. Formasjonsoverfiaten som skal komme i kontakt med forbindelsen 1 kan ha en av tre fuktbarheter, nemlig vannfuktet, blandet olje/vann-fuktet eller oljefuktet. Formasjonen kan befinne seg ved en temperatur på 20-250°C, f. eks. 60-200°C eller 80-180°C slik som 110-140°C og formasjonsoverfiaten som skal komme i kontakt med forbindelsen kan være 30-50°C under dette. Adhesjonsvann/formasjonsvann kan inneholde 5-200 g/l salter, spesielt 40-5000 barium, og ha en pH-verdi på 0,5-10, spesielt 3-6.
Formasjonen kan tidligere ha blitt skadet etter inngang av eksternt tilført vandig fluid, slik som etter operasjoner omfattende borekompletteirngsoverhaling eller produksjon, f. eks. borefluidfiltrat eller overhalings-, drepe-, fraktur- eller kompletteringsfluider, eller av interne fluider slik som adhesjonsvann. Skaden kan være redusert permeabilitet overfor olje eller gass etter blokkering av porene ved vann (vanninnestengning) eller oljefukting av bergart, eller blokkering av porene med olje (oljeinnestengning). Skaden kan også resultere fra inntrengning av faste stoffer, overbalansetrykk, innestengning av vandig fase og endring av fuktbarhet.
I foreliggende fremgangsmåter kan glykoleteren eller formuleringen innføres i formasjon omfattende olje og/eller gass, f. eks. i formasjonen som omgir en produksjonsbrønn, slik som innenfor 100 meter, spesielt innenfor 10 meter fra nevnte brønn, som i brønnstimulerings- og -trykkbehandlinger, men kan også innføres i en formasjon i avstand fra nevnte formasjon fra hvilken olje/gass utvinnes, slik som mer enn 100 m, spesielt mer enn 1 eller 2 km derfra, f. eks. 0,1-5 km slik som 1-3 km derfra, som i tertiær oljeutvinning, hvorved glykoleteren eller formuleringen innføres i en sekundær brønn eller injeksjonsbrønn og presses mot formasjonen omfattende oljen/gassen for å drive den mot en produksjonsbrønn.
Brønnstimulering innebærer økning av produksjonen av olje og/eller gass fra en brønn. Eksempler på stimuleringsmetoder er redusering av vannblokkering, eller økning av sandkonsolidering eller introduksjon av syrebehandling. Vannblokkering reduserer permeabiliteten til en formasjon forårsaket av inntrengning av vann i porene. Sandkonsolidering er en behandling slik som injeksjon av en harpiks, f. eks. epoksy-eller formaldehydharpikser i en brønn, hvorved løse, ukonsoliderte korn fra en produserende formasjon bevirkes til å feste seg for å redusere migrering eller eluering av sand i brønnhullet og derved hindre en brønn i å produsere sand, men i den anledning til å produsere olje og/eller gass. Syrebehandling er en metode hvorved en formasjon behandles med syre, f. eks. saltsyre, vanligvis under trykk, for å øke formasjonens permeabilitet.
I brønnstimuleringsbehandlinger blir glykoleteren eller formuleringen innført fra en produksjonsbrønn i formasjonen for å reparere skaden, f. eks. endre formasjonens fuktbarhet eller fjerne vannblokkeringen for å øke dens permeabilitet. Glykoleteren eller formuleringen føres ned gjennom hullet og presses i pluggstrøm inn i formasjonen, f. eks. ved innføring ned gjennom produksjonsbrønnen sekvensielt, før eller etter, en annen fase f. eks. slam eller borefluid, syreoppløsning eller kompletteringssalt-oppløsning, og innestenges i en periode på 0,5-4 dager, og etter denne perioden (betegnet innestengning) startes produksjon på nytt vanligvis med en høy olje- produksjonsmengde. Foreliggende fremgangsmåte kan redusere hyppigheten av innestengninger og således øke total årlig produksjon.
