NO840555L - Fremgangsmaate til stimulering av jordoljeutvinningssonder - Google Patents
Fremgangsmaate til stimulering av jordoljeutvinningssonderInfo
- Publication number
- NO840555L NO840555L NO840555A NO840555A NO840555L NO 840555 L NO840555 L NO 840555L NO 840555 A NO840555 A NO 840555A NO 840555 A NO840555 A NO 840555A NO 840555 L NO840555 L NO 840555L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- weight
- mixture
- ethylene oxide
- solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 title claims abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 26
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 6
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 22
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 21
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 14
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 10
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 6
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 2
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 2
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract description 3
- -1 glycol ethers Chemical class 0.000 abstract description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 239000000047 product Substances 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- QGLWBTPVKHMVHM-KTKRTIGZSA-N (z)-octadec-9-en-1-amine Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCN QGLWBTPVKHMVHM-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 4
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RVGRUAULSDPKGF-UHFFFAOYSA-N Poloxamer Chemical compound C1CO1.CC1CO1 RVGRUAULSDPKGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 3
- GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N diglycidyl ether Chemical class C1OC1COCC1CO1 GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000005442 diisocyanate group Chemical group 0.000 description 2
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical compound O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 229920003987 resole Polymers 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 244000020551 Helianthus annuus Species 0.000 description 1
- 235000003222 Helianthus annuus Nutrition 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000002269 analeptic agent Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N formaldehyde Substances O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000002347 octyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- WBHHMMIMDMUBKC-QJWNTBNXSA-N ricinoleic acid Chemical compound CCCCCC[C@@H](O)C\C=C/CCCCCCCC(O)=O WBHHMMIMDMUBKC-QJWNTBNXSA-N 0.000 description 1
- 229960003656 ricinoleic acid Drugs 0.000 description 1
- FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N ricinoleic acid Natural products CCCCCCC(O[Si](C)(C)C)CC=CCCCCCCCC(=O)OC FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/929—Cleaning organic contaminant
- Y10S507/93—Organic contaminant is asphaltic
-
- 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
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/929—Cleaning organic contaminant
- Y10S507/931—Organic contaminant is paraffinic
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Steroid Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Cleaning Or Clearing Of The Surface Of Open Water (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
- Medicines Containing Plant Substances (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører ne forbedret fremgangsmåte til stimulering av jordoljeutvinningssonder ved anvendelse av spesifikke grenseflateaktive forbindelser oppløst i høyeremolekylære aromater.
Det er kjent at spesielt forsterket ved eldre boringer opptrer vanskeligheter ved jordoljeutvinning som er betinget ved av-leiring av de høyeremolekylære jordoljebestanddeler som asfalter, naftener, parafine og harpikslignende forbindelser i inntaksområdet av transportsonder. Derved nedsettes sterkt formasjonenes oljepermeabilitet således at tilstrømningen av råolje går tilbake og det dessuten bare er mulig en intervall-transport på f.eks. 2-4 m 3 råolje pr. dag og sonde.
For å minske disse problemer og å øke transportytelsen er
det kjent f.eks. å innpresse syre i de jordoljeførende sjikt. Herved angripes syreoppløselig sten med syren og formasjonens porøsitet økes, hvilket da medfører en økning av permeabiliteten for råoljen. Uheldig ved disse syrer er riktignok at derved beskadiges formasjonen. Det samme gjelder for den såkalte frakturering hvor den jordoljeførende forma-sjon opprives ved hjelp av hydrauliske krefter. En ytterligere metode for sondestimulering består i å innpresse blandinger av benzen, toluen og xylen. Disse forbindelser er imidlertid dårligeooppløsningsmidler for de høyere-molekylære råoljebestanddeler, således at man krever store mengder av disse oppløsningsmidler.
Følgende punkter er viktig ved en sondebehandling med oppløsningsmidlet: anvendelse av optimale oppløsningsmidler for asfalter og naftener. Samtidig anvendelse av ikke-ionogene grenseflateaktive stoffer til oppnåelse av en god penetrering av injeksjonsvæsken. Samtidig anvendelse av til hver råoljetype tilpassede emulsjonsspaltere som spesielt i gamle og sterkt utvannede transportsonder skal hindre en emulsjonsblokkdannelse. Anvendelse av oppløs-ningsmidlet resp. oppløsningsformidlere for de tilstede-værende parafiner. Samtidig anvendelse av grenseflateaktivt virkende forbindelser som lett penetrerer mellom sten og tung råoljefase og dermed øker stenens vannfukting eller sågar først da muliggjør det. Dermed oppnår man en tydelig økning av oljepermeabiliteten av formasjonen nær borehullet.
