NO834843L - Vandig loesning for forsterket utvinning av raaolje, samt fremgangsmaate for utvinning av raaolje fra en geologisk formasjon - Google Patents
Vandig loesning for forsterket utvinning av raaolje, samt fremgangsmaate for utvinning av raaolje fra en geologisk formasjonInfo
- Publication number
- NO834843L NO834843L NO834843A NO834843A NO834843L NO 834843 L NO834843 L NO 834843L NO 834843 A NO834843 A NO 834843A NO 834843 A NO834843 A NO 834843A NO 834843 L NO834843 L NO 834843L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- alkali
- polymer
- approx
- water
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims description 12
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 76
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 66
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 50
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 32
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 31
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 30
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 22
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 13
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 10
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 5
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 4
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 13
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 8
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 4
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 4
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 4
- -1 sulfate ester Chemical class 0.000 description 4
- POWFTOSLLWLEBN-UHFFFAOYSA-N tetrasodium;silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] POWFTOSLLWLEBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N Na2O Inorganic materials [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N Cyanamide Chemical compound NC#N XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910004283 SiO 4 Inorganic materials 0.000 description 2
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Substances [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 241000894007 species Species 0.000 description 2
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 2
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 241001558929 Sclerotium <basidiomycota> Species 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 238000001479 atomic absorption spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004993 emission spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000004626 scanning electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 235000015424 sodium Nutrition 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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
- C09K8/588—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 polymers
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)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører forsterket olje-utvinning fra geologiske formasjoner ved anvendelse av en vandig løsning av polymer og alkali.
Det er meget velkjent i denne industri å anvende polymer-flomming, alkali-flomming og kombinert alkali/polymer-flomming i geologiske formasjoner for å utvinne gjenværende olje som inneholdes deri. Vanligvis er det, når polymer-flomming anvendes, også kjent at viskositeten til "utdrivings-fluidet" som inneholder polymeren bør justeres til en verdi som er fra omtrent viskositets-verdien til oljen på stedet i de produserende strata til omtrent 1/2 av viskositets-verdien til slik olje (se f.eks. US-patentskrift nr. 3.039.529, spalte 3, linjene 27 - 30, og US-patentskrift nr. 4.254.249, spalte 3, linjene 49 - 53).
Med hensyn til grensespennings-karakteristikkene til alkaliske utdrivingsfluider, så er det av visse forskere blitt antatt at dersom grensespenningen mellom fluidet og råoljen er tilstrekkelig lav, så vil det foregå olje-forskyvning. En senere forsker har imidlertid trukket den slutning at selv om det kan være mulig med en begynnende forskyvning, så vil en rask spennings-stigning utelukke en vedvarende forskyvning, og antar derved at utvinning av olje ved lav spenning ikke kan virke ved alkalisk vann-flomming (se E. Rubin et al., Chemical Engineering Science, vol. 35, 1136, 1980).
Det er også blitt foreslått å anvende alkali/polymer-flomming hvorved grensespenningen mellom utdrivings-fluidet og gjenværende olje blir nedsatt ved nærværet av alkaliet. De foreslåtte konsentrasjoner av alkali frembrakte imidlertid en høyere grense-spennings-verdi enn de verdier som er oppnåelige ved anvendelse av forskjellige (d.v.s. lavere) alkali-konsentrasjoner. For eksempel var grensespenningen mellom alkali og råolje bare i området fra ca. 0,1 - 0,2 dyn/cm ved den anvendte alkali-konsen-tras jon. Utvinningen av gjenværende olje (% OIP) lå i området fra ca. 17% til ca. 34% i avhengighet av alkali- og polymer-
typen som ble anvendt (Product Information Bulletin for FLOCON Bipolymer 4800, publisert av Pfizer, august 1982).
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for utvinning av gjenværende olje fra geologiske formasjoner ved å pumpe en vandig alkali/polymer-løsning gjennom slike formasjoner, og den vedrører også den vandige alkali/polymer-løsning som anvendes ved denne fremgangsmåte. Løsningen har et polymer-innhold som gir løsningen en viskositet som er minst 50% av viskositeten til oljen, og konsentrasjonen av alkaliet er slik at grensespenningen mellom oljen og alkali-løsningen er mindre enn ca. 0,1 dyn/cm.
Foreliggende oppfinnelse belyses ytterligere ved tegningene,
i hvilke,
fig. 1 er et skjematisk diagram av apparaturen anvendt ved kjerneflommingsprosessene beskrevet i eksemplene,
fig. 2-6 angir trykkdata eller motstandsfaktorer for kjerneflommingene i de respektive eksempler 1 - 5, og
fig. 7 er et diagram av grensespenningen mellom forskjellige alkali-løsninger og råoljen.
Den vandige alkali/polymer-løsning som anvendes ved foreliggende oppfinnelse omfatter slike alkali-.og vann-løselige polymer-ingredienser som enkeltvis og i kombinasjon er nyttige ved utvinning av gjenværende olje fra geologiske formasjoner ved pumping av vandige løsninger som inneholder dem gjennom formasjonen.