Ved trykkbehandling ("squeeze treatment") velges en metode som ligner brønn-stimulering, men i dette tilfelle omfatter glykoleterformuleringen også et produksjonskjemikalie slik som en inhibitor av aveleiring, korrosjon, gasshydratdannelse, voks-eller asfaltenavsetning, eller et hydrogensulfidfjerningsmiddel eller et emulgerings-middel. I slike trykkbehandlinger er forbindelse 1 fortrinnsvis en i hvilken det er 4-6 etylenoksyenheter, og er til stede i en mengde på minst 30% av det totale glykoleter-innholdet i den injiserte væsken. Foreliggende fremgangsmåte, spesielt en brønn-stimulering, utføres imidlertid fortrinnsvis i vesentlig fravær av minst ett vannblandbart oljefelt- eller gassfelt-produksjonskjemikalie, f. eks. ett som spesifisert ovenfor.
I teknikker som innebærer tertiær oljeutvinning blir glykoleteren eller formuleringen injisert i en avstand fra produksjonsbrønnen og blir deretter presset, ideelt i pluggstrøm, f. eks. ved hjelp av senere injisert trykksatt vann, f. eks. formasjonsvann som sådan eller inneholdende viskositetsregulerende polymerer, gjennom formasjonen mot produksjonsbrønnen for å reparere eventuell formasjonsskade og frigjøre innestengt olje for utvinning ved produksjonsbrønnen. Disse teknikkene kan forbedre introduksjon av utvinningsfluid, f. eks. ved mobilisering av restolje, som blokkerer vannstrøm, hvilket øker bevegeligheten av utvinningsfluid til produksjonsbrønnen.
Glykoleterne som benyttes i foreliggende fremgangsmåte kan ha nyttevirkningen av forbedret effektivitet ved økning av permeabiliteten overfor gass eller olje i skadede formasjoner.
Fremgangsmåten er fortrinnsvis ikke en trykkbehandling som er en prosess for å øke produksjonskjemikaliers effektivitet ved redusering av antallet av trykk- og innestengningsoperasjoner som skal til for å øke produksjonsmengden fra en oljebrønn, hvor prosessen omfatter injisering i en oljebærende bergartformasjon av en vannblandbar formulering som, som komponenter, omfatter: (a) et vannblandbart overflateaktivt middel som er en alkyltriglykoleter, spesielt n-butyltrietylenglykoleter, slik som blanding 2, og (b) minst ett vannblandbart oljefelt- eller gassfeltproduksjonskjemikalie, idet nevnte komponenter i formuleringen innføres enten som en på forhånd dannet enkeltsammensetning, eller samtidig i parallell eller sekvensielt i hvilken som helst rekkefølge i bergartformasjonen.
Oppfinnelsen illustreres i de følgende eksemplene.
Eksempel 1
Preservert kjerne, som var en middels kornet, brønnsementert sandsten med porøsitet 14,5-15% og permeabilitet 198-428 mD fra en Nordsjø-brønn, ble oppskåret i plugger og mettet med syntetisk formasjonsvann fra denne brønnen, og inneholdt, i mg/l, 79003 totalt oppløst salt, 28100 Na, 1630 K, 113 Mg, 615 Ca, 65 Sr, 770 Ba, 46050 Cl, 450 H, 1655 HC03.
