NO791505L - Oljegjenvinningsprosess. - Google Patents
Oljegjenvinningsprosess.Info
- Publication number
- NO791505L NO791505L NO791505A NO791505A NO791505L NO 791505 L NO791505 L NO 791505L NO 791505 A NO791505 A NO 791505A NO 791505 A NO791505 A NO 791505A NO 791505 L NO791505 L NO 791505L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- alcohol
- aqueous
- plug
- oil
- surfactant
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 27
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 28
- HVYWMOMLDIMFJA-DPAQBDIFSA-N cholesterol Chemical compound C1C=C2C[C@@H](O)CC[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@H]([C@H](C)CCCC(C)C)[C@@]1(C)CC2 HVYWMOMLDIMFJA-DPAQBDIFSA-N 0.000 claims description 24
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 claims description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 claims description 16
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 235000012000 cholesterol Nutrition 0.000 claims description 12
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- -1 cyclic secondary alcohol Chemical class 0.000 claims description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 10
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 claims description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 239000003380 propellant Substances 0.000 claims description 4
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 2
- 150000002989 phenols Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 claims description 2
- WUOACPNHFRMFPN-UHFFFAOYSA-N alpha-terpineol Chemical compound CC1=CCC(C(C)(C)O)CC1 WUOACPNHFRMFPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000001841 cholesterols Chemical class 0.000 claims 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 51
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- XFRVVPUIAFSTFO-UHFFFAOYSA-N 1-Tridecanol Chemical class CCCCCCCCCCCCCO XFRVVPUIAFSTFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 3
- QHDHNVFIKWGRJR-UHFFFAOYSA-N 1-cyclohexenol Chemical compound OC1=CCCCC1 QHDHNVFIKWGRJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000008237 rinsing water Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 2
- NOOLISFMXDJSKH-UTLUCORTSA-N (+)-Neomenthol Chemical compound CC(C)[C@@H]1CC[C@@H](C)C[C@@H]1O NOOLISFMXDJSKH-UTLUCORTSA-N 0.000 description 1
- DTGKSKDOIYIVQL-WEDXCCLWSA-N (+)-borneol Chemical compound C1C[C@@]2(C)[C@@H](O)C[C@@H]1C2(C)C DTGKSKDOIYIVQL-WEDXCCLWSA-N 0.000 description 1
- ALLNFJIQICICKE-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethylcyclohexen-1-ol Chemical compound CC1CCCC(O)=C1C ALLNFJIQICICKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FPALFFYLFYUUHV-UHFFFAOYSA-N 2-methylcyclohexen-1-ol Chemical compound CC1=C(O)CCCC1 FPALFFYLFYUUHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FBOFZIGSCAJRAJ-UHFFFAOYSA-N 2-propylcyclohexen-1-ol Chemical compound CCCC1=C(O)CCCC1 FBOFZIGSCAJRAJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VBIRCRCPHNUJAS-AFHBHXEDSA-N 4-[(1S,3aR,4S,6aR)-4-(1,3-benzodioxol-5-yl)tetrahydrofuro[3,4-c]furan-1-yl]-2-methoxyphenol Chemical compound C1=C(O)C(OC)=CC([C@@H]2[C@@H]3[C@@H]([C@H](OC3)C=3C=C4OCOC4=CC=3)CO2)=C1 VBIRCRCPHNUJAS-AFHBHXEDSA-N 0.000 description 1
- JGVWYJDASSSGEK-UHFFFAOYSA-N 5-methyl-2-propan-2-ylidenecyclohexan-1-ol Chemical compound CC1CCC(=C(C)C)C(O)C1 JGVWYJDASSSGEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NOOLISFMXDJSKH-UHFFFAOYSA-N DL-menthol Natural products CC(C)C1CCC(C)CC1O NOOLISFMXDJSKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DTGKSKDOIYIVQL-MRTMQBJTSA-N Isoborneol Natural products C1C[C@@]2(C)[C@H](O)C[C@@H]1C2(C)C DTGKSKDOIYIVQL-MRTMQBJTSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Polymers 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 description 1
- CKDOCTFBFTVPSN-UHFFFAOYSA-N borneol Natural products C1CC2(C)C(C)CC1C2(C)C CKDOCTFBFTVPSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- PQANGXXSEABURG-UHFFFAOYSA-N cyclohexenol Natural products OC1CCCC=C1 PQANGXXSEABURG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- DTGKSKDOIYIVQL-UHFFFAOYSA-N dl-isoborneol Natural products C1CC2(C)C(O)CC1C2(C)C DTGKSKDOIYIVQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229940041616 menthol Drugs 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- VPSRGTGHZKLTBU-UHFFFAOYSA-N piperitol Natural products COc1ccc(cc1OCC=C(C)C)C2OCC3C2COC3c4ccc5OCOc5c4 VPSRGTGHZKLTBU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- HPOHAUWWDDPHRS-UHFFFAOYSA-N trans-piperitol Natural products CC(C)C1CCC(C)=CC1O HPOHAUWWDDPHRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- BURBOJZOZGMMQF-UHFFFAOYSA-N xanthoxylol Natural products C1=C(O)C(OC)=CC=C1C1C(COC2C=3C=C4OCOC4=CC=3)C2CO1 BURBOJZOZGMMQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
01jegjenvinningsprosess.