Forskjellige typer av polymerer kan anvendes i forbindelse
med foreliggende oppfinnelse, innbefattet akrylamid-polymerer, polysakkarider, celluloser, akrylpolymerer og polyalkylenoksyder. Representative eksempler på akrylamid-polymerer innbefatter delvis hydrolyserte (f.eks. en hydrolysegrad på 15 - 35%) polyakrylami-der, spesielt slike som selges under varemerket CYANATROL av American Cyanamid, stivelse-akrylamid-podekopolymerer, kopoly-merer av N,N-dimetylakrylamid, akrylamid- og 2-akrylamid-2-metyl-propan-sulfonat/akrylamid-kopolymerer. En type av polysakkarid som kan anvendes, er xantan-gummi (Xanthomonas campestris). Skleroglukan, som dannes ved gjæring av glukose med en art av sklerotium-sopper, kan anvendes. Slike celluloser som hydroksy-etylcellulose, kaboksymetylcellulose, natrium- og cellulose-sulfatester-polymerer, er andre som kan anvendes.
Den polymer som anvendes inneholdes fortrinnsvis i den vandige løsning som anvendes ved foreliggende oppfinnelse i en tilstrekkelig mengde til å gi en Brookfield-viskositet til den vandige løsning som er minst 50% av den tilsvarende viskositet til den gjenværende olje på stedet i den geologiske formasjon.Viskositeter for den vandige løsning som overskrider viskosite-
ten til oljen, kan anvendes (f.eks. viskositeter på opptil ca.
150% av viskositeten til oljen), men dette er ikke foretrukket
av økonomiske grunner. Viskositeten til den polymerholdige væske vil fortrinnsvis være tilnærmet lik viskositeten til råoljen. Vanligvis er det tilstrekkelig med konsentrasjoner på fra ca. 1000 til ca. 5000 ppm av polymer pr. million vektdeler vann, i avhengighet av polymer-type, olje-type og temperatur i den geologiske formasjon. Mengden kan være 3500 - 4000 ppm for polyakrylamidet, som i eksemplene.
De alkalimaterialer som kan anvendes er slike vannløselige materialer som tjener til å frigi hydroksyl-ioner i vannløsning og som fremviser en tilstrekkelig alkali-respons hos oljen til at det resulterer i en vesentlig nedsettelse av grensespenningen mellom den gjenværende olje og det vandige utdrivings-fluidet som inneholder alkaliet og polymeren. Alkalimetallholdige for-bindelser er foretrukket, så som slike som inneholder natrium eller kalium som kationer. Representative alkali-materialer inkluderer Na2C03, K2C03, NaOH, KOH, Na4Si04og K4Si04. Natriumkarbonat er foretrukket for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse, siden det er blitt funnet at dette gir bedre injek-tivitet (frembringer f.eks. mindre motstand mot flyting) når det er tilstede i geologiske formasjoner sammenlignet med det nor-male forbedringsnivå for grensespenning som vanligvis observeres på grunn av alkali-tilsetning sammenlignet med bare polymer-tilsetning.
Ved bestemmelse av den mengde alkali som skal anvendes i den vandige løsning i henhold til foreliggende oppfinnelse, kan det frembringes et grense-diagram lik det som er vist i fig. 7. Diagrammet viser grensespenningen mellom alkaliløsninger med varierende konsentrasjoner, og kan frembringes ved kjente midler. De grense-minima mellom den alkaliholdige løsning og råoljen
som er av interesse kan bestemmes ved konvensjonelle midler ved anvendelse av et tensiometer, f.eks. enten ved pendel-dråpe-eller spinne-dråpe-metoden som omtalt i US-patentskrift nr. 4.004.637, spalte 3, linjene 57 - 62.
Diagrammet som er vist i fig. 7 ble utviklet i forbindelse med eksemplene som er anført her for et visst antall med varierende konsentrasjoner av natriumhydroksyd, natriumkarbonat og natriumortosilikat. Det gir en grov tilnærming ved hvilken de passende grense-karakteristikker for de forskjellige alkalier til den spesielle råolje kan bestemmes. Basert på dette diagram blir de innledende konsentrasjoner valgt slik at de sammenfaller med eller ligger nær de oppfattede grenseminima som er frembrakt i diagrammet. Det er meget mulig at ytterligere datapunkter kunne forandre formen på "trau"-området i kurven som ligger nær de minima som er vist i fig. 7, slik at diagrammet i de fleste tilfeller bare tilnærmet viser de minimale verdier. I eksemplene ble de følgende konsentrasjoner av alkalier valgt for anvendelse, og frembrakte i samsvar med diagrammet de følgende til-nærmede grensespennings-avlesninger når de var tilstede i en alkalisk løsning i kontakt med råoljen:
Med hensyn til foreliggende oppfinnelse så bør de alkalikonsen-trasjoner som velges for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse være de konsentrasjoner som tilført til den geologiske formasjon (når de er kombinert med vann og polymer) som vil frembringe en grensespenning på mindre enn 0,1 dyn/cm, fortrinnsvis mindre enn 0,07 dyn/cm, dersom de blir testet som en alkalisk løsning mot den type råolje som er tilstede i formasjon.