Hver plugg ble anbrakt i det indre røret i et kjerneflømmingsapparat omfattende et par i begge ender forseglbare konsentriske trykkrør gjennom hvilke en væske kan passere i hver retning. Rørene ble deretter trykksatt ved omgivelsestemperatur ved 10,34 mPa for ringrommet mellom rørene (stort overbelastningstrykk) og 3,45 mPa trykk for kjernen (poretrykk). 1. Kjernen ble deretter mettet med kerosin ved å la 90 porevolumer strømme i 24 timer i en fremoverretning fulgt av reduksjon av vanninnholdet til Swi (vannmetningsnivå) ved spyling med kerosin i en mengde på 10 ml/min i begge strømningsretninger. 2. Kjernen og ledningene ble deretter oppvarmet til 121°C og denne temperaturen ble holdt i alle etterfølgende trinn. 3. Seks porevolumer av råolje fra den spesielle brønnen ble ført ved 2 ml/min i den motsatte retningen, og pluggen innestengt i 24 timer. 4. Kjernen ble deretter spylt med formasjonsvannet ved pH 4,5 i en mengde på 0,07 ml/min ved bruk av 23 porevolumer i en fremoverretning i 72 timer for å redusere oljeinnholdet til Swo (org) (metningsolje) -nivå, idet permeabiliteten i fremoverretningen overfor formasjonsvannet var 28 mD. 5. Denne første vannoverfyllingen ble fulgt av overfyIling med kerosin for å innestenge vann i porene ved tilførsel ved 0,75 ml/min av et totale av 63 porevolumer i 18 timer, fulgt av redusering av vanninnholdet i kjernen til Swi (metningsvann) -nivået ved spyling med kerosin ved en injeksjonshastighet på 10 ml/min i begge strømningsretninger, idet permeabilitetene var henholdsvis 67 og 71 mD. 6. Syv porevolumer av råolje fra brønnen ble deretter ført gjennom kjernen i den motsatte retningen ved 2 ml/min, fulgt av 24 timers innestengning. 7. Ett porevolum av formasjonsvannet ved pH 4,5 ble deretter ført gjennom kjernen ved 0,07 ml/min i en fremoverretning for å simulere vannoverfylling, idet permeabiliteten var ca. 12 mD. 8. Ett porevolum av den ufortynnede blanding 2 inneholdende mono-n-butyleter av trietylenglykol (en foretrukket forbindelse 1) ble deretter ført gjennom pluggen i den motsatte retningen ved 0,05 ml/min fulgt av isolering av kjernen fra strømningsledninger, som deretter renses suksessivt med toluen, metanol og formasjonsvann. Kjernen ble innestengt i 6 timer. 9. En tredje vannoverfylling ble utført med formasjonsvann ved pH 4,5 passert ved 30 ml/min i en fremoverretning for 125 porevolumer. Kjernepluggen ble deretter spylt med formasjonsvann til Sw(org) hvoretter permeabiliteten ble bestemt for begge retninger ved føring av 2 ml/min formasjonsvann gjennom kjernen. Permeabilitetene var 255 mD i begge retninger. 10. Kjernen ble deretter mettet med kerosin ved å la 36 porevolumer strømme i løpet av 26 timer ved 0,3 ml/min i fremoverstrømningsretningen, og deretter spyling til Swi med kerosin ved 10 ml/min i begge retninger, fulgt av bestemmelse av permeabilitetene i begge retninger med 10 ml/min kerosin. Permeabilitetene var 161 mD og 167 mD i henholdsvis fremoverretningen og den motsatte retningen.
Sammenligning av permeabilitetene overfor kerosin og vann før og etter behandlingen med forbindelse 1 viser at sistnevnte øker permeabilitetene med mer enn 2 ganger (for kerosin, som simulerer olje) og med minst 9 ganger (for vann).
Disse resultatene viser verdien av forbindelsen 1 når det gjelder å redusere vannblokkering (sammenlign trinn (9) og (7)) (og pressbehandlinger) og også tertiær oljeutvinning (sammenlign trinn (10) og (5)).
Sammenligningseksempel 1
En tørr kjerneplugg som var en brønnsementert sandsten av middels kornstørrelse og med høyt kaliumfeltspatinnhold av porøsitet på 20% fra en Nordsjø-brønn ble vakuummettet med simulert formasjonssaltoppløsning fra denne brønnen, inneholdende i mg/l 443230 totalt oppløst salt, 133644 Na, 6690 K, 18800 Mg, 127197 Ca, 3520 Sr, 162 Ba, 153030 Cl, 184 HC03.
Pluggen ble deretter anbrakt i det indre røret i et kjerneoverfyllingsapparat omfattende et par konsentriske trykkrør som var forseglbare i begge ender, gjennom hvilke en væske kan føres i hver retning. Rørene ble deretter satt under trykk ved omgivelsestemperatur ved 10,34 mPa for ringrommet mellom rørene (stort overbelastningstrykk) og 3,45 mPa trykk for kjernen (kjernetrykk). 1) Kjernen ble deretter mettet med kerosin ved å la kerosin strømme i 20 timer ved 0,5 ml/min. Pluggen ble deretter spylt til Swi (metningsvann nivå) ved bruk av kerosin ved en injeksjonshastighet på 10 ml/min i begge strømningsretninger. Da stabile betingelser var oppnådd, ble keo(kerosinlikevektspermeabilitet overfor olje) ved Swi (metningsvann nivå) målt i begge strømningsretninger.