Foreliggende oppfinnelse angår en prosess for gjenvinning av olje fra en underjordisk oljeholdig formasjon med et grunnvann med høyt salthétsgrad, ved bruk av en vandig plugg inneholdende en kommersielt tilgjengelig petroleumsulfonat, et medvirkende overflateaktivt middel og en monoumettet sekundæralkohol.
Primærproduksjon av olje fra underjordiske oljeholdige formasjoner oppnås vanligvis ved å utnytte den naturlige energi i formasjonen i form av vannutdrivning, gassutdrivning, oppløsningr-gassutdrivning eller kombinasjoner av disse. På grunn av at slik "primærgjenvinnings"-teknikker etterlater vesentlige mengder olje i formasjonen, benyttes det sekundære gjenvinningsmetoder hvorved ytterligere olje gjenvinnes etter åt de primære energikilder er uttømt. En av de mer hyppig benyttede sekundære metoder er vann-gjennomstrømning. Ved denne fremgangsmåte blir gjennomstrømnings-vann injisert inn i reservoaret via en eller 'flere injeksjonsbrønner som går gjennom den oljeholdige formasjon. Man forskyver oljen i formasjonen og beveger denne gjennom formasjonen mot en eller flere produksjonsbrønner hvorfra oljen fremstilles. Fordi imidlertid vann og olje er ublandbare og fordi det foreligger en høy grenseflatespenning mellom vann og olje, vil denne vanngjen-nomstrømning ikke fortrenge olje med høy effektivitet. Som en konsekvens kan vanngjennomstrømning eller vannskylling kun gjenvinne ytterligere 30-50% av oljen som er tilbake etter primær-produksjonen.
For å gjenvinne ytterligere olje, er det utviklet terti-ære gjenvinningsmetoder som er forbedringer av den konvensjonelle vannskylling. Hvis f. eks . ~ råoljen inneholder naturlige emulger-ingsmidler, kan ytterligere olje gjenvinnes ved innsprøyting av alkalisk vann, hvorved det forårsakes emulgering med en derav følgende reduksjon av grenseflatespenningen mellom vann og olje. Andre metoder inkluderer injeksjon i formasjonen av en plugg av olje inneholdende et emulgeringsmiddel og deretter inn-sprøyting av alkalisk vann for å fremme emulgering. I mange tilfelle blir imidlertid emulgeringen forsinket eller retar-dert på grunn av nærværet av alkalimetallsalter slik som natriumklorid, i grunnvannet. Som et resultat er prosesser av emulgeringstypen generelt begrenset til formasjoner med friskt grunnvann eller grunnvann med lave saltkonsentrasjoner.
En tilnærmelse til problemet i forbindelse med høyt saltinnhold eller høyt salthétsgrad i grunnvannet er beskrevet i US patent nr. 3.865.187, hvori emulgering av råolje i nærvær av saltvann økes og hvorved således gjen-vinningen økes, ved innsprøyting av en hydrokarbonplugg inneholdende en monoumettet, sekundær alkohol slik som kolesterol, fulgt av en saltoppløsning inneholdende et sulfatsalt av en fettalkohol slik som natriumdodecylsulfat. Den monoumettede sekundære alkohol er effektiv som oljegjenvinningsmiddel idet den spontant emulgeres ved kontakt med sulfatsaltet av fett-alkoholen.
Kjent teknikk lærer også bruken av overflateaktive midler for å øke oljegjenvinningen. Det overflateaktive middel blir vanligvis sprøytet inn i en vandig eller ikke vandig plugg før skyllevannet. Disse midler bevirker øket gjenvinning av olje ved å øke fuktbarheten av reservoar-matriksen med vann, og ved å redusere grenseflatespenningen mellom olje- og vannfasen.