Ved valg av den alkalimengde som skal anvendes i det vandige "utdrivings"-fluidum i henhold til foreliggende oppfinnelse, så kan det være nødvendig å ta hensyn til ethvert forbruk av alkaliet som kan forekomme på grunn av dets innsprøyting i den geologiske formasjon. Forbruk kan forekomme på forskjellige måter. En form er for eksempel det virkelige forbruk i bergartene og i formasjonen ved særegne bindings- eller ionebyttemekanismer. Data for et slikt fenomen er kjent fra litteraturen for alkali-forbruket (i forhold til tid og temperatur) for visse typer av bergarter (f.eks. sandsten, dolomitt, leire-mineraler, gips, anhydritt, etc). Et eksempel på litteratur-referanse av denne type er R. Ehrlich, "interrelation of Crude Oil and Rock Proper-ties with the Recovery of Oil by Caustic Waterflooding", Society of Petroleum Engineers Journal, august 1977, s. 263 - 270. Bergart-forbruk av alkali kan bestemmes ved statistiske krukke-tester eller ved pulserende strømningstester i henhold til kjente teknikker. Ved slike tester blir alkaliet brakt i kontakt med formasjon-bergarten og/eller spesifikke mineraler ved den temperatur som foreligger i formasjonen.
En annen form for forbruk er utfellingen av visse anion-arter av alkaliet på grunn av nærvær av oppløste kationer (f.eks. Ca<+>^, Mg + ^, etc.) som er tilstede i det medfødte vann i den geologiske formasjon. For å bestemme forbruket som skyldes utfelling av flerverdige ioner, kan det produserte vann fra før vannflom-innsprøytingen undersøkes med hensyn til utfellingsgrad som forårsakes når det tilsettes til alkaliløsningen av interesse ved foreliggende oppfinnelse.
I noen tilfeller kan det være nødvendig å supplere med tilstrekkelig alkali til bergartformasjonen for å oppnå at de ønskede grense-minima-forhold (f.eks. mindre enn 0,1 dyn/cm, fortrinnsvis mindre enn 0,07 dyn/cm, ved alkali/råolje-testen i fig. 7) opprettholdes gjennom hele den geologiske formasjon. Et grense-minima-f orhold kan forekomme i en tilstrekkelig stor del av bergartformasjonen til å danne en begynnende olje-bank som så er i stand til å bevege den gjenværende olje i resten av formasjonen. Denne innledende oljebank vil så virke som en effektiv utdriver for slik gjenværende olje selv om mengden av olje som tilføres til hele formasjonen bare er tilstrekkelig til å medføre passende grensespennings-minima-forhold i den del av formasjonen hvor oljebanken blir dannet.
Den vandige alkali/polymer-løsning som er beskrevet ovenfor og som har forannevnte viskositets- og minimale grensespennings-karakteristikker, kan så sprøytes inn i den geologiske formasjon, f.eks. ved temperaturer på fra ca. 35 til ca. 95°C, i tilstrekke-lige mengder til å bevege oljen (f.eks. fra ca. 0,1 til ca. 1,0 pore-volum (PV) basert på porevolumet i formasjonen) for å oppnå
å fjerne gjenværende olje fra den geologiske formasjon. Om ønskes kan innsprøytingen av alkali/polymer-løsningen i henhold til foreliggende oppfinnelse inn i formasjonen foretas etter forutgående, eller før etterfølgende, andre konvensjonelle for-sterkede oljeutvinnings-teknikker, f.eks. vann-flomming etc. Denne teknikk blir fortrinnsvis anvendt ved tertiær utvinning (f.eks. etter primær pumping og sekundær vann-flom-utvinning).
De følgende eksempler tjener til å belyse visse utførelser av foreliggende oppfinnelse.
EKSEMPLER 1 - 5
Det ble utført en serie med kjerneflomminger med råolje fra Long Beach Oil Development for å belyse den type utvinning som oppnås med blandingen og fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse, mens eksempel 1 (anvendelse av polymer alene) bare anføres for sammenligning.
Prøver brukt ved kjerneflomminger
Kjerne - A serier på 50,8 mm x 0,6096 m kjerner av Berea-sandsten ble skåret ut fra en enkelt stenblokk for å oppnå optimal data-reproduserbar.het. Egenskapene til disse kjerner er oppført i tabell 1 som følger. For kjerneflomminger ble kjernene innepak-ket i høytemperatur-epoksy med trykk-tapper anbrakt gjennom epoksyen til overflaten av kjernen. De to indre trykk-tapper var anbrakt for å oppdele kjernen i tre like lengde-seksjoner for trykk-målinger.
I tillegg til det foranstående ble en representativ prøve av kjernene anvendt her funnet å ha et overflateareal på ca. 2 m 2/g. Emisjonsspektografi viste at de viktigste grunnstoffer var silisium, kalsium og aluminium, og betydningsfulle mengder av jern, magnesium, kalium, natrium og titan ble også påvist. Avsøknings-elektron-mikroskopi viste uregelmessig formede partikler som var 100 til 400 ym i diameter med mindre partikler på 0,2 - 10 ym innblandet.
Olje - 51,7°C, 0,8 y filtrert sur råolje ble anvendt i alle kjerneflomminger. Råolje-egenskapene er oppført i tabell 2 som følger.