2) Kjerneholderen og strømningsledningene ble deretter oppvarmet til 154°C.
3) 8 porevolumer av gassfri Nordsjø-råolje ble passert i den motsatte strømnings-retningen inntil stabile betingelser var oppnådd og pluggen ble innestengt i 24 timer ved temperatur. 4) 40 porevolumer av simulert Nordsjø-oljebrønn-formasjonsvann med en pH-verdi på 5,5 ble injisert i pluggen ved 4 ml/time i fremoverstrømningsretningen. kew-verdien (kerosinlikevektspermeabilitet overfor vann) ved Swo (metningsoljenivå) ble målt ved bruk av formasjonsvann i fremoverstrømningsretningen.
5) Kjerneholderen og strømningsledningene ble deretter avkjølt til 110°C.
6) Seks porevolumer av 10 vekt-% "Scaletreat 837c" (kommersielt tilgjengelig fra TR Oil Services) -avleiringsinhibitor i sjøvannoppløsning ble deretter injisert i kjernepluggen ved 30 ml/time i den motsatte strømningsretningen fulgt av isolering av pluggen fra strømningsledningene og overskudd inhibitor ble skyllet fra riggen med syntetisk formasjonsvann og kjernepluggen fikk blø til overflaten og ble innestengt ved temperatur i 12 timer. 7) Etter innestengning ble kjerneholderen og strømningsledningene oppvarmet til 154°C. 8) Inhibitoren ble deretter fjernet fra kjernepluggen ved anvendelse av formasjonsvann (justert til pH 5,5) ved 30 ml/time i fremoverstrømningsretningen og den sluttelige effektive permeabilitet for pluggen overfor formasjonsvann (keW) ble målt ved 0,2 ml/min i begge strømningsretninger. 9) Pluggen ble deretter mettet med kerosin ved 0,2 ml/min i 25 timer i fremover-strømningsretningen og deretter spylt med kerosin ved en injeksjonshastighet på 10 ml/min i hver strømningsretning inntil stabile betingelser var oppnådd og kjernens avløp ikke inneholdt noe fri saltoppløsning. Kjernens keo-verdi ble deretter målt i hver strømningsretning ved 10 ml/min. 10) Kjernen ble deretter anbrakt i en Hassler-celle ved 4,24 mPa innesperringstrykk og omgivelsesporetrykk og -temperatur. Rensing med blandbart oppløsningsmiddel ved 9,5 ml/min ble deretter utført med 10 porevolumer av toluen fulgt av 10 porevolumer av metanol. Denne oppløsningsmiddelsyklusen ble gjentatt to ganger. Ti porevolumer av en 50:50 blanding av metanol og simulert formasjonssaltoppløsning ble deretter injisert i kjernepluggen, fulgt av 20 porevolumer av ufortynnet simulert formasjonssaltopp-løsning og kjeernepluggens keW-verdi ble deretter målt i fremoverstrømningsretningen ved 9 ml/min. Permeabilitetsdataene er angitt i Tabell 1.
Eksempel 2
Prosedyren i sammenligningseksempel 1 ble gjentatt ved bruk av en plugg fra samme kjernekilde med den unntagelse at etter trinn 5 og før trinn 6 så ble to porevolumer av en 15 vekt-% oppløsning av blanding 2 i sjøvann injisert i kjernepluggen ved 30 ml/time i den motsatte strømningsretningen. Den behandlede kjernen ble deretter innestengt ved temperatur i 6 timer.
Permeabilitetsdataene er angitt i Tabell 1.
Disse resultatene viser verdien for blanding 2 når det gjelder å redusere vannblokkering (sammenlign trinn 8 og 4) og også tertiær oljeutvinning (sammenlign trinn 9 og 1).