Oppfinnelsens gjenstand er en fremgangsmåte til stimulering av jordoljeutvinningssonder, /idet fremgangsmåten erkarakterisert vedat man i utvinningssonden innpresser høyere aromater som inneholder en blanding bestående av
50-90 vekt-% av et ;amin med formel .m
idet R 1 betyr C-^"1^^"*3-'-^-1- eller C^2~C22-a^ken^-'-°9R<2>betyr hydrogen, C^2~C22~a-'-k^-'- eHer "^-^"C^^-Lkenyl som kle omsatt med 4-20 mol etylenoksyd, 6-12 mol propylenoksyd eller 4-20 mol av en blanding av begge alkylenoksyder, og 10-50 vekt-% av en emulsjonsspalter. Som emulsjonsspaltere kommer det generelt på tale alle produkter som er egnet til spaltning av emulsjoner ay jord-olje og vann. Spesielt foretrukket er herved følgende produkter: diiosocyanatharpikser (DE-AS 1 642 825), foretrede fenol-formaldehyd kondensasjonsprodukter (resol-harpiks, DE-AS 2 445 873), oksalkylerte alkylfenol-formaldehyd kondensasjonsprodukter (US-patent 2 499 368, 4 499 370, 2 524 889, 2 560 333 og 2 574 543), addisjonsprodukter av etylenoksyd-propylenoksyd-blokkpolymere og bis-glycidyl-etere (DE-OS 3 049 455), oksalkylerte addisjonsprodukter av etylenoksyd-propylenoksyd-blokkpolymere og bis-glycidyl-etere (DE-OS 3 049 450) og oksalkylerte resolharpikser (DE-AS 2 445 873) og tysk søknad P 32 23 691.3). Emulsjonsspaltere kan generelt anvendes enkeltvis eller også som blanding av forskjellige typer av spaltere. Dette gjelder 1 2
likeledes for aminene med formel R R NH.
I tillegg til de oppførte oksalkylerte aminer og emulsjons-spalterene kan kan man dessuten medanvende ytterligere forbindelser som oksalkylerte mono-, di- eller tri(C^-C.^)alkylfenoler med et innhold av 4-40 enheter etylenoksyd, propylenoksyd eller en blanding herav, fortrinnsvis oktyl eller nonylfenol med 6-20 enheter etylenoksyd, syntetiske eller native, mettede eller umettede C^2~C22~f ^^syrer som oljesyre, kokos-fettsyre eller ricinolsyre samt mono- eller di(C^-Cg)alkyl-di, tri- eller tetraetylenglykoleter, fortrinnsvis butylglykol. Ved medanvendelse av disse forbindelser er blandingen som oppløses i de høyere aromater sammensatt som følger: 10-70, fortrinnsvis 30-50% oksalkylert amin, 1-30, fortrinnsvis 5-20% emulssjonsspalter >:<-le30 , fortrinnsvis 5-20% ioksal-kylert alkylfenol, 1-30, fortrinnsvis 5-20% av fettsyre og 1-50, fortrinnsvis 5-30% glykoleter.
De ovenfor nevnte produkter oppløses i såkalte "Highflash"-aromater som har et flammepunkt på over 40°C og en minste-mengde på ca. 90% av en eller flere ganger med C^-C^Q-alkyl substituerte (Cg-C-^)-aromatiske hydrokarboner eller (C^ —^^4^ — cykloalkaner, idet resten består av ikke-cykliske, f.eks. lineære og forgrenede (C^-C-^)-hydrokarboner. Konsentra-sjonen av blandingen av alle ovennevnte produkter i oppløs-ningsmidlet utgjør 1-30, fortrinnsvis 8-20 vekt-%. Inn-pressing av denne oppløsning i jordoljeutvinningssonden foregår etter de vanlige metoder.
Ved ovennevnte sondestimulering kunne det overraskende
oppnås et enormt høyt oljespeilLover utvinningssonen som viser til en utmerket tilstrømning av olje fra formasjons-stedene. Denne virkning har med bare små forskjeller ved-vart over varigheten utover et år. Med et så godt og varig resultat kunne det ikke regnes. Den gode virkning lar seg formontlig forklare ved at ved ovennevnte oppløs-
ning økes den relative oljepermeabilitet således at ved den tilknyttede utvinning ved fjerning av strømingsmot-stander kan bare en liten del av tungtoppløselige komponenter
av oljen igjen avleire seg. For gjennomføring av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ved sondestimulering er det nødvendig med ca. 9000-50000 liter oppløsning. Sammenlignet hertil kreves ved de kjente sondestimulering;med lavere kokende aromater 150000-200000 liter. En ytterligere fordel ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen består i at formasjonene ikke beskadiges og at tensidblandingen er stabil under formasjonsstedenes betingelser. Å nevne er også den korte innpressingstid, hvorved produksjonsutfallet holdes lavt.
Den etter stimulering utvunnede råolje som dessuten inneholder deler av stimuleringsmidlet, kan uten forstyrrelser videreforarbeides i raffineriet.
Eksemp_el_l
En utvinningssonde boret i året 1951 hadde en begynnelsesutvinning på 32 m 3olje/dag og hadde til juli 1981 en totalutvinning på 70.724 m 3 råolje, 15.959 m 3 vann og 1.057.610 m 3 gass. I juli 1981 lå dagsutvihhingen ved under under 2 m 3 renolje (transportert ved intervall-
pumpe). Det ble etter avsetting av en pakker i høyde av utvinningssonen (2.298-2.345 m dybde) tilsammen innpresset 9,5 m 3 av den nedenfor omtalte produktblanding over 12 timer og latt det deretter innvirke 24 timer.
Ved den derpåbegynnénde begynnelsesutvinning ble det ut-vunnet 28 m 3 olje/dag, oljespeilet var meget høyt inntil 1.900 m over utvinningssonen i sonden (før behandlingen lå denne ved 6 45 m). Etter 12 måneder ble det oppnådd en gjennomsnittsutvinning på 8-10 m 3/dag og et stabilisert oljespeil på 1.500 m. Dette viser en enorm tilstrømning fra formasjonen. På grunn av sondeinnretningens alder kunne det l ikke fullutvinnes. Utvinningsøkningen nådde 300-400%.
Den benyttede produktblanding besto av en 8%-ig oppløsning
i "Highflash"-aromater av en blanding av følgende sammensetning :
23 vekt-% oleylamin +10 etylenoksyd,
20 vekt-% oleylamin + 15 etylenoksyd,
13 vekt-% butylglykol,
13 vekt-% av di-isocyanat-harpiksen ifølge eksempel 1 i DE-AS 1 642 825,
15 vekt-% oljesyre,
16 vekt-% nonylfenol + 10 etylenoksyd.
Eksemp_el_2
På samme måte som i eksempel 1 ble det injisert i en ut-vinningssone 14,5 m 3 av en produktblanding av den nedenfor angitte sammensetning. Også ved dette forsøk steg oljespeilet ved hjelp av den ekstremt gode tilstrømning etter sondebehandlingen meget høyt til 2100 m over utvinningssonen i sonden (tidligere 850 m). Etter noen måneder stabiliserte oljespeilet seg på 1850 m. Ved denne stimulering kunne råoljeutvinningen økes fra til å begynne med
3 3
ca. 35 m pr. dag til gjennomsnittlig 50 m olje pr. dag, dvs. rundt ca. 42%.
Den anvendte produktblanding besto av en 8%-ig oppløsning
i "Highflash"-aromater av en blanding av følgende sammensetning:
16 vekt-% oleylamin + 10 etylenoksyd,
27 vekt-% oleylamin + 15 etylenoksyd,
13 vekt-% butylglykol,
13 vekt-% av det foretrede fenol-formaldehyd kondensasjonsprodukt ifølge eksempel 1 i DE-AS 2 445 873>
15 vekt-% oljesyre,
16 vekt-% nonylfenol + 10 etylenoksyd.
Eksempel_3
Utvinningsgraden av denne sonde utgjorde 27 m 3 olje pr. dag. I sonden ble det analogt eksempel 1 innpresset et volum på 42 m 3 av en produktblanding av den videre nedenfor angitte
Ul i 1.
sammensetning i løpet av 12 timer. Henstand etter innpumpingen utgjorde 48 timer. Etter behandlingen steg oljespeilet fra på forhånd ca. 900 m over utvinningssonen i sonden til en høyde på 1900 m over utvinningssonen. Råoljeutvinningen økte til 44 m 3 olje pr. dag. Den oppnådde utvinningsøkning utgjorde dermed ca. 63%.
Den anvendte produktblanding hadde ved denne stimulerings-forholdsregel følgende sammensetning:
15 vekt-% kokosamin + 8 etylenoksyd,
29 vekt-% kokosamin + 12 etylenoksyd,
14 vekt-% butylglykol,
13 vekt-% oksalkylert addisjonsprodukt av etylenoksyd-propylenoksyd-blokkpolymere og bis-glycidyleter ifølge eksempel la i DE-AS 3 049 450,
14 vekt-% solsikkefettsyre,
15 vekt-% oktylfenol + 10 etylenoksyd.
Claims (4)
1. Fremgangsmåte til stimulering av jordoljeutvinningssonder, karakterisert ved at man i utvinningssonden innpresser høyere aromater som inneholder en blanding bestående av
50-90 vekt-% av et amin med formel
1 2 idet R betyr C12 -C22 <-> alkyl eller C12 - <C> 22 <-a> lkenyl og R betyr hydrogen eller C12 -C22 <-a> lkenyl,C12~ C22 -alkyl, som ble omsatt med 4-20 mol etylenoksyd, 6-12 mol propylenoksyd eller 4-20 mol av en blanding av begge alkylenoksyder, og 10-50 vekt-% av en emulsjonsspalter.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at man i utvinningssonden innpresser en oppløsning som i tillegg dessuten inneholder mono-, di- eller tri-(C4~ C^2 )alkylfenoler med et innhold av 4-40 enheter etyelnoksyd, propylenoksyd eller en blanding herav, ci2~ C22~ fettsyrer og mono- eller di-(C^ -Cg)-alkyl-di-, tri- eller tetraetylenglykoleter.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at man i utvinningssonden innpresser en oppløsning som inneholder en blanding bestående av 10-70% oksalkylert amin, 1-30% emulsjonsspalter, 1-30% oksalkylert alkylfenol, 1-30% fettsyre og 1-50% glykoleter.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at man i utvinningssonden innpresser en 1-30 vekt-% oppløsning.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| AR29214883 | 1983-02-16 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO840555L true NO840555L (no) | 1984-08-17 |
Family
ID=3477524
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO840555A NO840555L (no) | 1983-02-16 | 1984-02-15 | Fremgangsmaate til stimulering av jordoljeutvinningssonder |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4595511A (no) |
| EP (1) | EP0116915B1 (no) |
| AT (1) | ATE33422T1 (no) |
| BR (1) | BR8400670A (no) |
| CA (1) | CA1217931A (no) |
| DE (1) | DE3470343D1 (no) |
| NO (1) | NO840555L (no) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4829424A (en) * | 1985-06-28 | 1989-05-09 | Hewlett-Packard Company | Maximal length immediates with fixed sign position |
| US5061386A (en) * | 1990-07-16 | 1991-10-29 | Shell Oil Company | Surfactant composition |
| US5556832A (en) * | 1992-09-21 | 1996-09-17 | Union Oil Company Of California | Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid |
| WO1994006883A1 (en) * | 1992-09-21 | 1994-03-31 | Union Oil Company Of California | Solids-free, essentially all-oil wellbore fluid |
| US5567675A (en) * | 1994-02-16 | 1996-10-22 | Buckman Laboratories Of Canada, Ltd. | Application of N,N-dialkylamides to control the formation of emulsions or sludge during drilling or workover of producing oil wells |
| US5547022A (en) * | 1995-05-03 | 1996-08-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Heavy oil well stimulation composition and process |
| DK0886718T3 (da) * | 1996-03-15 | 2002-04-02 | Bp Chem Int Ltd | Olie- og gasfeltkemikalier |
| WO2001018147A1 (en) * | 1999-09-07 | 2001-03-15 | Crompton Corporation | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| US7358215B1 (en) | 1999-09-07 | 2008-04-15 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| GB2371823B (en) | 1999-09-24 | 2004-09-01 | Akzo Nobel Nv | A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation |
| US20070125542A1 (en) * | 2005-12-07 | 2007-06-07 | Akzo Nobel N.V. | High temperature gellant in low and high density brines |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2753303A (en) * | 1953-12-03 | 1956-07-03 | Atlas Powder Co | Oil-soluble surface active composition |
| US2753939A (en) * | 1954-03-15 | 1956-07-10 | Union Oil Co | Removal of waxy sludges from pipelines and oil wells |
