NO346476B1

NO346476B1 - Procedures for extracting oil from an oil well

Info

Publication number: NO346476B1
Application number: NO20121068A
Authority: NO
Inventors: Sheldon R Chesky
Original assignee: Biospan Tech Inc
Priority date: 2011-10-04
Filing date: 2012-09-19
Publication date: 2022-08-29
Also published as: CA2790267C; CA2881455A1; CA2881455C; NO20121068A1; CA2790267A1; NO20220685A1

Description

OMRÅDE FOR OPPFINNELSEN FIELD OF THE INVENTION

Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåter for utvinning av olje fra en oljebrønn. Det beskrives sammensetninger av planteoljebaserte biologisk nedbrytbare råoljefortynningsfluider som har en yteevne som er spesielt godt egnet til å redusere råoljeviskositet ved utvinnings- og innhentingsoperasjoner. The present invention relates to methods for extracting oil from an oil well. Compositions of vegetable oil-based biodegradable crude oil dilution fluids are described which have a performance that is particularly well suited to reducing crude oil viscosity during extraction and recovery operations.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

Med stadig økende miljøpress plassert på oljeindustrien har det blitt nødvendig å utvikle og anvende produkter og fremgangsmåter for brønnbehandling som kan utføres til rett tid, er kostnadseffektive og overholder de strenge kontrollene som nå er på plass. With ever-increasing environmental pressure placed on the oil industry, it has become necessary to develop and use products and methods for well treatment that can be carried out at the right time, are cost-effective and comply with the strict controls that are now in place.

Det er kjent på området at oljefelt kan bli ekstremt tyktflytende på grunn av en stor konsentrasjon av parafin, asfalterer eller kombinasjoner av disse og andre organiske forbindelser i formasjonen. Parafinplugger stopper oljeutvinningen fullstendig, helt til de fjernes. Faktisk kan disse forekomstene resultere i redusert oljeproduksjon, beleggdannelse av strømningslinjer og nedihullsrør, gi korrosjon, reduksjon i gassproduksjon og økte pumpekostnader på grunn av høy viskositet på pumpefluidet. Hvert av disse forholdene kan individuelt resultere i tapte inntekter. Kombinasjonen av to eller flere av disse betingelsene vil føre til betydelige inntektstap for brønneier, i tillegg til ekstra forbruk til å rense opp oljeutslipp forårsaket av korrosjon eller andre strømningsrestriksjoner. Videre kan de ulike oksygenkonsentrasjoner (og andre korroderende stoffer som kan være til stede og intensivere korrosiviteten til oljen) i bulkolje med hensyn til oksygennivåer under avsetningen resultere i lokal og rask korrosjon av rørene og eventuelle oljelekkasjer. Det er nødvendig med en miljøvennlig resirkulerbar sammensetning og fremgangsmåter for å redusere viskositeten til råoljer i feltet for å forenkle utvinningen. It is known in the field that oil fields can become extremely viscous due to a large concentration of kerosene, asphaltenes or combinations of these and other organic compounds in the formation. Kerosene plugs stop oil extraction completely, until they are removed. In fact, these occurrences can result in reduced oil production, coating of flow lines and downhole pipes, corrosion, reduction in gas production and increased pumping costs due to high viscosity of the pumping fluid. Each of these conditions can individually result in lost revenue. The combination of two or more of these conditions will lead to significant loss of income for the well owner, in addition to additional consumption to clean up oil spills caused by corrosion or other flow restrictions. Furthermore, the different oxygen concentrations (and other corrosive substances that may be present and intensify the corrosivity of the oil) in bulk oil with regard to oxygen levels during the deposition can result in local and rapid corrosion of the pipes and possible oil leaks. An environmentally friendly recyclable composition and methods are needed to reduce the viscosity of crude oils in the field to facilitate recovery.

US 2010/0293723 beskriver en formulering omfattende en eller flere terpenoidforbindelser, soyametylestere og glukoleterestere. US 2010/0293723 describes a formulation comprising one or more terpenoid compounds, soy methyl esters and glucole esters.

WO 2009/136364 beskriver en blanding og en metode for utvinning av olje fra en brønn der blandingen omfatter metylsoyate, d-limonene med etylene glycol monobutyleter som ko-solvent. WO 2009/136364 describes a mixture and a method for extracting oil from a well where the mixture comprises methyl soyate, d-limonene with ethylene glycol monobutyl ether as co-solvent.

SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåter for fremstilling sammensetninger av planteoljebaserte biologisk nedbrytbare råoljefortynningsfluider som har en yteevne som er spesielt godt egnet til å redusere råoljeviskositet ved utvinnings- og innhentingsoperasjoner. The present invention relates to methods for producing compositions of vegetable oil-based biodegradable crude oil dilution fluids which have a performance that is particularly well suited to reducing crude oil viscosity during extraction and recovery operations.

I én utførelsesform omfatter foreliggende oppfinnelse fremgangsmåter for å forbedre utvinning fra et oljebrønnområde. I én utførelsesform tilfører søkerens fremgangsmåte en blanding av terpenoidforbindelser avledet fra d-dipenten, soyametylestere, og ikke-giftige glykoleterestere reagert i en bestemt sekvens med uorganiske katalysator for å gi en blanding som effektivt reduserer viskositeten til råolje og oljesand. I én utførelsesform fortsetter fremgangsmåten utvinningen av materialer fra oljebrønnen eller oljesanden med blandingen av – dipenten, soyametylestere og ikkegiftige glykoleterestere inn i oljebrønnen eller sanden for å redusere materialets viskositet. I én utførelsesform av fremgangsmåten resirkuleres oljebrønnen, og deretter returnerer oljebrønnen til service for å muliggjøre utvinning av ekstra olje med redusert innsats. In one embodiment, the present invention includes methods for improving recovery from an oil well area. In one embodiment, applicant's method adds a mixture of terpenoid compounds derived from d-dipene, soy methyl esters, and non-toxic glycol ether esters reacted in a specific sequence with inorganic catalyst to provide a mixture that effectively reduces the viscosity of crude oil and oil sands. In one embodiment, the method continues the recovery of materials from the oil well or oil sands with the mixture of - dipene, soy methyl esters and non-toxic glycol ethers into the oil well or sands to reduce the viscosity of the material. In one embodiment of the method, the oil well is recycled, and then the oil well is returned to service to enable recovery of additional oil with reduced effort.

I én utførelsesform er oppfinnelsen relatert til en fremgangsmåte for å utvinne olje fra en oljebrønn omfattende trinnene: a) fremskaffe en formulering omfattende: ett eller flere terpenoidforbindelser, soyametylester og glykoleterester; b) innføre formuleringen i oljebrønnen; og c) utvinne en blanding fra oljebrønnen, blandingen omfatter minst en del av formuleringen og olje fra oljebrønnen. I én utførelsesform er oppfinnelsen relatert til en fremgangsmåte for å utvinne olje fra en oljebrønn omfattende trinnene: a) fremskaffe en formulering omfattende: ett eller flere terpenoidforbindelser, soyametylester og glykoleterester; b) innføre en første del av formuleringen i oljebrønnen; og c) utvinne en blanding fra oljebrønnen, blandingen omfatter minst en del av formuleringen og olje fra oljebrønnen. I én utførelsesform produserer oljebrønnen ikke olje ved å bruke standard utvinningsteknikker. I én utførelsesform produserer oljebrønnen olje ved å bruke standard utvinning teknikker. I én utførelsesform omfatter fremgangsmåten ytterligere, før innføringstrinnet b), trinnet å avvikle utvinningen av materiale fra oljebrønnen ved standard utvinningsteknikker. I én utførelsesform omfatter fremgangsmåten ytterligere, etter utvinningen i trinn c) trinnet å resirkulere oljebrønnen. I én utførelsesform omfatter fremgangsmåten ytterligere etter at resirkuleringen, trinnet å returnere oljebrønnen til service og utvinne olje ved standard utvinning teknikker. I én utførelsesform omfatter formuleringen omtrent 30-35 eller til og med 30-45 vektprosent av en eller flere av terpenoidforbindelsene, omtrent 30-35 vekt prosent eller til og med 30-45 vektprosent av metylester, og til balanse i vektprosent av nevnte glykoleterester. I én utførelsesform omfatter nevnte terpenoidforbindelser en eller flere av pinen, menten, mentan og dipenten. I én utførelsesform omfatter nevnte en eller flere terpenoidforbindelser minst d-dipenten. I én utførelsesform overveier foreliggende oppfinnelse å lage monoterpener fra soyabønneolje og deres derivater. I én utførelsesform omfatter fremgangsmåten ytterligere etter resirkuleringstrinnet, trinnet: å innføre en andre del av formuleringen i oljebrønnen. I én utførelsesform, innføres den andre delen under trykk (f.eks. større enn omgivelses atmosfære trykk). I en annen utførelsesform brukes forskjellige trykk over tid (f.eks. 24-72 timer). I én utførelsesformer er det første trykket mellom ca 200 psi og ca 1000 psi, og det andre trykket er mellom omtrent 400 psi og ca 1200 psi, og der det tredje trykket er mellom ca 600 psi og ca 1400 psi. In one embodiment, the invention relates to a method for extracting oil from an oil well comprising the steps of: a) providing a formulation comprising: one or more terpenoid compounds, soy methyl ester and glycol ether residues; b) introduce the formulation into the oil well; and c) recovering a mixture from the oil well, the mixture comprising at least a portion of the formulation and oil from the oil well. In one embodiment, the invention relates to a method for extracting oil from an oil well comprising the steps of: a) providing a formulation comprising: one or more terpenoid compounds, soy methyl ester and glycol ether residues; b) introducing a first portion of the formulation into the oil well; and c) recovering a mixture from the oil well, the mixture comprising at least a portion of the formulation and oil from the oil well. In one embodiment, the oil well does not produce oil using standard recovery techniques. In one embodiment, the oil well produces oil using standard recovery techniques. In one embodiment, the method further comprises, before the introduction step b), the step of winding up the extraction of material from the oil well by standard extraction techniques. In one embodiment, the method further comprises, after the recovery in step c), the step of recycling the oil well. In one embodiment, the method further comprises, after the recycling, the step of returning the oil well to service and extracting oil by standard extraction techniques. In one embodiment, the formulation comprises about 30-35 or even 30-45 weight percent of one or more of the terpenoid compounds, about 30-35 weight percent or even 30-45 weight percent of methyl ester, and the balance in weight percent of said glycol ether residues. In one embodiment, said terpenoid compounds comprise one or more of pinene, menthene, menthane and dipene. In one embodiment, said one or more terpenoid compounds comprise at least d-dipene. In one embodiment, the present invention contemplates making monoterpenes from soybean oil and their derivatives. In one embodiment, the method further comprises after the recycling step, the step of: introducing a second portion of the formulation into the oil well. In one embodiment, the second part is introduced under pressure (eg greater than ambient atmospheric pressure). In another embodiment, different pressures are applied over time (eg 24-72 hours). In one embodiment, the first pressure is between about 200 psi and about 1000 psi, and the second pressure is between about 400 psi and about 1200 psi, and wherein the third pressure is between about 600 psi and about 1400 psi.