Eksempel 3
Fremgangsmåten i Eksempel 2 gjentas med den fortynnede oppløsningen av blanding 2 i sjøvann mellom trinn 5 og 6, men med 6 porevolumer sjøvann uten avleiringsin-hibitoren i trinn 6. De samme konklusjoner som i Eksempel 2 kan oppnås fra resultatene.
Claims (11)
1.
Fremgangsmåte for utvinning av minst én av olje og gass fra en underjordisk formasjon omfattende olje eller gass,karakterisert vedat en vandig formulering omfattende 1-60 vekt-% av minst én monoalkyleter av polyetylenglykol hvor alkylgruppen har 3-5 karboner og polyetylenglykolen inneholder 3-6 etylenoksyenheter, innføres i formasjonen og olje og/eller gass utvinnes, idet fremgangsmåten ikke er en trykkbehandling hvor minst én alkyltriglykoleter og minst ett vannblandbart olje- eller gassfeltproduksjonskjemikalie innføres i formasjonen.
2.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1, som omfatter brønnstimulering.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 2, der brønnstimuleringen omfatter syrebehandling eller reduksjon i vannblokkering.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, som omfatter en tertiær oljeutvinningsmetode.
5.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, der monoalkyleteren av polyetylenglykol er en monoalkyleter av trietylenglykol.
6.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, der monoalkylgruppen er en n-, iso-, sek- eller tert-butylgruppe.
7.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, der monoalkyleteren av polyetylenglykol er en mono-n-butyleter av trietylenglykol.
8.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, som omfatter innføring i formasjonen av en blanding av nevnte alkyletere, hvorav minst 60% er en butyltriglykoleter.
9.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, som omfatter innføring i formasjonen av en blanding omfattende nevnte alkyleter og minst én av en monoalkyleter av mono- og dietylenglykol.
10.
Fremgangsmåte ifølge krav 9, der blandingen omfatter 70-80% n-butyltriglykoleter,
15-25% butyltetraglykoleter, 1-5% butylpentaglykoleter og 1-5% butyldiglykoleter.
11.
Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, der den vandige formuleringen omfatter 15-50 vekt-% av nevnte monoalkyleter eller -etere.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB9615044.6A GB9615044D0 (en) | 1996-07-17 | 1996-07-17 | Oil and gas field chemicals and their use |
| PCT/GB1997/001877 WO1998002636A1 (en) | 1996-07-17 | 1997-07-11 | Use of oil and gas field chemicals |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO990180D0 NO990180D0 (no) | 1999-01-15 |
| NO990180L NO990180L (no) | 1999-01-15 |
| NO329015B1 true NO329015B1 (no) | 2010-07-26 |
Family
ID=10797083
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19990180A NO329015B1 (no) | 1996-07-17 | 1999-01-15 | Fremgangsmate for olje- eller gassutvinning |
Country Status (20)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6225263B1 (no) |
| EP (1) | EP0912815B1 (no) |
| CN (1) | CN1098968C (no) |
| AR (1) | AR007900A1 (no) |
| AU (1) | AU737643B2 (no) |
| CA (1) | CA2259575C (no) |
| CO (1) | CO4810261A1 (no) |
| DE (1) | DE69706990T2 (no) |
| DK (1) | DK0912815T3 (no) |
| DZ (1) | DZ2267A1 (no) |
| EA (1) | EA002840B1 (no) |
| EG (1) | EG21153A (no) |
| GB (2) | GB9615044D0 (no) |
| ID (1) | ID17865A (no) |
| MA (1) | MA24272A1 (no) |
| MY (1) | MY116933A (no) |
| NO (1) | NO329015B1 (no) |
| SA (1) | SA97180621B1 (no) |
| UA (1) | UA50785C2 (no) |
| WO (1) | WO1998002636A1 (no) |
Families Citing this family (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1081286C (zh) * | 1999-11-22 | 2002-03-20 | 丁焰 | 开采稠油的方法及微波裂解炉 |
| WO2005100745A1 (en) * | 2004-04-13 | 2005-10-27 | Coriba Technologies, L.L.C. | Composition and process for enhanced oil recovery |