Mens de overflateaktive midler kan være anioniske, kationiske eller ikke-ioniske eller blandinger av slike, er de hyppigst brukte de anioniske petroleumsulfonater. Disse sulfonater er generelt tilfredsstillende for overflateaktive vannskylling kun hvis konsentrasjonen av de polyvalente ioner slik som magnesium eller kalsium i grunnvannet er mindre enn 500 ppm. Hvis formasjonsgrunnvannet inneholder mere enn denne mengde, faller petroleumsulfonatene hurtig ut som kalsium-eller magnesiumsalter. Når utfelling inntrer, går ikke bare den ønskede overflateaktive fordel tapt, men det kan også opptre plugging av formasjonen.
Fordi det er kjent mange underjordiske oljeholdige formasjoner som inneholder polyvalente ioner i konsen- trasjoner utover 500 ppm, er det fremmet flere forslag for å unngå problemet med utfelling. I US patent nr. 3.508.612 beskrives det en oljegjenvinningsmetode som benytter en blanding av et anionisk og en sulfatert etoksylert alkohol,
noe som resulterer i forbedret gjenvinning i nærvær av høye kalsiumkonsentrasjoner.
Andre fordeler i teknikken inkluderer anvendelse av vissekokombinasjoner av anioniske og ikke-ioniske overflateaktive midler i formasjoner med hårdt vann, slik som i de" amerikanske patenter nr. 3.811.505 og 3.811.507 som beskriver bruken av blandinger av et anionisk, overflateaktivt middel og et ikke-ionisk, overflateaktivt middel. De anioniske, overflateaktive midler er f.eks. et vannoppløselig, alkyl--eller alkylarylsulfonat, og det ikke-ioniske overflateaktive middel er en polyetoksylert alkylfenol.
Det er antatt at de ikke-ioniske overflateaktive midler slik som polyetoksylerte, alifatiske alkoholer og polyetoksylerte alkylfenoler har en noe høyere toleranse for polyvalente ioner enn de mere vanlige anioniske overflateaktive midler, selv om de ikke er så effektive på vektenhets-basis.
Andre forbedringer ved vannskylling som er beskrevet angår bruken av vannoppløselige polymerer i skyllevannet, hvorved viskositeten i dette økes. Dette "fortykkede" vann resulterer i et gunstigere mobilitetsforhold og fører til forbedret oljegjenvinning. Polymerforbindelsene kan inn-arbeides i en plugg som noen ganger kalles en "mobilitets-regulerings"-plugg som sprøytes inn før innsprøyting av skyllevannet. I et driftsskjerna blir en mobilitetsreguleringsplugg innsprøytet etter innsprøyting av den overflateaktive plugg og før innsprøyting av skyllevannet. Blant de stoffer som benyttes er vannoppløselige, hydrolyserte eller partielt hydrolyserte akrylamidpolymerer, slik som "Dow Pusher 700",
og polysakkarider slik som "Xanflood".
Med fordelene i den kjente teknikk i forbindelse
■med overflateaktiv skylling benytter dagens metoder innsprøyt-ing i formasjonen av en første plugg av et overflateaktivt middel inneholdt i en vandig eller en hydrokarbonbærer. Pluggen kan også inneholde uorganiske salter, f.eks. natriumklorid,
for å forbedre foreneligheten av pluggen med formasjons-væskene. Den første plugg følges deretter eventuelt av en mobilitetsreguleringsplugg inneholdende et mobilitetsregu-leringsmiddeljhvoretter denne plugg i sin tur følges av skyllevannet. Fra den kombinerte bruk av en oppløsning av et overflateaktivt middel for å redusere grenseflatespenningen mellom vannet og oljen i formasjonen og en oppløsning av polymermaterialet for å forbedre mobilitetsforholdet og for-trengningseffektiviteten, resulterer for_delene av begge stoffene i en øket gjenvinning.
Variasjoner i det generelle skjema kan omfatte innarbeiding av overflateaktivt middel og polymermateriale eller fortykningsmiddel i en plugg og prekondisjonering av formasjonen ved innsprøyting av "forbehandling"-plugger inneholdende generelt uorganiske oppløselige salter som bevirker å gjøre reservoaret og fluidene deri mere forenelige med de derpå følgende innsprøytede overflateaktive plugger og mobili-tetsreguleringsplugger. Variasjonene dikteres av formasjons-karakteristika, type og sammensetning av oljen og type og sammensetning av grunnvannet.
De hyppigst benyttede overflateaktive stoffer er de anioniske sulfonater og spesielt petroleumsulfonatene som er blandinger av sulfonerte hydrokarboner. Petroleumsulfonatene oppnås fra sulfonering av petroleumråstoff med et gitt temperaturområde og inneholdende aromatiske bestanddeler. US patent nr. 3-302.713 beskriver en overflateaktiv vannskyllingsprosess som benytter et overflateaktivt middel oppnådd ved sulfonering av i det minste en porsjon av de sulfonaterbare bestanddeler av et petroleumråstoff med et temperaturområde fra 370 til 600°C. US patent nr. 3.468.377 beskriver bruken av en blanding av petroleumsulfonater med spesifisert molekylvekt, nemlig med en midlere molekylvekt fra 375 til 430.