I én utførelsesform er oppfinnelsen relatert til en fremgangsmåte som fremskaffer en formulering som omfatter en eller flere terpenoidforbindelser, soyametylestere og glykoleterestere. I én utførelsesform omfatter formuleringen omtrent 30-35 vektprosent av nevnte en eller flere terpenoidsammensetninger, omtrent 30-35 vektprosent av nevnte metylestere, og ca 30 vektprosent av nevnte glykoleterestere. I én utførelsesform er formuleringen hovedsakelig ikke-giftig. In one embodiment, the invention relates to a method that provides a formulation comprising one or more terpenoid compounds, soy methyl esters and glycol ether esters. In one embodiment, the formulation comprises about 30-35 weight percent of said one or more terpenoid compositions, about 30-35 weight percent of said methyl esters, and about 30 weight percent of said glycol ether esters. In one embodiment, the formulation is substantially non-toxic.

I én utførelsesform relateres oppfinnelsen til en fremgangsmåte for å produsere en formulering for avhending i en oljebrønn til å forbedre utvinning derfra, omfattende: a. fremskaffe i) en løsning av én eller flere terpenoidforbindelser, ii) soyametylestere, iii) glykoleterestere, iv) en første uorganisk katalysator, v) en andre uorganisk katalysator og vi) en reaktor; b. å innføre løsningen av én eller flere terpenoidforbindelser i reaktoren; c. suspendere den første uorganiske katalysatoren i løsningen i reaktoren; d. tilføre soyametylesterne i reaktoren for å danne en første reaksjonsblanding; e. omrøre den første reaksjonsblandingen; og f. tilføre glykoleteresteren til reaksjonsblandingen i nærvær av den andre uorganiske katalysatoren for å danne en andre reaksjonsblanding; og g. omrøre den andre reaksjonsblandingen for å produsere en formulering for oljeutvinning. In one embodiment, the invention relates to a method for producing a formulation for disposal in an oil well to improve recovery therefrom, comprising: a. providing i) a solution of one or more terpenoid compounds, ii) soy methyl esters, iii) glycol ether esters, iv) a first inorganic catalyst, v) a second inorganic catalyst and vi) a reactor; b. introducing the solution of one or more terpenoid compounds into the reactor; c. suspending the first inorganic catalyst in solution in the reactor; d. feeding the soy methyl esters into the reactor to form a first reaction mixture; e. stirring the first reaction mixture; and f. adding the glycol ether ester to the reaction mixture in the presence of the second inorganic catalyst to form a second reaction mixture; and g. stirring the second reaction mixture to produce an oil recovery formulation.

I én utførelsesform er reaktoren en rustfrittstålreaktor. I én utførelsesform er reaktoren en glassreaktor med en tilført kilde av stål. I én utførelsesform er reaktoren en plastreaktor med en tilført kilde av stål. I én utførelsesform omfatter omrøringen å røre blandingen i minst 30 minutter med 1700-3500 rpm. I én utførelsesform er reaktoren jordet. I én utførelsesform omfatter omrøringen å røre blandingen til løsningen er klar. Det beskrives en sammensetning som er produsert i henhold til fremgangsmåten ovenfor. I én utførelsesform kan sammensetningen brukes til å redusere viskositet av olje i rør. I én utførelsesform kan sammensetningen brukes til å øke utvinning av olje fra oljesand. I én utførelsesform er sammensetningen hovedsakelig ikke-giftig. In one embodiment, the reactor is a stainless steel reactor. In one embodiment, the reactor is a glass reactor with an added source of steel. In one embodiment, the reactor is a plastic reactor with an added source of steel. In one embodiment, the stirring comprises stirring the mixture for at least 30 minutes at 1700-3500 rpm. In one embodiment, the reactor is grounded. In one embodiment, stirring comprises stirring the mixture until the solution is clear. A composition is described which is produced according to the method above. In one embodiment, the composition can be used to reduce the viscosity of oil in pipes. In one embodiment, the composition can be used to increase recovery of oil from oil sands. In one embodiment, the composition is substantially non-toxic.

I en utførelsesform relateres oppfinnelsen til en fremgangsmåte for å øke utvinningen fra en oljebrønn, omfattende trinnene: å tilføre en blanding av forbindelser som omfatter: en blanding av en eller flere terpenoidforbindelser, soyametylestere og glykoleterestere; discontinuing de utvunne materialene fra oljebrønnen; avsette blandingen av forbindelser i oljebrønnen; resirkulere oljebrønnen; returnere oljebrønnen til service. I én utførelsesform omfatter nevnte tilførsel av en blanding av forbindelser, videre tilførsel av en blanding som omfatter omtrent 30-35 eller til og med 30-45 vektprosent av blandingen av en eller flere terpenoidforbindelser, omtrent 30-35 eller til og med 30-45 vektprosent av nevnte metylesterne og balanse i vektprosent av nevnte glykoleterestere. I én utførelsesform omfatter nevnte en eller flere terpenoidforbindelser en eller flere av pinen, menten, mentan og dipenten. I én utførelsesform omfatter den nevnte blandingen av én eller flere terpenoidforbindelser minst d-dipenten. I én utførelsesform omfatter fremgangsmåten videre etter resirkuleringstrinnet, trinnene: å injisere blandingen av forbindelser i oljebrønnen ved hjelp av et første trykk, der det første trykket er større enn omgivelses atmosfæretrykk; der det andre trykket er større enn omgivelsesatmosfæretrykket; opprettholde et tredje trykk i brønnen i 24-72 timer, der det tredje trykket er større enn omgivelses atmosfæretrykk. I én utførelsesform er det første trykket mellom ca 200 psi og ca 1000 psi, og der det andre trykket er mellom omtrent 400 psi og ca 1200 psi, og der det tredje trykket er mellom ca 600 psi og ca 1400 psi. In one embodiment, the invention relates to a method for increasing recovery from an oil well, comprising the steps of: adding a mixture of compounds comprising: a mixture of one or more terpenoid compounds, soy methyl esters and glycol ether esters; discontinuing the extracted materials from the oil well; depositing the mixture of compounds in the oil well; recycle the oil well; return the oil well to service. In one embodiment, said supply of a mixture of compounds further comprises supply of a mixture comprising about 30-35 or even 30-45 weight percent of the mixture of one or more terpenoid compounds, about 30-35 or even 30-45 weight percent of said methyl esters and balance in weight percent of said glycol ether esters. In one embodiment, said one or more terpenoid compounds comprise one or more of pinene, menthene, menthane and dipenete. In one embodiment, said mixture of one or more terpenoid compounds comprises at least d-dipene. In one embodiment, the method further after the recycling step comprises the steps of: injecting the mixture of compounds into the oil well using a first pressure, wherein the first pressure is greater than ambient atmospheric pressure; wherein the second pressure is greater than the ambient atmospheric pressure; maintaining a third pressure in the well for 24-72 hours, where the third pressure is greater than the ambient atmospheric pressure. In one embodiment, the first pressure is between about 200 psi and about 1000 psi, and wherein the second pressure is between about 400 psi and about 1200 psi, and wherein the third pressure is between about 600 psi and about 1400 psi.

Det beskrives en formulering som skal avsettes i en oljebrønn for å forbedre utvinning derfra, omfattende en blanding av blanding av forbindelser omfattende en blanding av én eller flere terpenoidforbindelser, soyametylestere og glykoleterestere. I én utførelsesform omfatter blandingen videre forbindelser som omfatter omtrent 30-35 eller til og med 30-45 vektprosent av blandingen av én eller flere terpenoidforbindelser, omtrent 30-35 eller 30-45 vektprosent av nevte metylestere, og balanse i vektprosent med nevnte glykoleterestere. It describes a formulation to be deposited in an oil well to improve recovery therefrom, comprising a mixture of mixture of compounds comprising a mixture of one or more terpenoid compounds, soy methyl esters and glycol ether esters. In one embodiment, the mixture further comprises compounds comprising about 30-35 or even 30-45 weight percent of the mixture of one or more terpenoid compounds, about 30-35 or 30-45 weight percent of said methyl esters, and balance by weight of said glycol ether esters.

I en annen utførelsesform angår oppfinnelsen en fremgangsmåte for å produsere en formulering for avsetting i en oljebrønn å forbedre utvinning derfra, omfattende: a) én eller flere terpenoidforbindelser, soyametylestere, glykoleterestere, en første uorganisk katalysator, en andre uorganisk katalysator, b) 30-35% på vektbasis av terpenoidforbindelsen d–dipenten er innørt i en reaktor og den første uorganiske katalysatoren er suspendert i løsningen av d-dipenten; c) tilførsel av 30-35% soyametylestere til reaktoren og påfølgende omrøring av den resulterende blandingen; og d) langsom tilførsel av glykoleterestere til balanse på vektbasis mellom blandingen i nærvær av den andre uorganiske katalysatoren og påfølgende omrøring av løsningen. I én utførelsesform er reaktoren en rustfrittstålreaktor. I én utførelsesform er reaktoren en glassreaktor med en tilført kilde av stål. I én utførelsesform er reaktoren en plastreaktor med en tilført kilde av stål. I én utførelsesform er den første uorganiske katalysatoren en kobber/jern-katalysator. I én utførelsesform omfatter omrøringen røring av blandingen i minst 30 minutter med 1700-3500 rpm. I én utførelsesform er reaktoren jordet. I én utførelsesform omfatter trinn d videre røring blandingen til løsningen er klart. I én utførelsesform er den andre uorganiske katalysator en kobber/jern katalysator. Det beskrives en sammensetningen produsert i henhold til fremgangsmåten som er beskrevet ovenfor. I alle tilfeller er reaksjonene endoterme reaksjoner. In another embodiment, the invention relates to a method for producing a formulation for deposition in an oil well to improve recovery therefrom, comprising: a) one or more terpenoid compounds, soy methyl esters, glycol ether esters, a first inorganic catalyst, a second inorganic catalyst, b) 30- 35% by weight of the terpenoid compound d-dipene is introduced into a reactor and the first inorganic catalyst is suspended in the solution of d-dipene; c) feeding 30-35% soy methyl esters to the reactor and subsequent stirring of the resulting mixture; and d) slowly adding glycol ether esters to balance on a weight basis the mixture in the presence of the second inorganic catalyst and subsequently stirring the solution. In one embodiment, the reactor is a stainless steel reactor. In one embodiment, the reactor is a glass reactor with an added source of steel. In one embodiment, the reactor is a plastic reactor with an added source of steel. In one embodiment, the first inorganic catalyst is a copper/iron catalyst. In one embodiment, the stirring comprises stirring the mixture for at least 30 minutes at 1700-3500 rpm. In one embodiment, the reactor is grounded. In one embodiment, step d further comprises stirring the mixture until the solution is clear. In one embodiment, the second inorganic catalyst is a copper/iron catalyst. It describes a composition produced according to the method described above. In all cases, the reactions are endothermic reactions.