| US7776930B2 (en) * | 2004-06-16 | 2010-08-17 | Champion Technologies, Inc. | Methods for inhibiting naphthenate salt precipitates and naphthenate-stabilized emulsions |
| WO2006037045A1 (en) * | 2004-09-27 | 2006-04-06 | Coriba Technologies, L.L.C. | Composition and process for the extraction of bitumen from oil sands |
| US7678201B2 (en) * | 2005-07-22 | 2010-03-16 | Coriba Technologies, L.L.C. | Composition and process for the removal and recovery of hydrocarbons from substrates |
| US20070029085A1 (en) * | 2005-08-05 | 2007-02-08 | Panga Mohan K | Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells |
| CA2640437A1 (en) * | 2006-01-31 | 2007-08-09 | Envirofuels, Llc | The use of phosphorous and nitrogen containing formulations in secondary oil recovery operations |
| US7772162B2 (en) | 2006-03-27 | 2010-08-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells |
| US20080051300A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Pope Gary A | Compositions and method for improving the productivity of hydrocarbon producing wells |
| US9353309B2 (en) | 2007-03-23 | 2016-05-31 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for treating a formation with a solvent |
| RU2453690C2 (ru) | 2007-03-23 | 2012-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Способ обработки углеводородной формации |
| BRPI0721503A8 (pt) * | 2007-03-23 | 2019-01-15 | 3M Innovative Properties Co | composições e métodos para tratamento de um poço bloqueado por água |
| MX2010005870A (es) | 2007-11-30 | 2010-08-02 | Univ Texas | Metodos para mejorar la productividad de pozos productores de petroleo. |
| EP2240552B1 (en) | 2007-12-21 | 2012-02-29 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions |
| US20100270020A1 (en) * | 2007-12-21 | 2010-10-28 | Baran Jr Jimmie R | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated anionic surfactant compositions |
| WO2009085936A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-07-09 | 3M Innovative Properties Company | Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
| WO2009137285A1 (en) * | 2008-05-05 | 2009-11-12 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations having brine |
| EP2307469A2 (en) * | 2008-07-18 | 2011-04-13 | 3M Innovative Properties Company | Cationic fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
| WO2010080353A2 (en) | 2008-12-18 | 2010-07-15 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated phosphate and phosphonate compositions |
| US8629089B2 (en) | 2008-12-18 | 2014-01-14 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ether compositions |
| MX2012000413A (es) | 2009-07-09 | 2012-02-08 | 3M Innovative Prosperties Company | Metodos para tratar con compuestos anfotericos fluorados a las formaciones de carbonato que poseen hidrocarburos. |
| US9624422B2 (en) | 2010-12-20 | 2017-04-18 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating carbonate hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides |
| US9499737B2 (en) | 2010-12-21 | 2016-11-22 | 3M Innovative Properties Company | Method for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine |
| WO2012125219A2 (en) | 2011-01-13 | 2012-09-20 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating siliciclastic hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides |
| WO2012138485A2 (en) | 2011-04-05 | 2012-10-11 | Montgomery Chemicals Llc | Method and compositions for enhanced oil recovery |
| EP2705113B1 (en) | 2011-05-06 | 2015-07-08 | Nalco Company | Low dosage polymeric naphthenate inhibitors |
| US9890294B2 (en) | 2012-11-19 | 2018-02-13 | 3M Innovative Properties Company | Composition including a fluorinated polymer and a non-fluorinated polymer and methods of making and using the same |
| CN104968760B (zh) | 2012-11-19 | 2019-02-05 | 3M创新有限公司 | 使含烃地层与氟化离子聚合物接触的方法 |