De sulfonaterbare bestanddeler i råstoffet er primært aromatiske hydrokarboner, inkludert både alkylerte benzener og de kondenserte alkylerte aromatiske hydrokarboner. Den ikke-aromatiske del av råstoff r: f raks j onen omfattende prinsipielt mineralolje, er ikke sulfonaterbar og forblir uomsatt. I kommersielt tilgjengelige petroleumsulfonater er denne ikke omsatte karbonandel generelt tilstede i mengder fra 5 til 20%. Omkostningene for fremstilling av disse stoffer bestemmes ^hovedsakelig av aktiviteten (% petroleumsulfonat) i blandingen. For å øke aktiviteten er et rensetrinn nødven-dig for å fjerne ikke omsatte hydrokarbonandeler, noe som imidlertid øker omkostningene. De fleste kommersielt tilgjengelige petroleumsulfonater inneholder olje og vann. Olje-innholdet kan være opptil 50%. Når det benyttes et kommersielt petroleumsulfonat i praksis, resulterer_fortynning med vann i en konsentrasjon på 0, 1% til 1, 0% for ikke sulfonert hydrokarbon. Dette fortynnede sulfonat kalles vanligvis et vandig overflateaktivt system. I "Improved Oil Recovery by Surfactant Polymer Flooding" av D.O. Shah og R.S. Schechter i "Academic Press Inc.", s. 393, beskrives et vandig overflateaktivt skyllesystem som et som ikke har olje i det innsprøytede stoff bortsett fra det som ikke er omsatt og som ikke er separert fra det overflateaktive middel under fremstilling.
Søkeren har nu funnet at øket gjenvinning kan oppnås når en mono-umettet sekundær alkohol, f.eks. kolesterol, benyttes i den vandige plugg som inneholder det kommersielt tilgjengelige petroleumsulfonatet. Videre har søkeren fast-slått at den ikke omåatte hydrokarbonandel av det kommersielt tilgjengelige petroleumsulfat effektivt kan utnyttes som oppløsningsmiddelbærer for den monoumettet sekundære alkohol.
Oppfinnelsen angår således en fremgangsmåte
for forbedret gjenvinning av olje fra en underjordisk oljeholdig formasjon der en vandig plugg av et kommersielt tilgjengelig petroleumsulfonat benyttes sammen med et medoverflateaktivt middel og en mono-umettet sekundær alkohol, hvorved ikke omsatt hydrokarbon i sulfonatet benyttes som bærer for den mono-umettete alkohol. Figur 1 viser virkningen av kolesterol i den vandige petroleumsulfonat-overflateaktive plugg for å øke oljegjenvinningen og Figur 2 viser virkningen av kolesterol i en petroleumsulfonat-overflateaktiv oppløsning med henblikk på
å redusere grenseflatespenningen.
Oppfinnelsen angår således en fremgangsmåte
for gjenvinning av olje fra en oljeholdig formasjon med et
sterkt salt grunnvann, der formasjonen gjennomtrenges av minst to fra hverandre adskilte brønner, og fremgangsmåten omfatter innsprøyting via en av disse brønner av en vandig plugg inneholdende et kommersielt tilgjengelig petroleum-sulf onat , fulgt av innsprøyting av et vandig drivmiddel for å fortrenge pluggen og formasjonsoljen mot den andre av brønnene der den vandige plugg som inneholder det kommersielt tilgjengelige petroleumsulfonat også inneholder et medvirkende overflateaktivt middel og en mono-umettet sekundær alkohol. Ifølge oppfinnelsen trekker man fordel av det faktum at den ikke omsatte hydrokarbonandel i et kommersielt tilgjengelig petroleumsulfonat benyttes som oppløsnings-middel for den mono-umettede sekundære alkohol for å øke gj envinningen.
Ifølge oppfinnelsen vil således en mono-umettet sekundær alkohol som er oppløselig i olje tilsettes til pluggen av overflateaktivt middel, hvorved alkoholen fordeles i den ikke omsatte oljefase som er tilstede i et kommersielt tilgjengelig petroleumsulfonat. Oljefasen virker således som bærer for alkoholen og blir derved effektivt utnyttet for oljegjenvinningsformål. Videre resulterer nærværet av den mono-umettede sekundære alkohol i en vesentlig forbedring av olj egj envinningen.