Videre beskrives råoljefortynningsformuleringer innbefattende, men ikke begrenset til: Further described are crude oil dilution formulations including, but not limited to:

1. I én utførelsesform er en gruppe av formuleringer som bruker løsemiddelet funnet og andre organiske forbindelser for å øke utvinningen eller råolje fra den geologiske formasjonen, reservoaret og oljetjæresand. I én utførelsesform inkluderer dette kjemien og fremgangsmåtene for oljeutvinning fra tjæresand og oljeskiferstein/skifer. Vi har eksperimentelt økt utbyttet av olje med opp til 10 ganger, og opprettholdt strømningen i 6-12 uker. 1. In one embodiment, a group of formulations using the found solvent and other organic compounds to enhance the recovery or crude oil from the geological formation, reservoir and oil tar sands. In one embodiment, this includes the chemistry and methods of oil recovery from tar sands and oil shale/shale. We have experimentally increased the yield of oil by up to 10 times, and maintained the flow for 6-12 weeks.

2. I én utførelsesform er det viskositetsreduksjonsmidler som arbeider utenfor oljemolekylet som gjør at minst 80% utvinning, mer fortrinnsvis minst 90% utvinning, og mest fortrinnsvis opp til 100% gjenvinning, av våre formuleringer med enten mekaniske eller enkel lavtemperaturdestillasjonsteknikker. I en utførelsesform er det ladet partikkelteori som bruker den ytterste ringen av elektroner for å separere oljemolekylene og redusere de kohesive egenskapene for olje. 2. In one embodiment, there are viscosity reducers that work outside the oil molecule enabling at least 80% recovery, more preferably at least 90% recovery, and most preferably up to 100% recovery, of our formulations by either mechanical or simple low temperature distillation techniques. In one embodiment, it is charged particle theory that uses the outermost ring of electrons to separate the oil molecules and reduce the cohesive properties of oil.

3. I én utførelsesform er det rørledningsfortynningsagenter som reduserer viskositeten og driftstemperaturkravene, og eliminerer behovet for korrosjonsforebyggende midler, syntetiske olje additiver og etterfølgende separasjon og lett tillater tilførsel av kondensat, som kan separeres og gjenvinnes ved enten fysiske mekanisk separasjon eller destillasjon. 3. In one embodiment, there are pipeline thinning agents that reduce the viscosity and operating temperature requirements, eliminating the need for corrosion inhibitors, synthetic oil additives, and subsequent separation and readily allowing the delivery of condensate, which can be separated and recovered by either physical mechanical separation or distillation.

4. I én utførelsesform brukes parafinplugg behandlingsagenter for å forstette eller gjenoppta strømningen. 4. In one embodiment, paraffin plug treatment agents are used to stop or resume flow.

I én utførelsesform er oppfinnelsen relatert til en fremgangsmåte for å forbedre oljeflyten fra et oljerør, omfattende trinnene: a) å fremskaffe en formulering omfattende: en eller flere terpenoidforbindelser, soyametylestere og glykoleterestere; b) å introdusere en første del av formuleringen i oljerøret; og c) å utvinne en blanding fra oljerøret, blandingen omfatter minst en del av formuleringen, og olje fra oljerøret. I én utførelsesform kan blandingen tilføres til oljefeltrørene for å øke strømningen. I én utførelsesform kan blandingen tilføres til oljefeltrøret for å fjerne en blokkering. I én utførelsesform omfatter tilstoppingen en parafinplugg. I én utførelsesform omfatter blandingen en parafinpluggbehandling. I en utførelsesform er rørene nedgravd. I en utførelsesform er rørene fjerntliggende. I én utførelsesform er rørene utsatt for ekstreme temperaturer (for eksempel -60<o>C til 40<o>C). I én utførelsesform eksponeres rørene for svært lave temperaturer. I én utførelsesform tilføres blandingen til oljerør for å muliggjøre utvinning av ellers ikke opptakbar olje. In one embodiment, the invention relates to a method for improving oil flow from an oil pipe, comprising the steps of: a) providing a formulation comprising: one or more terpenoid compounds, soy methyl esters and glycol ether esters; b) introducing a first portion of the formulation into the oil pipe; and c) recovering a mixture from the oil pipe, the mixture comprising at least a portion of the formulation, and oil from the oil pipe. In one embodiment, the mixture may be fed to the oil field pipes to increase flow. In one embodiment, the mixture may be supplied to the oil field pipe to remove a blockage. In one embodiment, the plug comprises a kerosene plug. In one embodiment, the composition comprises a paraffin plug treatment. In one embodiment, the pipes are buried. In one embodiment, the pipes are remote. In one embodiment, the tubes are exposed to extreme temperatures (eg -60<o>C to 40<o>C). In one embodiment, the tubes are exposed to very low temperatures. In one embodiment, the mixture is supplied to oil pipes to enable the recovery of otherwise unabsorbable oil.

I én utførelsesform er oppfinnelsen relatert til en fremgangsmåte for å separere olje fra blandingen. I én utførelsesform blir en stor del av blandingen gjenvunnet. I én utførelsesform er gjenvinning av blandingen minst 80 %, og mer fortdelaktig minst 90 %. I én utførelsesform er den gjenvunne blandingen vesentlig ikke giftig. I én utførelsesform er den gjenvunne blandingen ikke giftig. I én utførelsesform er den gjenvunne blandingen gjenvunnet ved en kombinasjon av fysisk mekanisk separasjon og destillasjon. I en utførelsesform er den gjenvunne blandingen gjenvunnet ved fysiske mekanisk separasjon. I én utførelsesform er den gjenvunne blandingen gjenvunnet ved destillasjon. I én utførelsesform kan den gjenvunne blandingen gjenbrukes på samme måte som den opprinnelige blandingen med liten eller ingen reduksjon i ytelse. In one embodiment, the invention relates to a method for separating oil from the mixture. In one embodiment, a large portion of the mixture is recovered. In one embodiment, recovery of the mixture is at least 80%, and more advantageously at least 90%. In one embodiment, the recovered mixture is substantially non-toxic. In one embodiment, the recovered mixture is non-toxic. In one embodiment, the recovered mixture is recovered by a combination of physical mechanical separation and distillation. In one embodiment, the recovered mixture is recovered by physical mechanical separation. In one embodiment, the recovered mixture is recovered by distillation. In one embodiment, the recovered mixture can be reused in the same manner as the original mixture with little or no reduction in performance.

I én utførelsesform er oppfinnelsen relatert til en fremgangsmåte for å utvinne olje fra en oljesand, omfattende trinnene: a) å fremskaffe en formulering omfattende: en eller flere terpenoidforbindelser, soyametylestere og glykoleterestere; b) introduserer en første del av formuleringen i nevnte oljesand; og c) å gjenvinne en blanding fra nevnte oljesand, blandingen omfatter minst en del av formuleringen og olje fra nevnte oljesand. I én utførelsesform produserer ikke nevnte oljesand olje ved bruk av standard utvinningsteknikker. I én utførelsesform produserer nevnte oljesand olje med standard utvinning teknikker. I én utførelsesform omfatter fremgangsmåten ytterligere, før nevnte innføring av trinn b) trinnet med å tilbakeføre utvinningsmateriale fra oljesanden ved nevnte standard utvinningsteknikker. I én utførelsesform omfatter fremgangsmåten ytterligere, etter utvinning fra trinn c) trinnet med resirkulering oljesanden. I én utførelsesform omfatter fremgangsmåten videre, etter resirkuleringen, trinnet med å returnere oljesanden til service og utvinning av olje ved standard utvinningsteknikker. I én utførelsesform omfatter formuleringen ca 30-35 eller til og med 30-45 vektprosent av én eller flere av terpenoidforbindelsene, ca 30-35 eller til og med 30-45 vektprosent av metylestere og balanse i vektprosent med glykoleteresterne. I én utførelsesform omfatter en eller flere terpenoidforbindelser en eller flere av pinen, menten, mentan og dipenten. I én utførelsesform omfatter én eller flere terpenoidforbindelser minst D-dipenten. I én utførelsesform videre omfattende etter resirkulasjonstrinnet, trinnene: å innføre en andre del av formuleringen inn i oljesanden ved hjelp av et første trykk, hvor det første trykket er større enn omgivelses atmosfærisk trykk; hvor det andre trykket er større enn omgivelses atmosfæretrykk; opprettholde et tredje trykk i brønnen i 24-72 timer, der det tredje trykket er større enn omgivelses atmosfærisk trykk. I én utførelsesform er det første trykket mellom ca 200 psi og ca 1000 psi, og der det andre trykket er mellom omtrent 400 psi og ca 1200 psi, og der det tredje trykket er mellom ca 600 psi og ca 1400 psi. I én utførelsesform tilføres blandingen til oljesanden for å muliggjøre utvinning av ellers ikke opptakbar olje. In one embodiment, the invention relates to a method for extracting oil from an oil sand, comprising the steps of: a) providing a formulation comprising: one or more terpenoid compounds, soy methyl esters and glycol ether esters; b) introducing a first part of the formulation into said oil sands; and c) recovering a mixture from said oil sands, the mixture comprising at least part of the formulation and oil from said oil sands. In one embodiment, said oil sands do not produce oil using standard extraction techniques. In one embodiment, said oil sands produce oil with standard extraction techniques. In one embodiment, the method further comprises, before said introduction of step b) the step of returning extraction material from the oil sands by said standard extraction techniques. In one embodiment, the method further comprises, after recovery from step c), the step of recycling the oil sands. In one embodiment, the method further comprises, after the recycling, the step of returning the oil sands to service and recovering oil by standard recovery techniques. In one embodiment, the formulation comprises about 30-35 or even 30-45 percent by weight of one or more of the terpenoid compounds, about 30-35 or even 30-45 percent by weight of methyl esters and the balance in percent by weight of the glycol ether esters. In one embodiment, one or more terpenoid compounds comprise one or more of pinene, menthene, menthane and dipentene. In one embodiment, one or more terpenoid compounds comprise at least D-dipentene. In one embodiment further comprising after the recirculation step, the steps of: introducing a second portion of the formulation into the oil sands by means of a first pressure, wherein the first pressure is greater than ambient atmospheric pressure; where the second pressure is greater than ambient atmospheric pressure; maintain a third pressure in the well for 24-72 hours, where the third pressure is greater than the ambient atmospheric pressure. In one embodiment, the first pressure is between about 200 psi and about 1000 psi, and wherein the second pressure is between about 400 psi and about 1200 psi, and wherein the third pressure is between about 600 psi and about 1400 psi. In one embodiment, the mixture is added to the oil sands to enable extraction of otherwise unabsorbable oil.

DEFINISJONER DEFINITIONS

For å lette forståelsen av oppfinnelsen er en rekke betingelser definert nedenfor. Termene som er definert her har betydninger som vanligvis forstås av en fagperson på området, som er relevant for foreliggende oppfinnelse. Termer som "en", "et" og "den" er ikke ment å referere til bare en enestående enhet, men inkludere den generelle gruppen der et konkret eksempel kan brukes som illustrasjon. Terminologien brukt her er brukt for å beskrive bestemte utførelsesformer av oppfinnelsen, men deres betegnelse avgrenser ikke oppfinnelse utover det som er beskrevet i kravene. In order to facilitate the understanding of the invention, a number of conditions are defined below. The terms defined herein have meanings commonly understood by a person skilled in the art, which are relevant to the present invention. Terms such as "a", "an" and "the" are not intended to refer to just one singular entity, but to include the general group where a specific example may be used as an illustration. The terminology used here is used to describe specific embodiments of the invention, but their designation does not delimit the invention beyond what is described in the claims.

Asfalt er et svart bituminøst materiale som brukes for å legge veier eller andre områder; vanligvis spredd over knust stein. Asfalt er også et mørkt bituminøst stoff som finnes i naturlig lag og som rester fra petroleumsdestillasjon; omfattende hovedsakelig av hydrokarboner. Asfalt er også en blanding av asfalt og knust grus eller sand; brukt spesielt for asfaltering men også til takbelegging. Asphalt is a black bituminous material used to lay roads or other areas; usually spread over crushed rock. Asphalt is also a dark bituminous substance found in natural layers and as residues from petroleum distillation; consisting mainly of hydrocarbons. Asphalt is also a mixture of asphalt and crushed gravel or sand; used especially for asphalting but also for roofing.

Asfalt som brukes her innbefatter sementbaserte materialer der de dominerende bestanddeler er bitumen som forekommer i naturen eller som er fremskaffet fra petroleumsprosessering. Bitumen er et begrep som omfatter sementbaserte stoffer, naturlig eller produsert, omfattende hovedsakelig av høymolekylvekts hydrokarboner, som asfaltener, tjæres, bek og asfaltitter er typiske. Asfaltener er ofte klassifisert som faststoff, delvis faststoff eller væsker. De er ofte definert som tilvirkede materialer som er produsert under petroleumprosessering. Asfaltener karakteristisk inneholder svært høy molekylvekts molekylære polare komponenter, kalt asfaltener, som er løselig i karbondisulfid, pyridin, aromatiske hydrokarboner, klorerte hydrokarboner og tetrahydrofuran (THF). Asfaltener produsert fra raffinering av petroleum har vært brukt primært i asfaltering og takleggingsapplikasjoner. Asphalt used here includes cement-based materials where the dominant constituents are bitumen which occurs in nature or which is obtained from petroleum processing. Bitumen is a term that encompasses cement-based substances, natural or manufactured, consisting mainly of high molecular weight hydrocarbons, of which asphaltenes, tars, pitches and asphaltites are typical. Asphaltenes are often classified as solids, semi-solids or liquids. They are often defined as manufactured materials that are produced during petroleum processing. Asphaltenes characteristically contain very high molecular weight molecular polar components, called asphaltenes, which are soluble in carbon disulfide, pyridine, aromatic hydrocarbons, chlorinated hydrocarbons and tetrahydrofuran (THF). Asphaltenes produced from the refining of petroleum have been used primarily in asphalting and roofing applications.

I én utførelsesform er naturgasskondensat eller kondensat en lavtetthetsblanding av hydrokarbonvæsker som er til stede som gasskomponenter i den ubehandlede naturgassen som produseres fra mange naturgassfelt. I én utførelsesform kondenseres den ut av den ubehandlede gassen hvis temperaturen reduseres til under hydrokarbonduggpunktstemperaturen av den ubehandlede gassen. I én utførelsesform er naturgasskondensatet også referert til som kun kondensat, eller gasskondensat, eller noen ganger naturlig bensin fordi den inneholder hydrokarboner i bensinkokeområdet. Ubehandlet naturgass kan komme fra en av tre typer gassbrønner: I én utførelsesform, for eksempel råoljebrønner. Ubehandlet naturgass som kommer fra råoljebrønner kalles assosiert gass. I én utførelsesform kan denne gassen finnes atskilt fra råolje i den underjordiske formasjonen, eller oppløst i råoljen. I én utførelsesform for eksempel tørrgassbrønner, disse brønnene produserer vanligvis bare ubehandlet naturgass som ikke inneholder hydrokarbonvæske. I én utførelsesform kalles slike gasser ikke-assosiert gass. I én utførelsesform, for eksempel kondensatbrønner, disse brønnene produserer ubehandlet naturgass sammen med flytende naturgass. I én utførelsesform er slike gasser også ikke-assosiert gass og ofte referert til som våt gass. In one embodiment, natural gas condensate or condensate is a low-density mixture of hydrocarbon liquids that are present as gas components in the raw natural gas produced from many natural gas fields. In one embodiment, it is condensed out of the raw gas if the temperature is reduced below the hydrocarbon dew point temperature of the raw gas. In one embodiment, the natural gas condensate is also referred to as condensate only, or gas condensate, or sometimes natural gasoline because it contains hydrocarbons in the gasoline boiling range. Untreated natural gas can come from one of three types of gas wells: In one embodiment, for example crude oil wells. Untreated natural gas that comes from crude oil wells is called associated gas. In one embodiment, this gas can be found separated from crude oil in the underground formation, or dissolved in the crude oil. In one embodiment, for example, dry gas wells, these wells typically produce only raw natural gas that does not contain hydrocarbon liquids. In one embodiment, such gases are called non-associated gas. In one embodiment, such as condensate wells, these wells produce raw natural gas along with liquefied natural gas. In one embodiment, such gases are also non-associated gas and often referred to as wet gas.

En foretrukket rubber er minst en poly(konjugert dien). Eksempelvis konjugert dienmonomer med bidrag av enheter inkludert 1,3-butadien, isopren, 2, 3-dimethyl-dvs. A preferred rubber is at least one poly(conjugated diene). For example, conjugated diene monomer with contributions from units including 1,3-butadiene, isoprene, 2, 3-dimethyl-ie.

1,3-butadien og 1,3-pentadien. Foretrukket er konjugert dienmonomer med bidrag av enhetene 1,3-butadien og isopren. Rubber kan omfatte mer enn én konjugert dienbidratt monomerenhet, som for eksempel kan rubberen være en poly(1,3-butadien-co-isopren). 1,3-butadiene and 1,3-pentadiene. Preference is given to conjugated diene monomer with contributions from the units 1,3-butadiene and isoprene. Rubber may comprise more than one conjugated diene-contributed monomer unit, for example the rubber may be a poly(1,3-butadiene-co-isoprene).

I tillegg kan rubber også inneholde ekstra monomerbidratte enheter. Eksempelvis omfatter monomer bidratte enheter vinylsubstituerte aromatiske hydrokarboner. Egnet er vinylsubstituerte aromatiske hydrokarboner inkludert styren, α-metylstyren, 1-vinylnaftalen, 2-vinylnaftalen, 1-α-metylvinylnaftalen, 2-α-metylvinylnaftalen, samt alkyl, syklisk alkyl, aryl, alkaryl og aralkylderivater derav og di- eller trivinyl aromatiske hydrokarboner. En foretrukket vinylsubstituert aromatisk hydrokarbon er styren. Rubberen er fortrinnsvis en av poly(1,3-butadien), styrenbutadien diblokkpolymer, så vel som enhver styrenbutadien-blokk eller tilfeldige polymere og blandinger av disse. In addition, rubber can also contain extra monomer-contributed units. For example, monomeric contributed units include vinyl-substituted aromatic hydrocarbons. Suitable are vinyl-substituted aromatic hydrocarbons including styrene, α-methylstyrene, 1-vinylnaphthalene, 2-vinylnaphthalene, 1-α-methylvinylnaphthalene, 2-α-methylvinylnaphthalene, as well as alkyl, cyclic alkyl, aryl, alkaryl and aralkyl derivatives thereof and di- or trivinyl aromatic hydrocarbons. A preferred vinyl-substituted aromatic hydrocarbon is styrene. The rubber is preferably one of poly(1,3-butadiene), styrene-butadiene diblock polymer, as well as any styrene-butadiene block or random polymers and mixtures thereof.

Dipenten er et fargeløst flytende hydrokarbon som er klassifisert som en syklisk terpen som har sterk lukt av appelsiner. D-dipenten har strukturen som vist nedenfor: Dipentene is a colorless liquid hydrocarbon classified as a cyclic terpene that has a strong odor of oranges. The D dipent has the structure as shown below:

Dipenten er et kiralt molekyl og biologiske kilder produserer en enantiomer: den viktigste industrielle kilden, sitrusfrukter, inneholder D-dipenten ((+)-dipenten), som er (R)-enantiomer. Racemisk dipenten er kjent som dipenten [1]. D-dipenten oppnås kommersielt ved utvinning fra appelsinskall med superkritisk CO2. Dipentene is a chiral molecule and biological sources produce one enantiomer: the main industrial source, citrus fruits, contains D-dipentene ((+)-dipentene), which is the (R)-enantiomer. Racemic dipene is known as dipene [1]. D-dipentene is obtained commercially by extraction from orange peel with supercritical CO2.

Begrepet "effektiv", når dette begrepet brukes i spesifikasjonen og/eller kravene, menes tilstrekkelig til å oppnå et ønske eller ønskelig for resultat. The term "effective", when this term is used in the specification and/or requirements, means sufficient to achieve a desired or desirable result.

BESKRIVELSE AV TEGNINGENE DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

Figur 1 viser en grafisk fremstilling av et brønnhode 41 fra Kern River feltet som demonstrerer en betydelig nedgang i viskositeten og en økning i olje produsert med formuleringen. Figure 1 shows a graphical representation of a wellhead 41 from the Kern River field demonstrating a significant decrease in viscosity and an increase in oil produced with the formulation.

Figur 2 viser en grafisk fremstilling av et brønnhode 47 fra Kern River feltet som demonstrerer en betydelig nedgang i viskositeten og en økning i olje produsert med formuleringen. Figure 2 shows a graphical representation of a wellhead 47 from the Kern River field demonstrating a significant decrease in viscosity and an increase in oil produced with the formulation.

Figur 3 viser en grafisk fremstilling av et brønnhode 72 fra Kern River feltet demonstrerer en betydelig nedgang i viskositeten og en økning i olje produsert med formuleringen. Figure 3 shows a graphical representation of a wellhead 72 from the Kern River field demonstrating a significant decrease in viscosity and an increase in oil produced with the formulation.

Figur 4 viser en FTIR spekteranalyse av formuleringen "A" også kjent som Prodigen X. Figure 4 shows an FTIR spectrum analysis of formulation "A" also known as Prodigen X.

Figur 5 viser en FTIR spekteranalyse av formuleringen "B" Figure 5 shows an FTIR spectrum analysis of formulation "B"

Figur 6 viser en FTIR spekteranalyse av formuleringen "C" Figure 6 shows an FTIR spectrum analysis of formulation "C"

Figur 7 viser en FTIR spekteranalyse av AR 3600 asfaltfjerner. Figure 7 shows an FTIR spectrum analysis of AR 3600 asphalt remover.

Tabell 1 viser viskositeten av en råoljeprøve med tilførsel av korresponderende % av løsning "A" fra foreliggende oppfinnelse. Table 1 shows the viscosity of a crude oil sample with the addition of a corresponding % of solution "A" from the present invention.

BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DESCRIPTION OF THE INVENTION

Råoljer med forskjellige sammensetning og viskositet er hydrofobe og vanskelige å fjerne pga høy overflatespenning og generelt uløselighet med mange uorganisk og organiske løsemidler. Rengjøringsmiddelsystemer som er utformet for å redusere overflatespenningen har blitt møtt med begrenset suksess; men de resulterende blandinger er ofte overflateforurensninger, eller kan forårsake rust eller andre former for korrosjon. Vanligvis kommer løsningsmidlene som er brukt til å fortynne råolje fra destillasjonsfraksjoner av råolje, og bære de samme giftige forbindelser som finnes i råoljen. I tillegg kan disse agentene ødelegge integriteten til råoljen og oppløste stoffer, og derved hindre gjenvinning og bruk av materialer som fjernes. Videre gjør disse materialene det svært vanskelig eller umulig å utvinne råolje på grunn av fysisk ødeleggelse av råoljen. Crude oils with different composition and viscosity are hydrophobic and difficult to remove due to high surface tension and general insolubility with many inorganic and organic solvents. Detergent systems designed to reduce surface tension have met with limited success; but the resulting mixtures are often surface contaminants, or can cause rust or other forms of corrosion. Typically, the solvents used to dilute crude oil come from distillation fractions of crude oil, and carry the same toxic compounds found in the crude oil. In addition, these agents can destroy the integrity of the crude oil and solutes, thereby preventing the recovery and use of materials that are removed. Furthermore, these materials make it very difficult or impossible to extract crude oil due to physical destruction of the crude oil.

Det er flere andre behov for effektive oljefortynningsagenter. De er: There are several other needs for effective oil thinning agents. They are:

1. In situ: det er et betydelig behov for råoljefortynning i geologiske formasjoner som inneholder olje. Ca 40-60 % av den tilgjengelige råoljen i en brønn er igjen på grunn av viskositeten og overflatespenningen til råoljen. Oljemolekylene "holdes sammen" og på overflaten av formasjonen, holdes oljen tilbake fra å flyte i reservoaret til brønnen. Oljebrønnene er boret inn i en geologisk formasjon som inneholder tilstrekkelige mengder råolje (eller naturgass) for å gjøre dem økonomiske. Enten er et reservoar til stede, eller er etablert for å samle inn råolje slik at den kan pumpes til overflaten. Ulike teknologier brukes til å "forbedre" oljeflyten i reservoaret, inkludert CO2 -injeksjon under trykk, overhetet damp, propan, vaskemidler og syrer, og trykksatt luft. Videre er kjemiske og fysiske "brudding" (også kalt oppsprekking) eller frakturering av formasjonen praksis for å åpne formasjonen slik at mer olje skal strømme inn i oppsamlingsreservoaret. Det er store problemer med bruk vaskemidler og syrer pga kjemisk endring av råoljen og mer forurensning. Det finnes lignende problemer med bruken av overhetet damp (vannutslipp), og reduksjonen i vannstanden. 1. In situ: there is a significant need for crude oil dilution in geological formations that contain oil. About 40-60% of the available crude oil in a well remains due to the viscosity and surface tension of the crude oil. The oil molecules are "held together" and at the surface of the formation, the oil is held back from flowing in the reservoir to the well. The oil wells are drilled into a geological formation that contains sufficient amounts of crude oil (or natural gas) to make them economic. Either a reservoir is present, or has been established to collect crude oil so that it can be pumped to the surface. Various technologies are used to "enhance" oil flow in the reservoir, including pressurized CO2 injection, superheated steam, propane, detergents and acids, and compressed air. Furthermore, chemical and physical "fracturing" (also called fracturing) or formation fracturing is the practice of opening up the formation so that more oil will flow into the holding reservoir. There are major problems with the use of detergents and acids due to chemical changes in the crude oil and more pollution. There are similar problems with the use of superheated steam (water discharge), and the reduction in the water level.

Motstandere av frakturering pga den negative påvirkningen på miljø og helse, inkludert forurensning av grunnvann og migrering av gasser og hydrauliske fraktureringskjemikalier til overflaten, så vel som overflaten forurensning fra utslipp. Viktig er at planteavledede formuleringer som beskrevet kan være et hjelpemiddel til å frakturere siden de ikke er giftige, og dermed redusere potensialet for miljøskade. Opponents of fracturing because of the negative impact on the environment and health, including contamination of groundwater and migration of gases and hydraulic fracturing chemicals to the surface, as well as surface contamination from spills. Importantly, plant-derived formulations as described can be an aid to fracturing as they are not toxic, thus reducing the potential for environmental damage.

2. Olje eller tjæresand oljeutvinning. Gjeldende teknologier bruker sterkt overhetet damp til å tvinge olje til å bli frigjort fra leire eller sand. I de fleste områder oppnås dette ved å grave ut av oljeslammet, og å plassere det på lastebiler og frakte leiren til et område for behandling. Ingen in situ behandling blir gjennomført. Lignende problemer oppstår ved bruk av damp. 2. Oil or tar sands oil extraction. Current technologies use highly superheated steam to force oil to be released from clay or sand. In most areas this is achieved by digging out the oil sludge, placing it on trucks and transporting the clay to an area for treatment. No in situ treatment is carried out. Similar problems arise when using steam.

3. Råolje transport med rørledninger. Råolje transporteres fra brønnhodet til lagringsområde, raffineriet eller skipet via store oppvarmede rør. Vanligvis har oljen blitt fortynnet med kondensat (hydrokarbon væske/gass) til stede i alle brønner. Kondensatgassene blir vanligvis brent, og væsken brukes til å fortynne råoljen. Mengden kondensat til råolje kan være alt fra veldig lite kondensat til så mye som 50%. I noen tilfeller tilføres en 50% blanding av syntetisk olje for å redusere viskositeten og dermed overflatespenningen for at oljen skal flyte. Varme er alltid til stede i transportrørene. Generelt blir olje oppvarmet til 90 °C til å tillate den skal flyte fritt. Dette representerer tilleggsenergiforbruk for at olje skal strømme. En korrosjonsinhibitor tilføres alltid (1-2%) for å redusere det kjemiske angrepet av råoljen på veggene til rørledningene. 3. Crude oil transport by pipelines. Crude oil is transported from the wellhead to the storage area, the refinery or the ship via large heated pipes. Typically, the oil has been diluted with condensate (hydrocarbon liquid/gas) present in all wells. The condensate gases are usually burned, and the liquid is used to dilute the crude oil. The amount of condensate to crude oil can be anything from very little condensate to as much as 50%. In some cases, a 50% mixture of synthetic oil is added to reduce the viscosity and thus the surface tension for the oil to flow. Heat is always present in the transport pipes. Generally, oil is heated to 90°C to allow it to flow freely. This represents additional energy consumption for oil to flow. A corrosion inhibitor is always added (1-2%) to reduce the chemical attack of the crude oil on the walls of the pipelines.

Oppfinnelsen er beskrevet i foretrukne utførelsesformer i følgende beskrivelse med referanse til figurene. Like tall representerer de samme eller lignende elementer. Referanse i hele denne spesifikasjonen til "én utførelsesform", "en utførelsesform," eller lignende betegnelser som betyr at en bestemt funksjon, struktur eller kjennetegn som er beskrevet i forbindelse med utførelsesformen er inkludert i minst én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Dermed, frasen "i én utførelsesform," "i en utførelsesform," og lignende betegnelser i denne spesifikasjonen kan referere til, men ikke nødvendigvis, alle refererer til den samme utførelsesformen. The invention is described in preferred embodiments in the following description with reference to the figures. Equal numbers represent the same or similar elements. Reference throughout this specification to "one embodiment," "an embodiment," or similar designations means that a particular function, structure, or feature described in connection with the embodiment is included in at least one embodiment of the present invention. Thus, the phrase "in one embodiment," "in one embodiment," and similar designations in this specification may, but not necessarily, all refer to the same embodiment.

Beskrevne funksjoner, strukturer eller kjennetegn ved oppfinnelsen kan kombineres på en egnet måte i én eller flere utførelsesformer. I følgende beskrivelse er mange spesifikke detaljer fremlagt for å gi en grundig forståelse av utførelsesformer av oppfinnelsen. En fagperson på området vil imidlertid se at oppfinnelsen kan utføres uten en eller flere av de spesifikke detaljene, eller med andre fremgangsmåter, komponenter, materialer også videre. I andre tilfeller er velkjente strukturer, materialer eller operasjoner ikke vist eller beskrevet i detalj for å unngå å skjule aspekter av oppfinnelsen. Described functions, structures or characteristics of the invention can be combined in a suitable way in one or more embodiments. In the following description, many specific details are presented to provide a thorough understanding of embodiments of the invention. A person skilled in the field will, however, see that the invention can be carried out without one or more of the specific details, or with other methods, components, materials and so on. In other cases, well-known structures, materials or operations are not shown or described in detail to avoid obscuring aspects of the invention.

Som et resultat av problemene som er beskrevet, var jeg i stand til å oppdage og å perfeksjonere nye formuleringer som kan brukes til å trekke ut, innhente og utvinne følgende: Tynne råoljer, olje basert tjæresand og å tillate utvinning av råolje fra "oljestein" (impregnerte oljer eller bundet av sandstein eller andre naturlig forekommende aggretater med økonomisk bærekraftige formuleringer som: en) ikke krever varme) ikke bruker vann, c) gir gjenvinning av formuleringer opp til, og inklusiv 94% av den opprinnelige mengden, ved fysisk eller mekanisk separasjon, d) konvertere til polyoler hvis ingen gjenvinning kreves, e) er enten hovedsaklig eller helt biobaserte i innhold (ikke-giftige, dermed ikke forurensende), f) blandes lett med alle typer råolje, g) øke brønnhode avkastningen av råolje fra 200 til 1000%, h) fri oljedeponering i formasjoner slik at samlet utvinning av tilgjengelig olje i en brønn er fra 50-60% til 80% pluss, i). Separere olje fra vann baserte emulsjoner og blandinger, slik at mer olje utvinnes. As a result of the problems described, I was able to discover and to perfect new formulations that can be used to extract, obtain and recover the following: Thin crude oils, oil based tar sands and to allow the extraction of crude oil from "oil rock" (impregnated oils or bound by sandstone or other naturally occurring aggregates with economically sustainable formulations that: a) do not require heat) do not use water, c) provide recovery of formulations up to and including 94% of the original amount, by physical or mechanical means separation, d) convert to polyols if no recovery is required, e) are either mainly or entirely bio-based in content (non-toxic, thus non-polluting), f) mix easily with all types of crude oil, g) increase the wellhead yield of crude oil from 200 to 1000%, h) free oil deposition in formations so that total recovery of available oil in a well is from 50-60% to 80% plus, i). Separate oil from water-based emulsions and mixtures, so that more oil is extracted.

I én utførelsesform omfattes foretrukket kjemi av en ikke-forsåpbar syklisk monoterpen som inneholder 2 isoprenenheter, med "d" konfigurasjonen, spesielt ddipenten som reagerer med soyametylestere og ikke-giftig glykoleterestere tilført i en bestemt sekvens i nærvær av en uorganisk katalysator. (Andre monoterpiner inkludert pinen, mentol og terpentin, fungerer ikke, heller ikke tilførte isoprenenheter gjør opp sesquiterpener, diterpiner, triterpener og tetraterpener, henholdsvis. "L" former av alle strukturer, inkludert l-dipenten reagerer ikke for å danne sluttproduktene.) Reaksjonen er en serie av endoterme reaksjoner, noe som resulterer i klart vann, hvit til disig gule tynn væske. Hver av reaktantene kan varieres i konsentrasjon innenfor grenser, for å produsere et litt annerledes materiale formulert for å oppnå det spesifikke funksjonelle resultatet av fortynningsråolje for miljømessig bruk (Injeksjon eller gravimetrisk bruk i formasjonen, injeksjon (In situ eller under trykk i formasjonen eller reservoaret), kontinuerlig drypping eller enkelt opplading i reservoaret, eller kombinert med råolje etter brønnen for transport, eller spray eller flomming på oljesand for å frigi den bundne oljen. In one embodiment, preferred chemistry comprises a non-saponifiable cyclic monoterpene containing 2 isoprene units, with the "d" configuration, particularly the ddipene which reacts with soy methyl esters and non-toxic glycol ether esters added in a specific sequence in the presence of an inorganic catalyst. (Other monoterpenes, including pinene, menthol, and turpentine, do not work, nor do added isoprene units make up sesquiterpenes, diterpenes, triterpenes, and tetraterpenes, respectively. "L" forms of all structures, including l-dipentene do not react to form the final products.) The reaction is a series of endothermic reactions, resulting in clear water, white to hazy yellow thin liquid. Each of the reactants can be varied in concentration within limits, to produce a slightly different material formulated to achieve the specific functional result of dilution crude oil for environmental use (Injection or gravimetric use in the formation, injection (In situ or under pressure in the formation or reservoir) , continuous dripping or single charging in the reservoir, or combined with crude oil after the well for transportation, or spray or flooding on oil sands to release the bound oil.

Reaksjonstrinnene er svært spesifikke. Vi prøvde andre måter å reagere materialet på, men sluttproduktet fungerte ikke veldig bra. The reaction steps are very specific. We tried other ways of reacting the material, but the final product didn't work very well.

FORETRUKNE UTFØRELSESFORMER: REAKSJONSSEKVENS PREFERRED EMBODIMENTS: REACTION SEQUENCE

I én utførelsesform er 30-35% eller til og med 30-45% (på vektbasis) av d– dipenten innført i en reaktor av rustfritt stål. En uorganisk katalysator (f.eks. jern/kobber) er suspendert i løsningen. Merk: katalysatoren må utvides til full lengde av reaktantresultatene (den må være like lang som tanken eller kjelen). I én utførelsesform må reaksjonen kjøres i en tank av rustfritt stål eller annen ståltank for å sette opp en elektrolytisk reaksjon mellom de ulike metaller. Vi har gjentatte ganger prøvd å oppnå de samme resultatene i glass og plast beholdere med bare kobberkatalysatoren, resultatene er løsninger som ikke fungerer, nær så vel på olje fortynning. Når vi tilfører en stålstang, et bånd eller en annen kilde av stål i glass- eller plastbeholderen, får vi bra sluttprodukt som fungerer bra. Et 30-35% tillegg av soyametylestere (metylsoyaderivat fra soyabønnolje) tilføres og den resulterende blandingen blir omrørt med 1700-3500 rpm i 30 minutter. Reaktoren må være jordet. In one embodiment, 30-35% or even 30-45% (by weight) of the d- dipene is introduced into a stainless steel reactor. An inorganic catalyst (eg iron/copper) is suspended in the solution. Note: the catalyst must be extended to the full length of the reactant results (it must be as long as the tank or boiler). In one embodiment, the reaction must be run in a stainless steel or other steel tank to set up an electrolytic reaction between the various metals. We have repeatedly tried to achieve the same results in glass and plastic containers with only the copper catalyst, the results are solutions that do not work, almost as well on oil dilution. When we add a steel bar, band or other source of steel to the glass or plastic container, we get a good end product that works well. A 30-35% addition of soy methyl esters (methyl soy derivative from soybean oil) is added and the resulting mixture is stirred at 1700-3500 rpm for 30 minutes. The reactor must be grounded.

Den midlertidige løsningen vil gradvis skifte farge fra en klar til svak gul farge til en gylden gul, og har en pH på mellom 4,0-5,0 avhengig av det spesifikke forholdet mellom de to utgangsmaterialene. En liten dis vil dannes i løsningen. The temporary solution will gradually change color from a clear to faint yellow color to a golden yellow, and has a pH of between 4.0-5.0 depending on the specific ratio of the two starting materials. A small haze will form in the solution.

Glykoleterestere tilføres (for å balansere), og løsningen omrøres (i nærvær av katalysatorer) i 1 time, eller til løsningen klarner. I én utførelsesform vil temperaturen av den endelige løsningen være minst 10 grader lavere enn omkringliggende betingelsene. Glycol esters are added (to balance) and the solution is stirred (in the presence of catalysts) for 1 hour or until the solution clears. In one embodiment, the temperature of the final solution will be at least 10 degrees lower than the surrounding conditions.

Fysiske og kjemiske egenskaper: (ved STP) Physical and chemical properties: (at STP)

pH: 4,3-4,8 pH: 4.3-4.8

Egenvekt: 0,8810-0,8900 (vann = 1,000) Specific gravity: 0.8810-0.8900 (water = 1.000)

Tetthet: 7,09-7,10 # / US Gallon Density: 7.09-7.10 # / US Gallon

Overflatespenning: 10,5-11 dynes/cm<2>Surface tension: 10.5-11 dynes/cm<2>

Lukt: Aromatiske, søt fruktig Smell: Aromatic, sweet fruity

Kokepunkt: 185-190 °F Boiling point: 185-190°F

Flammepunkt: 140 °F (Tag lukket Cup), 70 °F (Penske, åpne cup) Flash Point: 140°F (Tag Closed Cup), 70°F (Brush, Open Cup)

Løselighet i vann: uløselige Solubility in water: insoluble

Oljefortynning Oil dilution

Et forhold på 30% d–dipenten, 30% metylsoyater, 40% glykoleterestere, tilføres til tung råolje ved STP, som har en viskositet av 22500 cTs. A ratio of 30% d-dipentene, 30% methyl soyates, 40% glycol ethers is fed to heavy crude oil at STP, which has a viscosity of 22500 cTs.

Starte viskositet av råolje 22 500 (alle applikasjoner gjort på vekt/vektbasis, blandet i 2 minutter for hånd) viskositetsresultatene er vist i Tabell 1. Starting viscosity of crude oil 22,500 (all applications made on a weight/weight basis, mixed for 2 minutes by hand) viscosity results are shown in Table 1.

Råolje kan ikke pumpes effektivt gjennom rørledninger med mindre viskositeten reduseres til et minimum høyest måling på 350 cTs. Dette er den internasjonale standarden som brukes for all rørledningstransport av råolje. Viskositeten senkes med hjelp av varme og inkludering av kondensat. Crude oil cannot be pumped efficiently through pipelines unless the viscosity is reduced to a minimum highest reading of 350 cTs. This is the international standard used for all pipeline transport of crude oil. The viscosity is lowered with the help of heat and the inclusion of condensate.

Den vedlagte studien utført av (Enbridge) beskriver tydelig ytelsen til løsningen, som inkluderer det variable området for ubehandlede reaktanter. Formuleringen "A" er den endelige formuleringen som bruker bitumensubstans fjerningsutformingen som en primær byggeblokk av syklisk monoterpen og surfaktanten. Tilførsel av andre primære råmaterialer som tidligere er identifisert i dette dokumentet og er avgjørende for viskositets- og overflatespenningsreduksjon oppstår. The attached study conducted by (Enbridge) clearly describes the performance of the solution, which includes the variable range for untreated reactants. Formulation "A" is the final formulation that uses the bitumen substance removal formulation as a primary building block of the cyclic monoterpene and the surfactant. Supply of other primary raw materials previously identified in this document and essential for viscosity and surface tension reduction occurs.

En studie utført på en prøve av råolje fra Cushing, Oklahoma ble vurdert ved å bruke "formulering A" for viskositetsreduksjon, utvinning av løsningen og overflatespenning. A study conducted on a sample of crude oil from Cushing, Oklahoma was evaluated using "Formulation A" for viscosity reduction, solution recovery and surface tension.

Resultatene er som følger: The results are as follows:

Opprinnelige viskositet 4500 cTs overflatespenning: 31 dynes/cm<2 >Tilførsel 3,5% "A" 375 cTs overflatespenning: 18 dynes/cm<2>Initial viscosity 4500 cTs surface tension: 31 dynes/cm<2> Supply 3.5% "A" 375 cTs surface tension: 18 dynes/cm<2>

Oljefortynningsmiddel-destillasjon/gjenvinning Oil thinner distillation/recycling

Følgende ble brukt til å utvinne opptil 94 % av den opprinnelige løsningen. En enkel lavtemperatur destillasjon av olje/oppløsningsblanding brukt. Vann ble fjernet ved av én av to fremgangsmåter. Den første fremgangsmåten ble testet på et brønnområde i OK. The following was used to recover up to 94% of the original solution. A simple low temperature distillation of the oil/solvent mixture used. Water was removed by one of two methods. The first procedure was tested on a well area in OK.

Den første fremgangsmåten brukt er en enkel oljeskummingsoperasjon hvor råolje/vår formulering "A" blanding ble separert fra vannfasen ved gravimetrisk separasjon. Oljefasen flyter alltid oppå vannfasen. Når denne fremgangsmåten ble brukt, hjalp vårt materiale å separere fasene betydelig bedre enn alle andre separasjonsmetoder, og bidro til å fjerne suspenderte salter fra råoljen. The first method used is a simple oil skimming operation where the crude oil/our formulation "A" mixture was separated from the water phase by gravimetric separation. The oil phase always floats on top of the water phase. When this procedure was used, our material helped to separate the phases significantly better than all other separation methods, and helped to remove suspended salts from the crude oil.

Den andre fremgangsmåten ble utført i et laboratorium. I denne fremgangsmåten brukte enkel sentrifugering, der råolje-/formulering "A"-blandingen ble separert fra vannfasen. Problemet med sentrifugering er at det var noe olje-/formulering "A"-tap, og restfluidet ble behandlet gjennom en gravimetrisk separator for å fjerne giftig materiale og utsluppet tilbake til vannskillet. The second procedure was carried out in a laboratory. This method used simple centrifugation, where the crude oil/formulation "A" mixture was separated from the water phase. The problem with centrifugation is that there was some oil/formulation "A" loss and the residual fluid was processed through a gravimetric separator to remove toxic material and discharged back to the watershed.

Når olje/formulering "A", "B" og "C" ble separert fra vannfasen, ble en lavtemperatur, enkel destillasjon/kondenserende gjenvinningssystem brukt til å separere råolje fra oljefasen. En gjennomsnittlig temperatur på mindre enn 150 °C tillatter intakt gjenvinning av nesten alle formuleringene. Gjenvinnings gjennomsnittsområde fra et nedre på 85% (formulering "C") til en høyeste på 97% (formulering "A"). Gjennomsnitts gjenvinningsnivåer på 94% var målnivået, med løsninger "A og B" som ble gjenvunnet og testet for gjenbruk i fortynning av frisk råolje. When oil/formulation "A", "B" and "C" were separated from the water phase, a low temperature single distillation/condensing recovery system was used to separate the crude oil from the oil phase. An average temperature of less than 150 °C allows intact recovery of almost all formulations. Recovery average range from a low of 85% (formulation "C") to a high of 97% (formulation "A"). Average recovery levels of 94% were the target level, with solutions "A and B" being recovered and tested for reuse in fresh crude oil dilution.

EKSPERIMENTELLE FELTRESULTATER EXPERIMENTAL FIELD RESULTS

Studien av formulering "A", referert til som AR-OT demonstrerer økt strømning av råolje fra brønnen etter innføringen av vårt materiale. Dataene etter en 1 måned eksperimentelle forsøk, taler for seg selv med økt produksjon in situ. The formulation "A" study, referred to as AR-OT, demonstrates increased flow of crude oil from the well following the introduction of our material. The data after a 1-month experimental trial, speak for themselves with increased production in situ.

Brønnhodestudier ved brønner # 37, 41,47-72 fra feltet Kern River demonstrerer en betydelig nedgang i viskositeten og en økning i olje produsert med formulering (vist i Error! Reference source not found., Error! Reference source not found. og Error! Reference source not found.). Wellhead studies at wells # 37, 41,47-72 from the Kern River field demonstrate a significant decrease in viscosity and an increase in oil produced with formulation (shown in Error! Reference source not found., Error! Reference source not found. and Error! Reference source not found.).

Glen Rose studien og Mega West dataene på "Prodigen X (som er formulering "A"), viser tydelig betydelige forbedringer i strømning og dampinjeksjon i brønnene og i formasjonen med bruk av vårt materiale. The Glen Rose study and the Mega West data on "Prodigen X (which is formulation "A") clearly show significant improvements in flow and steam injection in the wells and in the formation using our material.

FT-IR skanninger av formulering "A", "B" og "C" (vist i Error! Reference source not found., Error! Reference source not found. og Error! Reference source not found., henholdsvis) vedlagte og en skanning av AR3600 (bitumenbasert fjerningsprodukt), vist i figur 7, er inkludert for sammenlignende bruk. FT-IR scans of formulation "A", "B" and "C" (shown in Error! Reference source not found., Error! Reference source not found. and Error! Reference source not found., respectively) attached and a scan of AR3600 (bituminous removal product), shown in Figure 7, is included for comparative use.

Eksempler på rå MacKay River Bitumen (MKB) og Coid Lake tung råolje ble levert av Bridge for evaluering og testing. Kondensat ble også tilført siden dette er brukt som det primære fortynningsmiddelet, syntetisk olje ble ikke tilført. Samples of crude MacKay River Bitumen (MKB) and Coid Lake heavy crude were provided by Bridge for evaluation and testing. Condensate was also added since this is used as the primary diluent, synthetic oil was not added.

Det primære målet med MacKay River Bitumen var å redusere viskositeten av MKB med en begrenset mengde av BioSpan materiale, eliminerer behovet for å varme bitumen til 90 °C for transport til blandingsanlegg hvor det blir blandet med en syntetisk olje med et 50:50 forhold og å redusere mengden av fortynningsvolumet å oppnå et mål på 350 centistokes ved en temperatur på 11,9 °C. The primary objective of MacKay River Bitumen was to reduce the viscosity of MKB with a limited amount of BioSpan material, eliminate the need to heat the bitumen to 90°C for transport to the mixing plant where it is mixed with a synthetic oil at a 50:50 ratio and to reduce the amount of the dilution volume to achieve a target of 350 centistokes at a temperature of 11.9 °C.

Det andre settet av mål var å redusere viskositeten til Cold Lake blandet råolje til under 350 cSt med en liten mengde av samme BioSpan løsningen brukes til å redusere viskositet av MKB, hvis mulig. The second set of goals was to reduce the viscosity of the Cold Lake blended crude oil to below 350 cSt with a small amount of the same BioSpan solution used to reduce the viscosity of MKB, if possible.

Sekundære mål var som følger: Secondary objectives were as follows:

1. Redusere eller eliminere behovet for korrosjonshemmere tilført råoljen som strømmer gjennom rørledningene. 1. Reduce or eliminate the need for corrosion inhibitors added to the crude oil flowing through the pipelines.

2. Kunne gjenvinne BioSpan fortynningsløsningen på et minimumsnivå på 80, med 85-90% gjenvinning foretrukket. 2. Be able to recover the BioSpan dilution solution at a minimum level of 80, with 85-90% recovery preferred.

3. Opprettholde den ikke-giftige naturen av BioSpan-løsningen(e). 3. Maintain the non-toxic nature of the BioSpan solution(s).

4. Redusere giftigheten av det endelige fortynningsmiddelet når kondensat inkorporeres i formuleringen. 4. Reduce the toxicity of the final diluent when condensate is incorporated into the formulation.

5. Tilgjengelighet av råvarer for å møte etterspørselen. 5. Availability of raw materials to meet demand.

EKSPERIMENTELLE LABORATORIE METODER: EXPERIMENTAL LABORATORY METHODS:

Alle tester ble utført ved bruk av gjeldende godkjente vitenskapelige fremgangsmåter. Varmt og kaldt vannbad ble brukt til å opprettholde konstant temperatur under testing. Et Brookfield viskosometer ble brukt til å måle viskositet og en destillasjon ’set u’ ble brukt til å replikere første utvinning av BioSpan-materialet ved raffineriet eller andre prosesseringsanlegg. GC/MS ble brukt til å finne ut om det var noen endringer i kjemisk struktur, sammenligning av utvunnet råolje eller bitumen versus det ufortynnede materialet, og BioSpan-løsningen(e). En Hewlett Packarad 5988A GC/MS ble brukt. Første substrat kompatibilitet ble vurdert ved å bruke svart stålrør etter en akseptert FDA-protokoll for korrosjonsbeskyttelse. All tests were performed using current accepted scientific methods. Hot and cold water baths were used to maintain a constant temperature during testing. A Brookfield viscometer was used to measure viscosity and a distillation 'set u' was used to replicate initial extraction of the BioSpan material at the refinery or other processing facility. GC/MS was used to determine if there were any changes in chemical structure, comparison of recovered crude oil or bitumen versus the undiluted material, and the BioSpan solution(s). A Hewlett Packarad 5988A GC/MS was used. First substrate compatibility was assessed using black steel tubing following an accepted FDA protocol for corrosion protection.

Over 60 ulike formuleringsmodifikasjoner ble evaluert for MKB viskositetsreduksjon, ved en temperatur på 90 °C, og temperaturen ble redusert sekvensielt med 10 °C på formuleringene viste betydelig viskositetsreduksjon ettersom temperaturen ble redusert. Konsentrasjonsnivået av test løsningene startet på 10%, og ble justert for å nå endepunktsmålene av prosjektet. Det var vårt mål å innlemme kondensatet som en del av fortynningsmiddelet, siden dette materialet allerede er blitt utvunnet og må avhendes. Over 60 different formulation modifications were evaluated for MKB viscosity reduction, at a temperature of 90 °C, and the temperature was reduced sequentially by 10 °C on the formulations showing significant viscosity reduction as the temperature was reduced. The concentration level of the test solutions started at 10%, and was adjusted to reach the endpoint goals of the project. It was our goal to incorporate the condensate as part of the diluent, since this material has already been extracted and must be disposed of.

Kondensatfortynningsmiddel ble brukt på 70% MKB: 30% kondensatnivå som en standard. Condensate diluent was used at 70% MKB: 30% condensate level as a standard.

Endelig testing og alle andre analyser ble utført når 11,9 °C viskositet nivå ble oppnådd med MKB-prøvene. Gjenvinning av BioSpan-fortynningsmiddel ble gjort på disse materialene, som var GC/MS-tester. Final testing and all other analyzes were performed when the 11.9 °C viscosity level was achieved with the MKB samples. Recovery of BioSpan diluent was done on these materials, which were GC/MS tests.

Lignende tester ble utført på Cold Lake-materialet, men på et mye lavere nivå, siden vårt mål var å komme frem til en fortynningsmiddelreduksjon eller erstatning. Similar tests were performed on the Cold Lake material, but at a much lower level, since our goal was to arrive at a diluent reduction or replacement.

Alle tester ble gjort på en vekt/vektbasis. All tests were done on a weight/weight basis.

RESULTATER: RESULTS:

1. Tre formuleringer viste at den målrettede viskositeten på 350 cSt eller mindre er oppnåelig ved 11,9 °C. 1. Three formulations showed that the targeted viscosity of 350 cSt or less is achievable at 11.9°C.

2. Mengde BioSpan-materiale for å oppnå dette målet varierer fra 11,45% til 18,0%. 2. Amount of BioSpan material to achieve this goal varies from 11.45% to 18.0%.

3. Kondensat kan kombineres med BioSpan materialer med et forhold på 50:50 eller høyere, avhengig av det ønskede viskositets-/temperaturforholdet. 3. Condensate can be combined with BioSpan materials at a ratio of 50:50 or higher, depending on the desired viscosity/temperature ratio.

4. Alle formuleringer testet er helt hydrofobe. 4. All formulations tested are completely hydrophobic.

5. Alle formuleringer er utvinnbare i et område fra 85% eller høyere. 5. All formulations are recoverable in a range from 85% or higher.