| CA2906967C (en) | 2013-03-28 | 2021-05-18 | Dow Global Technologies Llc | Enhanced steam extraction of in situ bitumen |
| US9663703B2 (en) | 2014-04-25 | 2017-05-30 | James George Clements | Method and compositions for enhanced oil recovery |
| US9902894B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-02-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Polymer compositions |
| MX2018002683A (es) | 2015-09-02 | 2018-04-13 | Chevron Usa Inc | Composiciones de recuperacion de aceite mejoradas y metodos de las mismas. |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3481870A (en) | 1964-09-28 | 1969-12-02 | Petrolite Corp | Composition and method for inhibiting the formation of in and removing from oil wells and pipelines deposits of paraffin and paraffinlike deposits |
| US3402770A (en) | 1965-06-02 | 1968-09-24 | Mobil Oil Corp | Multiple-purpose solvent and method for treating subterranean formations |
| US3488289A (en) | 1966-06-24 | 1970-01-06 | Texaco Inc | Composition and method for treating scale |
| US3483925A (en) | 1968-02-06 | 1969-12-16 | Calgon C0Rp | Squeeze treatment of producing oil wells |
| US3890239A (en) * | 1973-02-01 | 1975-06-17 | Sun Oil Co | Surfactant compositions useful in oil recovery processes |
| US3827497A (en) * | 1973-02-01 | 1974-08-06 | Sun Oil Co | Oil recovery process using aqueous surfactant compositions |
| US3920073A (en) | 1973-03-26 | 1975-11-18 | Union Oil Co | Miscible flooding process |
| US3902557A (en) * | 1974-03-25 | 1975-09-02 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells |
| US3915232A (en) * | 1974-08-27 | 1975-10-28 | Exxon Production Research Co | Method of consolidating incompetent formations |
| US4008165A (en) | 1975-03-14 | 1977-02-15 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations having high concentrations of polyvalent ions |
| US3939911A (en) | 1975-03-14 | 1976-02-24 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations containing water having high concentrations of polyvalent ions |
| US4192755A (en) * | 1976-03-08 | 1980-03-11 | Texaco Inc. | Process for recovering hydrocarbons from a hydrocarbon-bearing formation |
| US4184549A (en) | 1977-12-22 | 1980-01-22 | Texaco Inc. | High conformance oil recovery process |
| US4192382A (en) | 1977-12-22 | 1980-03-11 | Texaco Inc. | High conformance enhanced oil recovery process |
| US4194563A (en) | 1978-12-26 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | High conformance enhanced oil recovery process |
| US4643253A (en) * | 1980-10-29 | 1987-02-17 | Ethyl Corporation | Oil recovery process |
| DE3105913C2 (de) | 1981-02-18 | 1983-10-27 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten |
| US5039434A (en) * | 1985-06-28 | 1991-08-13 | Union Oil Company Of California | Acidizing composition comprising organosilicon compound |
| US4708207A (en) | 1985-11-21 | 1987-11-24 | Union Oil Company Of California | Scale removal treatment |
| DE3807945A1 (de) * | 1988-03-10 | 1989-09-21 | Hoechst Ag | Waessrige tensidmischungen und deren verwendung bei der erdoelfoerderung |
| US5002126A (en) | 1990-04-10 | 1991-03-26 | Conoco Inc. | Reservoir scale inhibition |
| US5092405A (en) * | 1990-12-21 | 1992-03-03 | Texaco Inc. | Alkoxylated surfactant system for heavy oil reservoirs |
| WO1996022451A1 (en) * | 1995-01-19 | 1996-07-25 | Bp Chemicals Limited | Oil and gas field chemicals |
-
1996
- 1996-07-17 GB GBGB9615044.6A patent/GB9615044D0/en active Pending
-
1997
- 1997-07-11 EA EA199900066A patent/EA002840B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1997-07-11 GB GB9827519A patent/GB2330165B/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-11 WO PCT/GB1997/001877 patent/WO1998002636A1/en active IP Right Grant
- 1997-07-11 CN CN97196512A patent/CN1098968C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-11 AU AU35492/97A patent/AU737643B2/en not_active Ceased