Oppfinnelsen kan illustreres ved en serie labo-ratorieprøver der følgende prosedyre ble benyttet. En sand-stenskjerne ble festet i et stålrør ved hjelp av epoksy-harpiks og deretter maskinbearbeidet på endene. Denne kjerne, montert på egnet måte, ble evakuert og deretter fylt med et syntetisk saltvann med følgende sammensetning:
Etter at kjernevolumet, V , i kjernen ble bestemt, ble en råolje med en API-gravitet på 36^ (dvs. en spesifikk vekt på 0,845) sprøytet inn for flere porevolumer. Kjernen ble deretter skylt med vann til en ikke reduserbar olje-metning ved hjelp av det ovenfor nevnte syntetiske grunnvann. Prøven på overflateaktiv utskylling ble deretter foretatt ved innsprøyting av en første plugg med den ønskede sammensetning, hvoretter en polymerplugg ble sprøytet inn fulgt av vannskylling ved bruk av det syntetiske grunnvann. Strømnings-hastigheten for de forskjellige plugger ble regulert ved en positiv kvikksølv-fortrengningspumpe. En typisk injeksjons-hastighet var ca. 18-20 cm^/time (tilsvarende en Darcy-hastig-het på ca. 1,2 m/dag).
Det ble gjennomført åtte fortrengningsprøver
og resultatene uttrykt i gjenvinningseffektivitet er gjengitt i den følgende tabell. Gjenvinningseffektiviteten er definert som forholdet mellom olje som var tilstede i kjernen etter prøven og olje som var tilstede før prøven, uttrykt i m^ pr.
Prøve nr. 1 benyttet et vandig overflateaktivt fluid inneholdende en blanding av kommersielt tilgjengelige sulfonater. Testen som tjente som sammenligningsstandard resulterte i en gjenvinningseffektivitet på 0,29 m^/m^ for injiserte 0,39 porevolumer. Prøve nr. 2 til 4 benyttet et anionisk medoverflateaktivt middel (et etoksylert sulfonert nonylfenol) sammen med petroleumsulfonatblandingen. Resultatene viser at det ble oppnådd sammenlignbare gjenvinnings-effektiviteter, nemlig 0,23 - 0,31 m 3 /m_3.. I prøve nr. 5 ble en anionisk medoverflateaktiv alkohol (en etoksylert sulfatert tridecylalkohol) tilsatt til pluggsammensetningen. Resultatene viser en økning i gjenvinningseffektiviteten i forhold til de tidligere prøver, nemlig 0,38 - 0,4l m^/m^.
I prøvene nr. 6 og 7 ble det benyttet en medoverflateaktiv blanding av en ikke-ioniske og en anionisk alkohol. Resultatene viser at gjenvinningseffektiviteten ikke vesentlig ble øket ved denne blanding, nemlig 0,40 - 0,4l m 3 /m 3.
I forsøk nr. 8 som viser oppfinnelsen ble en mono-umettet sekundær alkohol, nemlig kolesterol, tilsatt sammen med det anioniske medoverflateaktive middel, nemlig etoksylert, sulfatert tridecylalkohol. Resultatene viser at det ble oppnådd en vesentlig økning i gjenvinningseffektiviteten, nemlig 0,54 m 3 /irr 3.
Resultatene av kjernefortrengningsprøvene for forsøk nr. 5 og 8 er også angitt i figur 1, der kurven A angir vannskylling med syntetisk grunnvann; B antyder inn-sprøyting av den overflateaktive plugg; C injeksjon av polymerpluggen og D en ytterligere vannskylling. Abscissen uttrykkes som en ikke dimensjonen enhet som antyder frak-sjonen av porevolum for den benyttede kjerne. Prøvene viser at i forsøk 8, vist ved heltrukken linje, øker tilsetningen til den overf lateaktive plugg av 0,04 kg/irr eller 0,004 vekt-% kolesterol gjenvinningseffektiviteten fra 38% for prøven uten kolesterol, forsøk 5, vist i stikplet linje, til 54%, den faste linje'.
Ytterligere prøver ble foretatt der grenseflate-spenninger ble bestemt ved den såkalte "Sessile Drop Method" for vandige overflateaktive blandinger inneholdende et petroleumsulfonat og et medoverflateaktivt middel, i dette til felle "Sipes EST-75" med og uten nærvær av kolesterol. Denne metode medfører fylling av en kvadratisk kvarts kuvette med en overflateaktiv oppløsning, hvoretter en oljedråpe sprøytes inn i cellen og systemet bringes til likevekt. Oljedråpen hviler på en horisontal plan overflate. Det tas et fotoopptak
■av den hvilende dråpe og grenseflatespenningen mellom oljen
og det overflateaktive middel bestemmes ut fra profilens geometri.
Resultatene av disse prøver- er gitt i figur~~~2 der grenseflatespenningen i md/cm er anført mot konsentrasjonen av medoverflateaktivt middel i kg/m^. Det fremgår at nærværet av kolesterol i den vandige petroleumsulfonatoppløs-ning inneholdende et medoverflateaktivt middel, er vist i heltrukken linje, resulterer i en lavere grenseflatespenning sammenlignet med den prøve der det ikke var tilstede noe kolesterol, vist i stiplet linje.
Det ligger innen oppfinnelsens ramme å benytte en mono-umettet sekundær alkohol i en vandig overflateaktiv plugg inneholdende et petroleumsulfonat og et medoverflateaktivt middel i et hvilket som helst generelt skjema for å gjennomføre en vannskylling, der variasjoner i innsprøytings-skjemaet og i sammensetningene slik de er angitt i de kjente teknikker kan innbefattes. I en utførelsesform blir ved gjenvinning av olje fra et oljeholdig reservoar med et sterkt saltholdig grunnvann, den vandige overflateaktive plugg inneholdende et kommersielt tilgjengelig petroleumsulfonat, et medoverflateaktivt middel og en mono-umettet sekundær alkohol sprøytet inn i formasjonen. Den vandige fase i pluggen kan være saltvann, grunnvann eller ferskvann og kan også inneholde vannoppløselige organiske salter slik som saltet av et alkalimetall slik som f.eks. natriumklorid. Det spesielle vandige system som velges for et gitt reservoar avhenger av reservoaregenskapene og foreneligheten for pluggen med formasjonsfluidene.
Etter at den vandige overflateaktive plugg er sprøytet inn, kan en vandig mobilitetsreguleringsplugg inneholdende et polymermateriale sprøytes. Polymermaterialet kan være et polyakrylamid eller et polysakkarid og er vanligvis tilstede i mengder fra 0,01 til 0,5 vekt-%. Denne mobilitetsreguleringsplugg kan deretter følges av et vandig drivmiddel.
Ved gjennomføring av oppfinnelsen er det å anbe-fale at den overflateaktive plugg inneholdende det kommersielt tilgjengelig petroleumsulfonat og det medoverflateaktive middel samt det mono-umettede sekundære alkohol sprøytes inn i en mengde av 5 til 50%\åv reservoarporevolumet.
Det medoverflateaktive middel som er tilstede for å øke foreneligheten for den overflateaktive plugg med formasjonsfluidene er tilstede i mengder fra 0,3 til 3S0 vekt-%. Det medoverflateaktive middel kan være en etoksylert fenol, etoksylert alkylfenol, etoksylert alkohol eller et sulfatert eller sulfonert derivat av en ovenfor nevnt fenol eller alkohol. To eksempler på spesielle medoverflateaktive midler som er brukt er en etoksylert sulfonert nonylfenol og en etoksylert sulfatert tridecylalkohol.
Konsentrasjonen av den mono-umettede sekundære alkohol villblant annet anhenge av arten av den spesifikke alkohol som bepyttes og mengden av de ikke-omsatte olje i det kommersielt tilgjengelige petroleumsulfonat. Genei?elt
bør konsentrasjonen ligge innen området 0,001 til 1,0 vekt-%, med et foretrukket område innen 0,002 til 0,006 vekt-%. Et vidt spektrum av mono-umettede sekundære alkoholer kan benyttes forutsatt at de er oppløselige i hydrokarbon eller olje. F.eks. kan den mono-umettede sekundære alkohol være en cyklisk sekundær alkohol slik som cykloheksenol eller et alkylderivat derav slik som f.eks. metylcykloheksenol, propylcykloheksenol eller pentacykloheksenol. I tillegg kan alkoholen være et dialkylderivat slik som dimetylcykloheksenol eller trialkyl-derivater av cykloheksenol.
En andre gruppe alkoholer som er egnet for gjennomføring av oppfinnelsen er terpenalkoholer som er alkoholer avledet fra enkle terpenhydrokarboner slik som pulegol, isoborneol, mentol og piperitol.
Andre mono-umettede sekundære alkoholer som er egnet der de som har en kondensert ringstruktur slik som en polyalicyklisk alkohol, f.eks. kolesterol og derivater derav.
Oppfinnelsen kan anvendes på oljeutvinnings-operasjoner der brønnen er i produksjon etter et spesielt mønster, slik som f.eks. et mønster der en sentral brønn kan tjene som produksjonsbrønn og andre brønner som injeksjons-brønner. En av de mere vanlige mønsterarrangementene er 5-punktsmønsteret der fire brønner danner hjørnene i et kva-drat og den femte er anbragt sentralt.i kvadratet. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan også anvendes på en linje-konfigurasjon, der en linje brønner utgjør injeksjonsbrønnene og de to nærliggende linjer av brønner tjener som produksjons-brønner.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for gjenvinning av olje fra en oljeholdig formasjon med et sterkt saltholdig grunnvann, der formasjonen er gjennomtrengt av minst to i avstand fra hverandre anordnede brønner og omfattende innsprøyting via en av brønnene av en vandig plugg inneholdende et kommersielt tilgjengelig petroleumsulfonat fulgt av injeksjon av et vandig drivmiddel for å fortrenge pluggen og formasjonsoljen mot den andre av brønnene, karakterisert ved at den vandige pluggeinneholder det kommersielt tilgjengelige petroleumsulfonat og også inneholder et medoverflateaktivt middel og en mono-umettet sekundær alkohol.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at- den vandige plugg sprøytes inn i en mengde av fra 5 til 50% av reservoarporevolumet.
3- Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at den vandige plugg inneholder fra 0,3 til 3S 0 vekt-% medoverflateaktivt middel.
4. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 3, karakterisert ved at det medoverflateaktive middel er en etoksylert fenol, en etoksylert alkylfenol, en etoksylert alkohol, et sulfatert derivat av en ovenfor nevnt fenol eller alkohol, et sulfonert derivat av en ovenfor nevnt fenol eller alkohol eller en blanding derav.
5. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 4, karakterisert ved at den vandige plugg inneholder fra 0,001 til 1,0 ve kt-52 av den mono-umettede sekundære alkohol.
6. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 5, karakterisert ved at den mono-umettede sekundære alkohol er en cyklisk sekundær alkohol, et alkylderivat av en cyklisk sekundær alkohol, en terpenalkohol eller et derivat derav, eller en polyalicyklisk alkohol eller derivater derav.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at den mono-umettede sekundære alkohol er kolesterol, et derivat av kolesterol eller en blanding derav.
8. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 7, karakterisert ved at den vandige plugg inneholder saltvann, grunnvann eller ferskvann.
9. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 8, karakterisert ved at den vandige plugg inneholder et vannoppløselig uorganisk salt av et alkalimetall.
10. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 9, karakterisert ved at innsprøytingen av den vandige plugg av petroleumsulfonat følges av innsprøyting av en vandig plugg inneholdende et polymermateriale, før innsprøyting av det vandige drivmiddel.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US05/920,902 US4154301A (en) | 1978-06-29 | 1978-06-29 | Surfactant oil recovery process usable in a formation having high salinity connate water |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO791505L true NO791505L (no) | 1980-01-03 |
Family
ID=25444587
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO791505A NO791505L (no) | 1978-06-29 | 1979-05-04 | Oljegjenvinningsprosess. |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4154301A (no) |
DE (1) | DE2924549A1 (no) |
GB (1) | GB2024286B (no) |
NO (1) | NO791505L (no) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4335787A (en) * | 1980-09-12 | 1982-06-22 | Phillips Petroleum Company | Method of oil recovery with surfactant flooding |
US4463806A (en) * | 1980-12-30 | 1984-08-07 | Mobil Oil Corporation | Method for surfactant waterflooding in a high brine environment |
US4455254A (en) * | 1982-03-17 | 1984-06-19 | Phillips Petroleum Company | Cyanohydrocarbyl substituted sulfonates and their use in post primary oil recovery |
USRE32289E (en) * | 1982-04-26 | 1986-11-18 | Phillips Petroleum Company | Cyanohydrocarbylated alkoxylates and glycerides |
US4455255A (en) * | 1982-04-26 | 1984-06-19 | Phillips Petroleum Company | Cyanohydrocarbylated alkoxylates and glycerides |
US4632786A (en) * | 1982-05-25 | 1986-12-30 | Phillips Petroleum Company | Sulfomethylated phenolic material useful in post primary oil recovery |
US4469604A (en) * | 1982-05-25 | 1984-09-04 | Phillips Petroleum Company | Sulfonated phenolic material and its use in post primary oil recovery |
GB2348447B (en) * | 1999-03-27 | 2001-05-23 | Sofitech Nv | Wellbore fluids |
US6534449B1 (en) * | 1999-05-27 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corp. | Removal of wellbore residues |
US8101812B2 (en) | 2007-09-20 | 2012-01-24 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
US8272442B2 (en) | 2007-09-20 | 2012-09-25 | Green Source Energy Llc | In situ extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
US8404108B2 (en) | 2007-09-20 | 2013-03-26 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials |
US8768628B2 (en) * | 2010-10-20 | 2014-07-01 | Shawket Ghedan | Rise in core wettability characterization method |
US9580639B2 (en) | 2011-07-18 | 2017-02-28 | Saudi Arabian Oil Company | Controlled release of surfactants for enhanced oil recovery |
CN104265252B (zh) * | 2014-08-19 | 2017-07-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油油藏人造泡沫油驱替开采方法 |
US11084972B2 (en) | 2017-03-09 | 2021-08-10 | Saudi Arabian Oil Company | Surface charge modified nanosurfactants for reduced retention by reservoir rock |
US11066914B2 (en) | 2017-03-09 | 2021-07-20 | Saudi Arabian Oil Company | Foam from low cost petroleum sulfonate surfactants for fracturing along with wettability alteration |
US11066594B2 (en) | 2017-03-09 | 2021-07-20 | Saudi Arabian Oil Company | Fluoropolymers to reduce retention of nanosurfactants to carbonate reservoir rock for applications in oil fields |
US11078405B2 (en) | 2017-03-09 | 2021-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | 3 in 1 foam formulation for enhanced oil recovery including conformance control, ultra-low interfacial tension, and wettability alteration |
CN110382661A (zh) | 2017-03-09 | 2019-10-25 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于改善和强化采油应用的纳米表面活性剂 |
CN111004614B (zh) * | 2019-03-15 | 2020-10-09 | 山东金智瑞新材料发展有限公司 | 一种油藏驱油的组合物及驱油方法 |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3500919A (en) * | 1968-03-15 | 1970-03-17 | Union Oil Co | Miscible flooding process using improved soluble oil compositions |
US3508612A (en) * | 1968-08-15 | 1970-04-28 | Shell Oil Co | Waterflood oil recovery using calciumcompatible mixture of anionic surfactants |
US3477511A (en) * | 1968-09-13 | 1969-11-11 | Marathon Oil Co | Process for the recovery of petroleum using soluble oils |
US3811505A (en) * | 1973-01-29 | 1974-05-21 | Texaco Inc | Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium |
US3811507A (en) * | 1973-03-05 | 1974-05-21 | Texaco Inc | Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentration of polyvalent ions such as calcium and magnesium |
US3920073A (en) * | 1973-03-26 | 1975-11-18 | Union Oil Co | Miscible flooding process |
US3865187A (en) * | 1974-02-06 | 1975-02-11 | Texaco Inc | Oil recovery process using surfactant mixtures |
US4077471A (en) * | 1976-12-01 | 1978-03-07 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations |
US4066124A (en) * | 1976-12-01 | 1978-01-03 | Texaco Inc. | Salinity tolerant surfactant oil recovery process |
-
1978
- 1978-06-29 US US05/920,902 patent/US4154301A/en not_active Expired - Lifetime
-
1979
- 1979-04-11 GB GB7912802A patent/GB2024286B/en not_active Expired
- 1979-05-04 NO NO791505A patent/NO791505L/no unknown
- 1979-06-19 DE DE19792924549 patent/DE2924549A1/de not_active Withdrawn
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2024286A (en) | 1980-01-09 |
DE2924549A1 (de) | 1980-01-10 |
US4154301A (en) | 1979-05-15 |
GB2024286B (en) | 1982-08-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO791505L (no) | Oljegjenvinningsprosess. | |
US3885628A (en) | Recovery of oil using microemulsions | |
US3977471A (en) | Oil recovery method using a surfactant | |
US3981361A (en) | Oil recovery method using microemulsions | |
US4008769A (en) | Oil recovery by microemulsion injection | |
US4549607A (en) | Micellar slug for oil recovery | |
US4544033A (en) | Oil recovery process | |
US4512404A (en) | Micellar slug for oil recovery | |
US3983940A (en) | Water-external microemulsion and method of recovering oil therewith | |
US3882938A (en) | Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs | |
US3885626A (en) | Oil recovery process utilizing higher alkyl toluene sulfonate | |
MX2013011104A (es) | Metodo y composicion para recuperacion mejorada de hidrocarburos. | |
US3638728A (en) | Secondary oil recovery process with incremental injection of surfactant slugs | |
WO2013030140A1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
US3920073A (en) | Miscible flooding process | |
EP0032072B1 (en) | Surfactant compositions useful in enhanced oil recovery processes | |
US3888308A (en) | Use of materials as waterflood additives | |
US3915230A (en) | Surfactant oil recovery process | |
US4184549A (en) | High conformance oil recovery process | |
US3994342A (en) | Microemulsion flooding process | |
US4159037A (en) | High conformance oil recovery process | |
US4741399A (en) | Oil recovery process utilizing gravitational forces | |
US4727938A (en) | Trona-enhanced steam foam oil recovery process | |
US3804171A (en) | Method for recovering hydrocarbons using an anionic water flood additive | |
US4192382A (en) | High conformance enhanced oil recovery process |