FORMULERINGEN "A" THE FORMULATION "A"

Formulering "A" er en ikke-giftig formulering som eliminerer behovet for kondensat. Et 18 % (på vektbasis) bruksnivå av formulering "A" løser fullstendig MKB ved 19 °C, som resulterer i en viskositet på 200-225 cSt, og ved 11,9 °C, var viskositeten 250-275 cSt. Løselighetshastigheten er mye bedre enn for andre formuleringer. Noe økt temperaturer på mellom 30 og 40 °C resulterer i nesten umiddelbar oppløsning. Ved 60 °C er oppløsningen umiddelbar, med liten eller ingen omrøringsbehov. Formulation "A" is a non-toxic formulation that eliminates the need for condensate. An 18% (by weight) application level of formulation "A" completely dissolves MKB at 19°C, resulting in a viscosity of 200-225 cSt, and at 11.9°C, the viscosity was 250-275 cSt. The dissolution rate is much better than for other formulations. Slightly increased temperatures of between 30 and 40 °C result in almost immediate dissolution. At 60 °C, dissolution is immediate, with little or no need for stirring.

Destillasjon gjenvinning av denne formuleringen er mellom 90 og 94%, med ingen åpenbare endringen i strukturen. Formuleringen er en korrosjonbeskytter og en versjon av basisformuleringen er for bruk på saltingslastebiler og annet tungt utstyr som er utsatt for klorider og fuktighet. Distillation recovery of this formulation is between 90 and 94%, with no obvious change in structure. The formulation is a corrosion inhibitor and a version of the base formulation is for use on salting trucks and other heavy equipment exposed to chlorides and moisture.

Serielle reduksjoner av denne utforming med et forhold på 1 del "A" til 3 deler kondensat gir en lignende viskositetsreduksjonsnivå med MKB. Imidlertid er en lineær økning i blandingstemperaturen nødvendig for lettere å blande fortynningsmiddelet, siden startløseligheten av kondensat/Formulat "A" ikke er så rask ved 11,9 °C som en direkte formulering "A". Toksisiteten blir et problem når kondensat kombineres med formuleringen "A" på grunn av kondensatets iboende natur. Serial reductions of this design with a ratio of 1 part "A" to 3 parts condensate give a similar level of viscosity reduction with MKB. However, a linear increase in mixing temperature is required to more easily mix the diluent, since the initial solubility of condensate/Formulation "A" is not as rapid at 11.9°C as a direct formulation "A". The toxicity becomes an issue when condensate is combined with formulation "A" due to the inherent nature of the condensate.

En lik blanding av formulering "A" og kondensat på 9% kondensatnivå av hver, kom nærmest ved bruk av en 18% konsentrasjon av formuleringen "A". An equal mixture of Formulation "A" and condensate at 9% condensate level of each was approximated using an 18% concentration of Formulation "A".

FORMULERINGEN "B" FORMULATION "B"

Formuleringen "B" er en modifikasjon av formuleringen "A". Bruk er denne formuleringen om lag 15%, med et tilførsel av 15% kondensat. Den oppløser raskt MKB ved 50 °C. Viskositeten på 11,9 °C er 350 cST, og har lignende (men ikke fullt så gode som formuleringen "A) korrosjonsbeskyttelse egenskaper. Forholdet mellom formulering "B" til kondensat er omtrent 1: 4. Baseløsningen er ikke giftig, men vil ha lignende toksisitetsegenskaper som "A" kombinert med kondensat. Formulation "B" is a modification of formulation "A". Use is this formulation about 15%, with a supply of 15% condensate. It quickly dissolves MKB at 50 °C. The viscosity at 11.9 °C is 350 cST, and has similar (but not quite as good as formulation "A) corrosion protection properties. The ratio of formulation "B" to condensate is approximately 1:4. The base solution is non-toxic, but will have similar toxicity characteristics as "A" combined with condensate.

En fordel er at det reduserer viskositeten til Cold Lake materialet til ~ 250 cSt med en 3-4% tilførsel ved 11,9 ° C. Det blandes umiddelbart til en ensartet væske og gjenvinnes med en hastighet på ca. 85-90%. Ingen betydelige observerte endringer ble sett på GC/MS skanner. An advantage is that it reduces the viscosity of the Cold Lake material to ~250 cSt with a 3-4% feed at 11.9 °C. It immediately mixes to a uniform liquid and is recycled at a rate of approx. 85-90%. No significant observed changes were seen on the GC/MS scanner.

FORMULERINGEN "C" THE FORMULATION "C"

Formuleringen "C" har en annen formulering enn "A eller B." Den er ikke giftig, men har en høyere kokepunkt enn de andre to formuleringene. Ved bruk og en konsentrasjon på 11,45 %, er viskositeten målt 350 cSt ved 19 °C. Når temperaturen ble redusert til 11,9 °C, hoppet viskositet til nesten 500 cSt. Vi prøvde å redusere viskositeten ved å endre formuleringens sammensetning uten suksess. Imidlertid ble denne formuleringen kombinert med Cold Lake prøvene å redusere viskositet til 300 cSt med et 5 % -tilførsel til Cold Lake-produktet. Gjenvinning via destillasjon var som 80-85%-nivået. The wording "C" has a different wording than "A or B." It is not toxic, but has a higher boiling point than the other two formulations. When used at a concentration of 11.45%, the measured viscosity is 350 cSt at 19 °C. When the temperature was reduced to 11.9 °C, viscosity jumped to almost 500 cSt. We tried to reduce the viscosity by changing the composition of the formulation without success. However, this formulation was combined with the Cold Lake samples to reduce viscosity to 300 cSt with a 5% addition to the Cold Lake product. Recovery via distillation was like the 80-85% level.

KONKLUSJONER: CONCLUSIONS:

1. Av de 67 formuleringene evaluert under vilkårene fastsatt av Enbridge, tre (3) ble formuleringer identifisert som potensielle kandidater som møtte de fleste, hvis ikke alle ytelsesbehovene. 1. Of the 67 formulations evaluated under the conditions established by Enbridge, three (3) formulations were identified as potential candidates that met most, if not all, of the performance requirements.

2. Formulering "A" møtte alle kriteriene satt frem så langt. Den er ikke giftig, utstyrsvennlig, miljøvennlig, og endrer ikke den strukturelle integriteten til råolje mens MKB gjøres væskeformig, og reduserer viskositet av Cold Lakematerialet. Den er gjenvinnbar og kan gjenbrukes hvis ønskelig. Den kombineres lett med kondensat, og den resulterende blandingen tilbyr en betydelig energisparing ved å redusere behovet for forhøyet temperatur når MKB gjøres væskeformig. Tilstrekkelig råvarene er tilgjengelige til å opprettholde etterspørselen, og gir sekundære fordeler med å opprettholde rørledninger med redusert korrosjon. 2. Formulation "A" met all the criteria set out so far. It is non-toxic, equipment friendly, environmentally friendly, and does not change the structural integrity of crude oil while MKB is made liquid, and reduces the viscosity of the Cold Lake material. It is recyclable and can be reused if desired. It combines easily with condensate, and the resulting mixture offers significant energy savings by reducing the need for elevated temperature when MKB is liquefied. Sufficient raw materials are available to sustain demand, providing secondary benefits of maintaining pipelines with reduced corrosion.

3. Formulering "B" ga lignende resultater som formulering "A", men brukte flere materialer og krever en høyere blandingstemperatur. Den kombineres lett med Cold Lake råolje, og tilstrekkelige råvarer er tilgjengelige for å møte fremtidige behov. Det er gjenvinnbart uten betydelige endringer i integriteten av råoljen. Det blandes med kondensat, men krever mer kondensatbruk enn formulering "A" for å oppnå samme resultat. 3. Formulation "B" produced similar results to formulation "A", but used more materials and required a higher mixing temperature. It combines easily with Cold Lake crude, and sufficient raw materials are available to meet future needs. It is recoverable without significant changes in the integrity of the crude oil. It mixes with condensate, but requires more condensate usage than formulation "A" to achieve the same result.

4. Formulering "C" tilbyr den laveste brukskonsentrasjonen, men krever høyere blandingstemperaturer og gir ikke samme type korrosjonsbeskyttelse som de andre formuleringene. Av de tre, vil denne formuleringen kreve mer omfattende forskning på MKB for å oppnå de ønskede ytelsesegenskapene. 4. Formulation "C" offers the lowest use concentration, but requires higher mixing temperatures and does not provide the same type of corrosion protection as the other formulations. Of the three, this formulation will require more extensive research on EIA to achieve the desired performance characteristics.

Claims

PATENT CLAIMS

1. A method of extracting oil from an oil well comprising the steps:

a) providing a formulation comprising: one or more terpenoid compounds, soy methyl ester and glycol ether esters; b) introducing a first portion of the formulation into the oil well; and c) recovering a mixture from the oil well, the mixture comprising at least a portion of the formulation and oil from the oil well.

2. Method according to claim 1, wherein the oil well does not produce oil using standard extraction techniques.

3. Method according to claim 1, wherein the oil well produces oil using standard extraction techniques.

4. Method according to claim 3, where the method further comprises, before the introduction step b), the step of winding up the extraction of material from the oil well by standard extraction techniques.

5. Method according to claim 4, where the method further comprises after the extraction in step c), the step of recycling the oil well.

6. Method according to claim 5, where the method further comprises, after the recycling, the step of returning the oil well to service and extracting oil by the standard extraction techniques.

7. Method according to claim 1, where the formulation comprises approximately 30-45 percent by weight of one or more terpenoid compounds, approximately 30-45 percent by weight of said methyl esters and the balance in percent by weight of said glycol ether esters.

8. Method according to claim 1, further comprising the step of separating the formulation from the mixture for reuse.

9. Method according to claim 1, where one or more of the terpenoid compounds comprise at least d-dipene.

10. Method according to claim 5, further comprising after the recycling step, the steps: introducing a second part of the formulation into the oil well.

11. Method according to claim 10, where the second part is introduced under pressure, where the pressure is greater than ambient atmospheric pressure.

12. A method for producing a formulation for disposal in an oil well to improve recovery therefrom, comprising:

a. to provide i) a solution of one or more terpenoid compounds, ii) soy methyl esters, iii) glycol ether esters, iv) a first inorganic catalyst, v) a second inorganic catalyst and vi) a reactor;

b. introducing the solution of one or more terpenoid compounds into the reactor;

c. suspending the first inorganic catalyst in solution in the reactor; d. adding soy methyl esters to the reactor to form a first reaction mixture; e. stirring the first reaction mixture; and

f. adding the glycol ether ester to the reaction mixture in the presence of the second inorganic catalyst to form a second reaction mixture; and g. stirring the second reaction mixture to produce an oil recovery formulation.

13. The method according to claim 12, wherein the reactor is a stainless steel reactor.

14. Method according to claim 12, where the reactor is a glass reactor with an added source of steel.

15. Method according to claim 12, where the reactor is a plastic reactor with an added source of steel.

16. Method according to claim 12, where the stirring comprises stirring the mixture for at least 30 minutes at 1700-3500 rpm.

17. Method according to claim 12, where the reactor is grounded.

18. The method according to claim 12, wherein the stirring comprises stirring the mixture until the solution is clear.