| US2908641A (en) * | 1956-05-02 | 1959-10-13 | Sun Oil Co | Treatment of underground formations |
| US3241614A (en) * | 1963-07-08 | 1966-03-22 | Socony Mobil Oil Co Inc | Cleaning of wellbores |
| US3402770A (en) * | 1965-06-02 | 1968-09-24 | Mobil Oil Corp | Multiple-purpose solvent and method for treating subterranean formations |
| DE1284378B (de) * | 1966-06-01 | 1968-12-05 | Hoechst Ag | Verfahren zur Verhuetung von Paraffin- und Asphaltablagerungen bei der Erdoelfoerderung |
| US4005020A (en) * | 1973-07-19 | 1977-01-25 | Petrolite Corporation | Paraffin removing compositions |
| US3998743A (en) * | 1973-12-07 | 1976-12-21 | Union Oil Company Of California | Method and solvent composition for stimulating the production of oil from a producing well |
| US3970148A (en) * | 1974-10-29 | 1976-07-20 | Standard Oil Company | Method for stimulating wells completed in oil bearing earth formations |
| US4207193A (en) * | 1978-03-24 | 1980-06-10 | Halliburton Company | Methods and compositions for removing asphaltenic and paraffinic containing deposits |
| FR2496504A1 (fr) * | 1980-12-23 | 1982-06-25 | Somalor Ferrari Somafer Ets | Composition et procede permettant de recuperer et de valoriser des produits petroliers |
-
1984
- 1984-02-10 AT AT84101358T patent/ATE33422T1/de not_active IP Right Cessation
- 1984-02-10 DE DE8484101358T patent/DE3470343D1/de not_active Expired
- 1984-02-10 EP EP84101358A patent/EP0116915B1/de not_active Expired
- 1984-02-15 BR BR8400670A patent/BR8400670A/pt unknown
- 1984-02-15 NO NO840555A patent/NO840555L/no unknown
- 1984-02-15 US US06/580,431 patent/US4595511A/en not_active Expired - Fee Related
- 1984-02-16 CA CA000447583A patent/CA1217931A/en not_active Expired
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ATE33422T1 (de) | 1988-04-15 |
| BR8400670A (pt) | 1984-09-18 |
| EP0116915B1 (de) | 1988-04-06 |
| US4595511A (en) | 1986-06-17 |
| DE3470343D1 (en) | 1988-05-11 |
| EP0116915A3 (en) | 1984-12-27 |
| EP0116915A2 (de) | 1984-08-29 |
| CA1217931A (en) | 1987-02-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6911417B2 (en) | Water block removal with surfactant based hydrocarbonaceous liquid system | |
| US2288857A (en) | Process for the removal of bitumen from bituminous deposits | |
| US3756319A (en) | Method for stimulating the production of oil from a producing well | |
| US4212353A (en) | Hydraulic mining technique for recovering bitumen from tar sand deposit | |
| US3881550A (en) | In situ recovery of hydrocarbons from tar sands | |
| US3241614A (en) | Cleaning of wellbores | |
| US5104556A (en) | Oil well treatment composition | |
| US2988142A (en) | Water flooding process with pre-pressure step | |
| US20100298173A1 (en) | Bitumen anti-accretion additive | |
| US20140360727A1 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of an oil-bearing formation | |
| NO840555L (no) | Fremgangsmaate til stimulering av jordoljeutvinningssonder | |
| US2978026A (en) | Well wash fluid | |
| CA1136394A (en) | Resinous polyalkylene oxide adducts for petroleum recovery | |
| US9404344B2 (en) | Remediation of asphaltene-induced plugging of wellbores and production lines | |
| US4814094A (en) | Oil recovery method utilizing highly oxyalklated phenolic resins | |
| US4156463A (en) | Viscous oil recovery method | |
| CA1056718A (en) | Recovery of bitumens by imbibition flooding | |
| US6220352B1 (en) | Procedure to mobilize asphaltene-based crude with a micelle solvent | |
| US5095984A (en) | Transporting mobility control agents to high permeability zones | |
| US3434545A (en) | Acid treating subterranean formations | |
| US3490532A (en) | Recovery of low-gravity viscous hydrocarbons | |
| US3923100A (en) | Compositions useful in plugging formations | |
| NO861261L (no) | Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming. | |
| US5080169A (en) | Polysilalkylenesilane polymer useful in enhanced oil recovery using carbon dioxide flooding | |
| US2976926A (en) | Production of petroleum by water flooding |