Totalt syretall, mg KOH/g: 2,80
(ASTM D664)
Vann - vann-analyser og formuleringer anvendt for laboratorie-sammensetninger er oppført i tabellene 3 og 4 for henholdsvis de nye vann og reservoar- (eller produsert)vann. Alle alkalie-og polymer-prøver ble blandet i det nye vann. Tabellene 3 og 4 følger.
Alkaliske midler - produkter og fremgangsmåter som ble anvendt, er som følger:
(alle henvisninger til Na20 er for totalt Na20-innhold)
NaOH - En vekt-prosentig fortynning av 50% kaustisk soda ble foretatt til 0,5 vekt% Na20 for eksempel 4.
NaCO., - En vekt-prosentig tilsetning av soda-aske (Stauffer Dens Soda Ash) ble foretatt til innsprøytings-vannet. En konsentrasjon på 0,5 vekt% Na20 ble anvendt i eksemplene 2 og 3.
Na^ SiO^ - En 10 %ig råmateriale-løsning av natriumortosilikat ble fremstilt som skissert i SPE 10734:
Fortynning til 0,5 vekt% Na202ble foretatt gravimetrisk ved tilsetning av innsprøytingsvann for eksempel 5.
Polymer - Delvis hydrolysert polyakrylamid (CYANATROL 940S varemerke fra American Cyanamid) ble anvendt til alle kjerneflomminger. En 5000 ppm polymer-løsning (i nytt vann) ble blandet med en 10 %ig alkalisk løsning (i nytt vann) slik at den resulterende løsning fikk den ønskede alkali-konsentrasjon. Den resulterende løsning ble fortynnet med nytt vann inneholdende den ønskede konsentrasjon av alkali inntil den riktige polymerkon-sentrasjon var oppnådd. Siktemålet for viskositeten under dan-nelsen av polymerløsningene, var 50 cP. Det ble bemerket at viskositeten øket med tiden for alle alkali/polymer-kombinasjonene på grunn av formodet hydrolyse av polyakrylamidet. Viskositeter så høye som 55 - 60 centipoise kan ha forekommet under senere faser av væske-innsprøyting. Dette antas ikke å gi noen betydelig forandring av resultatene av kjerneflommingene.
Kj erneflomminger - Et skjematisk diagram av kjerneflomming-apparaturen er vist i figur 1.
En positiv Ruska forskyvnings-pu. pe ble anvendt i forbindelse med et rom med konstant temperatur. Temperaturen i kjernen og fluidene ble forhøyet til reservoar-temperatur før innsprøytingen ble satt i gang. Mettethet for reservoarvann ble oppnådd ved å påføre et vakuum på kjernen i ca. 12 timer. Kjernen ble så innsprøytet med reservoar-råolje inntil det ikke ble produsert noe ytterligere vann. Denne innsprøyting ble foretatt med stor hastighet (3,048 m/dag) for å sikre maksimal olje-mettethet.
Primære og sekundære utvinninger ble etterlignet på en kombinert måte ved innsprøyting av reservoar-vann med en frontal fremførings-hastighet på 0,609 m/dag inntil olje-innsnittet eller mettetheten nådde et forhåndsbestemt nivå. Et vann/olje-forhold på 20:1 ble anvendt som vannflom-sluttpunktet.
Den generaliserte vannflom og tertiære sekvens var som følger:
Tilleggs-prøver ble bare oppsamlet under trinnene d til f. Disse prøver ble anvendt til å bestemme oljeinnsnitt-responsen i forhold til pore-volumene av innsprøytet fluidum. Analyser av prøvene ble også fullført for å bestemme de produserte mengder av kalsium, magnesium og silisium (ved atomisk absorpsjons-spektroskopi) og pH. En titrering med 0,1 N HC1 ble fullført for å kvantifisere konsentrasjonen av alkali i hver prøve.
De nøyaktige innsprøytede fluid-volumer er oppført i over-sikten over innsprøytede fluider (tabell 5) som følger. De forskjellige viskositeter er uttrykt i centipoises (cP) og pore-volum-tallet (PV) er den brøkdel av det totale kjerne-porevolum av fluidum som ble innsprøytet. Tallene "940" står for den spesifikke type av polyakrylamid som ble anvendt i eksemplene 1 - 5 (CYANATROL 940S, varemerke)
Målinger av grense- spenning
Målinger av grensespenning (IFT) mellom råoljen og hvert alkalisk middel ble foretatt. Konsentrasjoner av alkali i inn-sprøytings-vannet i området fra 0 -2,0 vekt% tilgjengelig Na20, ble testet. For alle verdier mindre enn 1,0 dyn/cm ble det anvendt konstant temperatur, konstant hastighet og spinnedråpe-grense-tensiometer. Alle målinger ble tatt ved 51,7°C, og 3600 omdr. pr. minutt etter 5 minutters olje/alkali-kontakt. Denne tidsperiode syntes å gi den maksimale verdi for IFT i forhold til tiden for disse systemer.
Dersom vurdering med spinne-dråpe viste seg utilfredsstil-lende på grunn av resulterende IFT-verdier større enn 1,0 dyn/cm, ble det anvendt et duNouy-ring-instrument (ved 21,1°C) for å foreta målingen.
Tre av fire testede alkaliske midler viste reduksjon av IFT fra 17,6 dyn/cm (i fravær av alkali) til passende verdier for å bevege tertiær olje. Bare natriumbikarbonatet ble bedømt som ineffektivt som IFT-reduksjonsmiddel for den spesielle råolje anvendt i disse eksempler. De minimale IFT-verdier og konsentrasjoner for hver alkalisk middel som kreves, er vist nedenfor:
Utvinnings-effekter - Tabellene 6 og 7, som følger, er beskrivel-ser av utvinnings-effektene for hver kjerneflomming forutsatt at ved hver er forspyling med nytt vann en del av henholdsvis den tertiære utvinning eller vannflomming. I tabellene 6 og 7 er kjerne-permeabiliteten, d.v.s. den effektive permeabilitet til olje med gjenværende vann (Korw)»°9den effektive permeabilitet for vann med gjenværende olje (<K>wro)f angitt i millidarcys. 01je-utvinnings-verdiene viser de opprinnelige verdier for olje-mettethet (S oi .), vannflom-utvinning ^ (% S oi .), vannflom-rest (Sor), tertiær utvinning ved anvendelse av den vandige alkali/polymer-blanding i henhold til denne oppfinnelse (% SQr), gjenværende mettethet (SQf) som er tilbake i kjernen, og den totale utvinning
(vannflom-utvinning pluss tertiær utvinning). PV i tabellen viser porevolum-mengdene for innsprøytet eller utvunnet fluid, etter som det passer.
Den følgende tabell benytter de data som er utviklet i tabellene 6 og 7 til å beregne den prosentvise utvinning av opprinnelig olje på stedet (OIP) som skyldes tertiær utvinning. Verdiene ble oppnådd ved å dividere verdiene for den tertiære utvinning (f.eks. PV-verdiene) med de tilsvarende verdier for opprinnelig olje-umettethet (so;^):
På grunn av at mengden av olje produsert under hver av for-spylingene med nytt vann var minimal, kan det sees liten forskjell i de resultater som er oppført i tabell 6 sammenlignet med resultatene i tabell 7. Resultatene oppført i tabell 6 vil bli anvendt i den følgende omtale.
I eksempel 1 involveres innsprøyting av en 50 centipoise væske av CYANATROL 940S polymer (3200 ppm) i fravær av ethvert alkalisk middel, og dette eksempel anføres bare for sammenligning.
Den 18,7 %ige Sor.-utvinning er sammenlignbar med eller bedre
enn de tertiære utvinninger oppnådd med alkaliske midler alene,
i noen tidligere arbeider som ikke utgjør noen del av foreliggende oppfinnelse. Samtidig med forandringen i hastighet fra 0,3048 m/dag til 3,0480 m/dag som del av etterspylings-sekvensen, foregikk det en ytterligere økning i oljeproduksjonen. Dette fenomen fremgikk ikke ved tidligere tester ved anvendelse av alkali uten polymer. Det skulle vise seg at ved nærværet av det forbedrede bevegelsesmiljø på grunn av gjenværende polymer i kjernen så ble hastighetsforandringen og etterfølgende økning i trykk tilstrekkelig til å bevege ytterligere olje. Den relative forandring i trykk ved økning av hastigheten var i virkeligheten lavere ved polymer-forsøkene (gjennomsnittlig 3,7 gangers økning) enn i sammenligning med tidligere ikke-polymer-forsøk (gjennomsnittlig 4,8 gangers økning). De virkelige høyere trykk kan dog være en mer betydelig parameter. For eksempel i eksempel 1, resulterte forandringen til 3,0480 m/dag i et totalt kjerne-trykk på o 13,860 kg/cm 2 sammenlignet med et tidligere forsøk med det høyeste høy-hastighets-trykk ved ikke-polymer på o 0,889 kg/cm 2.
Den absolutte betydning av dette fenomen er vanskelig å fastslå på basis av de foreliggende data, men det skulle med sikkerhet kunne antas at sammenligninger av de forskjellige polymerholdige systemer kan gjøres direkte, da produksjonstopper foreligger i alle tilfeller.
Eksemplene 2 og 3 er duplikat-innsprøytings-sekvenser, og kjernens ytelse i eksempel 2 er generelt bedre enn den i eksempel 3. Vannflommingen er betraktelig mer effektiv i eksempel 2, og dette tyder på en mer homogen kjerne som gir bedre feie-effekt. Bemerkelsesverdig er også den unormalt lave opprinnelige olje-mettethet (0,692 PV) i eksempel 2, sammenlignet med andre i disse eksempler (0,736 - 0,784 PV). PV-verdien på 0,692 er ikke uten-for verdi-området for de tidligere kjerneflomminger (0,649 - 0,750). Med den iboende kjerne-variabilitet, vil området for gjenvinninger i eksemplene 2 og 3 vise seg å være representativ for reproduserbarheten for polymer-systemene.
Sor-utvinningene ved 95,5 og 82,6 % for disse to kjerneflomminger ligger i det området som vanligvis bare sees med micellar/polymer-systemer ved kjemisk flomming. Den umåtelige forbedring av disse systemer i forhold til alkali eller polymer alene, er det mest betydningsfulle resultat av det arbeide som presenteres her.
Eksemplene 4 og 5, med CYANATROL 940S (varemerke) polymer kombinert med henholdsvis natriumhydroksyd og natriumortosilikat viser igjen kraftig økning i utvinning overfor deres uavhengige kjemiske motparter som er testet tidligere. Den opprinnelige olje-mettethet- og vannflom-ytelser ved disse forsøk er meget like, og faller mellom situasjonene i eksemplene 2 og 3. På grunn av at kjernene i eksemplene 4 og 5 synes å være sammenlignbare, kan natriumortosilikat-systemet sies å være bedre enn natriumhydroksyd-systemet, selv om igjen begge systemer er meget effektive.
Ved alle de testede polymer- og alkali/polymer-systemer ble det påvist en svært god bevegelse-regulering ved de rene, høy-olje-innsnitt (^60%) prøver dannet før ethvert gjennombrudd av innsprøytet kjemikalie.
Motstands-faktorer - Figurene 2 - 6 - angir trykkdata for kj erneflommingene.
Disse trykkdata ble oppnådd ved å måle de forskjellige trykk på tvers av forside-, midt- og bakside-seksjonene av kjernen, og de ble omdannet til de tilsvarende motstands-faktorer RF1-RF2 i henhold til den følgende formel:
P^= trykkfall ved slutten av
vannflomming (psi)
P2= trykkfall ved gitt punkt under
tertiær utvinning (psi)
Q1= flytehastighet ved slutten av
vannflomming (ml/sek.)
Q2= flytehastighet ved tiden for
<P>2måling (ml/sek.)
RFj. betyr den kumulative motstandsfaktor-avlesning.
Motstands-faktorene i eksempel 1 (fig. 2) med polymer alene er betraktelig høyere enn faktorene for alkali/polymer-systemene.
Ved sammenligning av motstands-faktor-responser for de forskjellige alkali/polymer-systemer kan det ses at NaCO3/940S-systemene gir mye lavere verdier enn enten NaOH/940S- eller Na4SiO4/940S-systemene. Midt-seksjon-motstandsfaktor (RF2)-responsene under eksempel 4 (fig. 5) er ikke så betydelig som det synes. På grunn av et uvanlig lavt vannflom-basislinje-trykk, blir midt-seksjons-motstandsfaktorene beregnet til å være unormalt høye, på tross av sammenlignbare trykk-nivåer i alle seksjonene. De lavere motstands-f aktorer med Na2CO3/940S-systemet viser potensiale for bedre innsprøytingskarakteristikker.
Analyse av produsert fluid - sterkt reduserte mengder av toverdige kationer ble funnet samtidig med alkali-produksjonen. For eksempel 1 falt mengdene av toverdige kationer som et resultat av det nye løsningsmiddel-vann for polymeren som ble fremstilt.
Data for alkali-forbruket er oppført i den følgende tabell. Målingene synes å være noe påvirket av nærværet av polymer:
Høyere retensjonsverdier ses enn det som er angitt tidligere, mest sannsynlig på grunn av den forbedrede sope-effekt som til-later at et større overflateareal av bergarter kan forbruke alkali.
Basert på resultatene av de omtalte vurderinger, kan de føl-gende konklusjoner trekkes:
Dataene viser den bedre utvinning av gjenværende olje som
er oppnåelig ved anvendelse av alkali/polymer-flomming under de viskositets- og grense-spennings-nedsettende karakteristikker som kreves ved foreliggende oppfinnelse. Ved en foretrukket utførelse er det også blitt vist at anvendelse av Na2C03 som alkaliet (med polymer) gir en lavere motstandsfaktor ved kjerneflommingen enn anvendelse av enten NaOH eller Na4Si04som alkali med polymer.
Dette gir et vandig utdrivingsfluidum som har bedre innsprøytings-karakteristikker.
Summarisk er det ment at terminologien "tilnærmet grense-spennings-minima", når den anvendes her, skal bety svært lave grense-spennings-verdier som er lik eller ligger nær de absolutt minimale verdier som er oppnåelige. Slike verdier faller innen "trau"-arealet i grense-minima-diagrammet utviklet ved sammenligning av spennings-verdiene mellom alkali-løsninger av varierende konsentrasjoner og råoljen som er av interesse. På slike grense-spennings-minima-diagrammer tilsvarer disse verdier grense-spennings-verdier på mindre enn 0,1 dyn/cm, fortrinnsvis mindre enn 0,7 dyn/cm.
Det foranstående belyser visse utførelser av foreliggende oppfinnelse og skal ikke betraktes som noen begrensning. Omfan-get av den ønskede beskyttelse er angitt i de følgende krav.
Claims (26)
1. Vandig løsning, tilpasset til å anvendes ved utvinning av råolje fra en geologisk formasjon, som omfatter alkali og polymer,karakterisert vedat den har en viskositet på minst 50% av viskositeten til oljen som skal utvinnes, og gir en tilnærmet minimal grensespenning mellom den og råoljen når den innsprøytes i formasjonen, hvor alkali-konsentrasjonen er slik at grensespenningen mellom en vandig løsning av alkaliet og råoljen er mindre enn 0,1 dyn/cm.
2. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at polymeren er til stede i en mengde på fra ca. 1000 til ca. 5000 ppm pr. million vektdeler av vannet.
3. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at polymeren er en akrylamid-polymer.
4. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at polymeren er et polysakkarid.
5. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at polymeren er en cellulose-polymer.
6. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at polymeren er delvis hydrolysert polyakrylamid.
7. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at alkaliet er valgt fra gruppen bestående av Na^ CO^, NaOH og Na4SiC>4.
8. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at alkaliet er Na2C0.j.
9. Løsning i henhold til krav 3,karakterisertved at alkaliet er Na2C03.
10. Løsning i henhold til krav 6,karakterisertved at alkaliet er Na2C0-j.
11. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at alkaliet er til stede i en mengde på fra ca. 0,01 til ca. 5 vekt% av vannet.
12. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at alkaliet er til stede i en mengde på fra ca. 0,1 til ca. 2 vekt% av vannet.
13. Løsning i henhold til krav 1,karakterisertved at polymeren er et delvis hydrolysert polyakrylamid og er til stede i en mengde på fra ca. 1000 til ca. 5000 ppm pr. million vektdeler av vann, og alkaliet er Na2C03og er til stede i en mengde på fra ca. 0,1 til ca. 2 vekt% av vannet.
14. Fremgangsmåte for utvinning av råolje fra en geologisk formasjon,karakterisert vedat den omfatter å sprøyte inn i formasjonen en vandig løsning som omfatter alkali og polymer, som har en viskositet på minst 50% av viskositeten til oljen som skal utvinnes, og som gir en tilnærmet minimal grensespenning mellom den og råoljen når den innsprøy-tes i formasjonen, hvor alkali-konsentrasjonen er slik at grensespenningen mellom en vandig løsning av alkaliet og råoljen er mindre enn 0,1 dyn/cm.
15. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat polymeren er til stede i løsningen i en mengde på fra ca. 1000 til ca. 5000 ppm pr. million vektdeler av vannet.
16. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat polymeren er en akrylamid-polymer.
17. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat polymeren er et polysakkarid .
18. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat polymeren er en cellulose-polymer.
19. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat polymeren, er et delvis hydrolysert polyakrylamid.
20. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat alkaliet er valgt fra gruppen bestående av Na2C03,NaOH ogNa4Si04.
21. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat alkaliet er Na2C03.
22. Fremgangsmåte i henhold til krav 16,karakterisert vedat alkaliet er Na2C03.
23. Fremgangsmåte i henhold til krav 19,karakterisert vedat alkaliet er Na2CC>3.
24. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat alkaliet er til stede i en mengde på fra ca. 0,01 til ca. 5 vekt% av vannet.
25. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat alkaliet er til stede i en mengde på fra ca. 0,1 til ca. 2 vekt% av vannet.
26. Fremgangsmåte i henhold til krav 14,karakterisert vedat polymeren er et delvis hydrolysert polyakrylamid og er til stede i en mengde på fra ca. 1000 til ca. 5000 ppm pr. million vektdeler av vann, og alkaliet er Na2C03og er til stede i en mengde på fra ca. 0,1 til ca. 2 vekt% av vannet.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US45431382A | 1982-12-29 | 1982-12-29 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO834843L true NO834843L (no) | 1984-07-02 |
Family
ID=23804134
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO834843A NO834843L (no) | 1982-12-29 | 1983-12-28 | Vandig loesning for forsterket utvinning av raaolje, samt fremgangsmaate for utvinning av raaolje fra en geologisk formasjon |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU556313B2 (no) |
| BR (1) | BR8307206A (no) |
| GB (1) | GB2132664B (no) |
| MY (1) | MY8600627A (no) |
| NO (1) | NO834843L (no) |
| SU (1) | SU1477252A3 (no) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2611803B1 (fr) * | 1987-03-06 | 1989-07-07 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour la reduction selective des venues d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz |
| US4852652A (en) * | 1988-05-24 | 1989-08-01 | Chevron Research Company | Chemical flooding with improved injectivity |
| RU2074957C1 (ru) * | 1992-09-09 | 1997-03-10 | Акционерное общество закрытого типа "ЮМА" | Способ повышения продуктивности скважины |
| CN102162350B (zh) * | 2011-03-08 | 2013-04-24 | 东北石油大学 | 一种利用水中钙镁离子提高聚合物溶液调驱效果的方法 |
| US20140262275A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Chevron U.S.A. Inc. | Alkali polymer surfactant sandwich |
| US9605198B2 (en) | 2011-09-15 | 2017-03-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Mixed carbon length synthesis of primary Guerbet alcohols |
| CN110410049A (zh) * | 2019-07-24 | 2019-11-05 | 王雷 | 一种评价聚合物溶液在多孔介质中吸附性的方法及其装置 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IL27759A (en) * | 1966-04-28 | 1971-05-26 | Gen Aniline & Film Corp | Process of secondary recovery of petroleum from substerranean formations by a water-flooding method |
| NL7205770A (no) * | 1971-05-17 | 1972-11-21 | ||
| US3872018A (en) * | 1972-11-15 | 1975-03-18 | Oil Base | Water loss additive for sea water mud comprising an alkaline earth oxide or hydroxide, starch and polyvinyl alcohol |
| GB1420649A (en) * | 1973-03-23 | 1976-01-07 | Jackson J M | Magnesia stabilized additives for non-clay wellbore fluids |
| GB1373564A (en) * | 1973-03-29 | 1974-11-13 | Texaco Development Corp | Secondary oil recovery process using oxyalkylated additives |
| GB1500901A (en) * | 1973-10-25 | 1978-02-15 | Cementation Res Ltd | Forming a colloidal suspension |
| DK178375A (da) * | 1974-04-29 | 1975-10-30 | Continental Oil Co | Vandbaseret boreslam |
| US3988246A (en) * | 1974-05-24 | 1976-10-26 | Chemical Additives Company | Clay-free thixotropic wellbore fluid |
| GB1464053A (en) * | 1974-07-22 | 1977-02-09 | Texaco Development Corp | Aqueous drilling fluids containing an additive for reducing gel strength |
| US4025443A (en) * | 1975-03-17 | 1977-05-24 | Jackson Jack M | Clay-free wellbore fluid |
| CA1070491A (en) * | 1975-03-17 | 1980-01-29 | Jack M. Jackson | Clay-free wellbore fluid comprising guar gum |
| NO812667L (no) * | 1980-08-08 | 1982-02-09 | Union Carbide Corp | Behandling av fortykkede vandige systemer. |
-
1983
- 1983-11-30 AU AU21844/83A patent/AU556313B2/en not_active Ceased
- 1983-12-22 GB GB08334270A patent/GB2132664B/en not_active Expired
- 1983-12-28 BR BR8307206A patent/BR8307206A/pt unknown
- 1983-12-28 SU SU833679921A patent/SU1477252A3/ru active
- 1983-12-28 NO NO834843A patent/NO834843L/no unknown
-
1986
- 1986-12-30 MY MY627/86A patent/MY8600627A/xx unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| SU1477252A3 (ru) | 1989-04-30 |
| GB2132664B (en) | 1986-02-05 |
| AU2184483A (en) | 1984-07-05 |
| GB8334270D0 (en) | 1984-02-01 |
| AU556313B2 (en) | 1986-10-30 |
| BR8307206A (pt) | 1984-08-07 |
| MY8600627A (en) | 1986-12-31 |
| GB2132664A (en) | 1984-07-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zhang et al. | Mechanisms of enhanced natural imbibition with novel chemicals | |
| US4265673A (en) | Polymer solutions for use in oil recovery containing a complexing agent for multivalentions | |
| CN107429155B (zh) | 修井流体组合物和使用微乳液作为返排助剂的方法 | |
| US3977472A (en) | Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions | |
| CA2911915A1 (en) | Multifunctional foaming composition with wettability modifying, corrosion inhibitory and mineral scale inhibitory/dispersants properties for high temperature and ultra high salinity | |
| CN103748190A (zh) | 修井流体和用该流体修井的方法 | |
| CN104388064B (zh) | 一种氯化钙水基钻井液 | |
| NO155898B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra underjordiske reservoarer med emulsjonsfloemming. | |
| WO2015041664A1 (en) | Adjusting surfactant concentrations during hydraulic fracturing | |
| NO344653B1 (no) | Invert emulsjons-fluidsystem og fremgangsmåte for å utføre petroleumsutvinningsoperasjoner ved bruk av et oljebasert fluidsystem | |
| NO317392B1 (no) | Fremgangsmate for bryting av stabiliserte, viskositetsregulerte fluider | |
| Borchardt et al. | Oil-field chemistry: enhanced recovery and production stimulation | |
| NO834843L (no) | Vandig loesning for forsterket utvinning av raaolje, samt fremgangsmaate for utvinning av raaolje fra en geologisk formasjon | |
| WO2021007531A1 (en) | A rheology modifier for organoclay-free invert emulsion drilling fluid systems | |
| WO2009067362A2 (en) | Treatment fluids that increase in viscosity at or above a threshold temperature and methods of formulating and using such fluids | |
| NO844884L (no) | Polymerer for anvendelse ved oljeboring | |
| Iqbal et al. | An experimental study on the performance of calcium carbonate extracted from eggshells as weighting agent in drilling fluid | |
| NO176586B (no) | Fremgangsmåte for selektiv reduksjon av vanninnströmning fra en olje- eller gassproduserende formasjon mot en produksjonsbrönn | |
| CN113736442A (zh) | 压裂液用低温速溶型耐盐一体化水性稠化剂及其制备方法 | |
| Vossoughi et al. | Permeability modification by in-situ gelation with a newly discovered biopolymer | |
| CN110791279A (zh) | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| US20150267105A1 (en) | Anionic polysaccharide polymers for viscosified fluids | |
| Setiati et al. | The potential of polymer for enhanced oil recovery process on oil refinery: A literature research | |
| CN113956854B (zh) | 降粘剂与钻井液及其制备方法与应用 | |
| NO326840B1 (no) | Vannbasert borefluid, og fremgangsmate for boring av olje- og/eller gassbronner ved hjelp av vannbaserte borefluider |