- 1997-07-11 DE DE69706990T patent/DE69706990T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-11 CA CA002259575A patent/CA2259575C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-11 EP EP97931901A patent/EP0912815B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-11 DK DK97931901T patent/DK0912815T3/da active
- 1997-07-13 EG EG66197A patent/EG21153A/xx active
- 1997-07-16 AR ARP970103186A patent/AR007900A1/es unknown
- 1997-07-16 DZ DZ970117A patent/DZ2267A1/fr active
- 1997-07-16 MY MYPI97003241A patent/MY116933A/en unknown
- 1997-07-16 MA MA24721A patent/MA24272A1/fr unknown
- 1997-07-16 CO CO97040128A patent/CO4810261A1/es unknown
- 1997-07-16 ID IDP972462A patent/ID17865A/id unknown
- 1997-11-07 UA UA99020905A patent/UA50785C2/uk unknown
- 1997-11-22 SA SA97180621A patent/SA97180621B1/ar unknown
-
1999
- 1999-01-15 US US09/232,185 patent/US6225263B1/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-01-15 NO NO19990180A patent/NO329015B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2259575A1 (en) | 1998-01-22 |
| DE69706990T2 (de) | 2002-04-04 |
| EA002840B1 (ru) | 2002-10-31 |
| EA199900066A1 (ru) | 1999-08-26 |
| WO1998002636A1 (en) | 1998-01-22 |
| GB2330165A (en) | 1999-04-14 |
| US6225263B1 (en) | 2001-05-01 |
| DZ2267A1 (fr) | 2002-12-18 |
| GB2330165B (en) | 2001-01-03 |
| UA50785C2 (uk) | 2002-11-15 |
| GB9615044D0 (en) | 1996-09-04 |
| EP0912815A1 (en) | 1999-05-06 |
| CO4810261A1 (es) | 1999-06-30 |
| AU3549297A (en) | 1998-02-09 |
| EP0912815B1 (en) | 2001-09-26 |
| ID17865A (id) | 1998-01-29 |
| CA2259575C (en) | 2006-06-27 |
| AU737643B2 (en) | 2001-08-23 |
| NO990180D0 (no) | 1999-01-15 |
| CN1225703A (zh) | 1999-08-11 |
| EG21153A (en) | 2000-12-31 |
| NO990180L (no) | 1999-01-15 |
| DE69706990D1 (de) | 2001-10-31 |
| MY116933A (en) | 2004-04-30 |
| DK0912815T3 (da) | 2002-01-28 |
| SA97180621B1 (ar) | 2006-11-11 |
| AR007900A1 (es) | 1999-11-24 |
| GB9827519D0 (en) | 1999-02-10 |
| MA24272A1 (fr) | 1998-04-01 |
| CN1098968C (zh) | 2003-01-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO329015B1 (no) | Fremgangsmate for olje- eller gassutvinning | |
| US3437141A (en) | Multistep method of waterflooding | |
| Samanta et al. | Surfactant and surfactant-polymer flooding for enhanced oil recovery | |
| US6439308B1 (en) | Foam drive method | |
| US8146666B2 (en) | Surfactant method for improved oil recovery from subterranean reservoirs | |
| US3882938A (en) | Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs | |
| CN103180405A (zh) | 水注入系统和方法 | |
| Baviere et al. | Improved EOR by use of chemicals in combination | |
| GB2219818A (en) | Method of reducing gas mobility in subterranean formations | |
| US20140262275A1 (en) | Alkali polymer surfactant sandwich | |
| CN107163925B (zh) | 一种泡沫洗井液及其制备方法 | |
| US4291765A (en) | Water flooding process using multiple fluids | |
| US3637017A (en) | Surfactant flooding process | |
| WO2009126663A2 (en) | Oil recovery by sequential waterflooding with oil reinjection and oil relocation | |
| US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
| GB2245012A (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| US4295980A (en) | Waterflood method | |
| US4240504A (en) | Simultaneous microemulsion-aqueous phase flooding process | |
| US11028317B2 (en) | Additives for eliminating fracturing fluids used for oil extraction | |
| US4371444A (en) | Process for secondary recovery | |
| CN110997862A (zh) | 用于提高油采收率的低温稳定表面活性剂共混物 | |
| US3220473A (en) | Solvent flood oil recovery method | |
| US3181609A (en) | Oil recovery process | |
| US3817331A (en) | Waterflooding process | |
| US4485021A (en) | Water flooding process for recovering petroleum |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |