NO852373L - Blandinger for bruk i bore-, kompletterings- og overhalingsvaesker. - Google Patents
Blandinger for bruk i bore-, kompletterings- og overhalingsvaesker.Info
- Publication number
- NO852373L NO852373L NO852373A NO852373A NO852373L NO 852373 L NO852373 L NO 852373L NO 852373 A NO852373 A NO 852373A NO 852373 A NO852373 A NO 852373A NO 852373 L NO852373 L NO 852373L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- weight
- oil
- sodium
- percent
- approx
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 54
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 52
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 43
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 43
- -1 glycol diester Chemical class 0.000 claims description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 14
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 14
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 11
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 11
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 claims description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 8
- JMGZBMRVDHKMKB-UHFFFAOYSA-L disodium;2-sulfobutanedioate Chemical compound [Na+].[Na+].OS(=O)(=O)C(C([O-])=O)CC([O-])=O JMGZBMRVDHKMKB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 7
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 5
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 125000001400 nonyl 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])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 70
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 49
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 43
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 40
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 25
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 8
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 8
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 7
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 6
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 6
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 6
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 6
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 5
- 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 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N succinic acid Chemical compound OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000002075 main ingredient Substances 0.000 description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000005037 alkyl phenyl group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 150000005690 diesters Chemical class 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- PUPZLCDOIYMWBV-UHFFFAOYSA-N (+/-)-1,3-Butanediol Chemical compound CC(O)CCO PUPZLCDOIYMWBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Polymers C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- WKCYFSZDBICRKL-UHFFFAOYSA-N 3-(diethylamino)propan-1-ol Chemical compound CCN(CC)CCCO WKCYFSZDBICRKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDOUZKKFHVEKRI-UHFFFAOYSA-N 3-bromo-n-[(prop-2-enoylamino)methyl]propanamide Chemical compound BrCCC(=O)NCNC(=O)C=C CDOUZKKFHVEKRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BCFOOQRXUXKJCL-UHFFFAOYSA-N 4-amino-4-oxo-2-sulfobutanoic acid Chemical compound NC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O BCFOOQRXUXKJCL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010067484 Adverse reaction Diseases 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical class [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910014813 CaC2 Inorganic materials 0.000 description 1
- ALQSHHUCVQOPAS-UHFFFAOYSA-N Pentane-1,5-diol Chemical compound OCCCCCO ALQSHHUCVQOPAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DULMNRGHUDIYIQ-UHFFFAOYSA-N S(=O)(=O)([O-])[O-].[NH4+].OCCCN(CC)CC.[NH4+] Chemical compound S(=O)(=O)([O-])[O-].[NH4+].OCCCN(CC)CC.[NH4+] DULMNRGHUDIYIQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical compound OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000006838 adverse reaction Effects 0.000 description 1
- 125000004183 alkoxy alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 229940035690 di-n-octyl sodium sulfosuccinate Drugs 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 235000019329 dioctyl sodium sulphosuccinate Nutrition 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M sodium docusate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)COC(=O)CC(S([O-])(=O)=O)C(=O)OCC(CC)CCCC APSBXTVYXVQYAB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-L succinate(2-) Chemical compound [O-]C(=O)CCC([O-])=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000002023 wood 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
-
- 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
- Y10S516/00—Colloid systems and wetting agents; subcombinations thereof; processes of
- Y10S516/01—Wetting, emulsifying, dispersing, or stabilizing agents
- Y10S516/03—Organic sulfoxy compound containing
- Y10S516/04—Protein or carboxylic compound containing
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Description
Bruk av væsker i boring, komplettering og overhalings-operasjoner i olje og gassbrønner fører til betydelige tap av potensielt utvinnbare petroleumsmaterialer. Under avslut-ningsoperasjonene i kompletteringen av en brønn kan en rekke vannholdige væsker anvendes innbefattet innborings- og kompletteringsvæsker og. lignende som også omfatter saltvann. Under disse operasjonene som innbefatter vannholdige væsker forårsakes permanent skade på produksjonsformasjonen ved inn-føring av vann i formasjonen som nedsetter og ofte irreparabelt skader formasjonen og reduserer mengden av olje og/eller gass som kan utvinnes fra produksjonsformasjonen. Øket vannmetning i produksjonsformasjonen som nedsetter gjennomtrengeligheten overfor olje og gass deri kan være en betydelig faktor i denne skaden.
Industrien har nedlagt store anstrengelser for å kom-pensere skaden som gjøres på formasjoner etter komplettering av brønnen og etterfølgende produksjon så som i sekundær-utvinning og brønnstimuleringsoperasjoner. Små anstrengelser har imidlertid tatt sikte på å minimalisere formasjonsskade under boring, overhaling og kompletteringsoperasjoner. Det er meget mer ønskelig å forsøke å minimalisere formasjonsskade under avslutningsoperasjoner i komplettering av en brønn og redusere nærvær av mellomromsvann i produksjons-formasjonene enn på et senere tidspunkt.
Det er derfor et mål for foreliggende oppfinnelse å til-veiebringe midler for å forhindre eller minimalisere formasjonsskade og etterfølgende tap av potensiell olje og gass-produksjon på grunn av inntrengning av vandige væsker fra et brønnbor i produksjonssonene. Det er ønskelig å tilveie-bringe et additiv for slike væsker for å minimalisere formasjonsskade fra tap av boring, overhaling, komplettering eller stimulering av væsker i et petroleumsreservoir, å redusere grenseflatespenning for å minimalisere vannblokkerte formasjoner. Additivene bør være forenlig med formasjonsvæsker, fremskynde vannfukting og emulgeringsspaltning, ha god termisk stabilitet og være virksomme over store saltvannskonsentra-sjoner.
Det foreligger utstrakt litteratur vedrørende stimulering av produksjon fra petroleumsreservoirer hvori forma-sjonene inneholder for store mengder mellomromsvann, d.v.s. vannblokker i formasjoner i nærheten av produksjonsbrønnene som resulterer i nedsatt utvinning av petroleumsmaterialene fra en brønn, generelt rettet mot behandling av formasjonsskade, ikke å forebygge den. Bruk av overflateaktive midler i økning av oljegjennomtrengelighet for vannblokkerte systemer og økede utvinningsoperasjoner for å forbedre produksjonen fra petroleumsholdige soner og formasjoner er be-skrevet i litteraturen. De følgende er typiske patenter ved-rørende denne teknologi som medfører bruk av overflateaktive midler i væsketapkontroll, sprekkdannelse og oljeutvinnings-operasjoner.
US patent nr. 2.978.409 vedrører en fremgangsmåte for
å fjerne vannblokker i oljebrønner hvor man innfører i en oljebrønn, hindret av en vannblokk, en blanding av 0,1 til 8% tilsammen definerte alkylfenoksypolyalkylenoksyalkanoler, en forbindelse med formel R^OH hvori R., er en alkylfenyl, alkyl eller alkoksyalkylgruppe, og eventuelt et sulfosuksinat så som dioktylnatriumsulfosuksinat i en oljeaktiv bærer.
US patent nr. 3.301.328 vedrører brønnstimulering, spesielt ved bruk av overflateaktive midler for å stimulere produksjonen fra reservoirer inneholdende for meget mellomromsvann i de oljeholdige formasjoner. Det foreligger mange patenter som beskriver overflateaktive midler som er fremstilt for å behandle oljeholdige formasjoner hvor man finner redusert produksjon, og patentet angir at bruk av disse materialer generelt ga liten gevinst. Dette patent beskriver bruk av en kombinasjon av overflateaktive midler for å oppnå en fremgangsmåte for å stimulere oljeproduksjonen fra soner som er delvis eller fullstendig blokkert av mellomromsvann. Den beskrevne kombinasjon var 50 til 70% av et alkalimetallsalt av en sulfonert diester ravsyre med Cg-alifatiske estergrupper, så som di-n-oktyl natriumsulfosuksinat, 20 til 40% av et alkalimetallsalt av en sulfonert diester av ravsyre med Cg-alifatiske estergrupper og 5 til 20% av en langkjedet substituert polyetoksyetanol så som isooktylfenylpolyetoksy-etanol inneholdende 9 til 10 mol etylenoksyd pr. mol isoktyl-fenol oppløst i vann eller et hydrokarbonløsningsmiddel.
US patent nr. 3.601.194 vedrører behandling av underjordiske formasjoner gjennomtrengt av en brønn ved bruk av en lavtapsvæskeblanding ved behandlingen av olje og gassbrønner. Fremgangsmåten og blandingen har anvendelse ved hydraulisk sprekkdannelse, i brønnbehandlingsprosesser og i komplettering av brønner som bores i oljeholdige gjennomtrengelige formasjoner. I dette patentet oppnås dette ved temporær til-stopping av gjennomtrengelige underjordiske formasjoner ved å anvende en lavtapsvæske omfattende en dispersjon av en olje-løselig, vannuløselig fast voks eller vokspolymerpartikler i en vandig væske, inneholdende et overflateaktivt middel valgt fra gruppen bestående av ikke-ioniske etere, polyetere og tioetere med en HLB faktor på 8,5 til 19,5, ikke-ioniske overflateaktive estere med en HLB faktor mellom 10 og 14,5, ikke-ioniske overflateaktive aminer med en HLB faktor på ca. 4 til 10, ikke-ioniske overflateaktive amider med en HLB faktor på 7 til 10,5, anioniske overflateaktive sulfonater med en AFL faktor på 7 til 12,5, anioniske overflateaktive organofosfater med AFL faktor på 5,5 til 7,5, anioniske overflateaktive organofosfater med en AFL faktor på 12 til 39, og kationiske overflateaktive midler med en CFL på 19 til 38.
De hovedsaklige vokspolymere partikler velges slik at de opp-løses eller er oppløselige i olje, og de virker som til-stoppingsmidler for å redusere gjennomtrengeligheten til formasjonen bare i et begrenset tidsrom. Åpenbart er sammen-setningen av disse blandinger ekstremt kritisk for å forhindre permanent skade på produksjonsformasjoner.
US patent nr. 4.059.154 vedrører øket utvinning av petroleum fra et underjordisk hydrokarbonreservoir ved bruk av et gjenvinningsmedium, emulgerte blandinger av hydrokar-boner, vandige væsker og overflateaktive midler. Det spesi-elle problem som inngår i denne oppfinnelse var å frembringe dispersjoner som ikke ble uheldig påvirket av hårdt vann.
De overflateaktive systemer som ble foreslått inneholdt et vannløselig salt av et alkyl eller aralkylsulfonat så som natriumdodesylbenzensulfonat pluss et vannløselig salt av et alkyl eller aralkylpolyetoksylert sulfat så som natrium-dodesylpolyetoksysulfat, pluss et fettsyredietanolamid, en polyetoksylert alifatisk alkohol eller en polyetoksylert alkylfenol, hvilken kombinasjon førte til fortykkede væsker for bruk ved utvinning av petroleum fra reservoirer. Sekundær utvinning ved vanninnblåsning og lignende vil måtte benyttes på reservoiret før tilførselen av disse fortykningsvæsker som en kule ifølge denne oppfinnelse.
US patent nr. 4.122.020 vedrører oljeutvinningsmetoder som benytter overflateaktive midler som er anvendelig ved fjerning av olje fra reservoirer som har vært utsatt for dir-ekte vannfIotasjon eller polymerfIotasjonsoperasjoner. Uten bruk av overflateaktive midler eller andre tertiære utvinnings-prosesser hevdes denne olje å være hovedsaklig ikke utvinnbar fra disse reservoirer. Ved hjelp av den beskrevne oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for å fjerne olje fra en olje-, holdig formasjon hvor man i formasjonen injiserer en vandig væske inneholdende en spesiell gruppe suksinamat overflateaktive midler, eventuelt i forbindelse med et sulfonat så som natriumpolybutensulfonat.
US patent nr. 4.252.657 vedrører et konsentrat for frem-stilling av olje og vannmikroemulsjoner for å hjelpe petrole-umsutvinning ved å utføre fortrengning av råolje i porene i formasjonen ved injeksjon av mikroemulgeringsmidler for å solubidisere oljen i mikroemulsjonen. Konsentratet omfatter en blanding av minst tre overflateaktive midler, et salt av en alkylsvovelsyre, et salt av en alkylarylsulfonsyre og et salt av en sulforavsyre eller sulfosuksinaminsyre. Denne blanding settes så til råoljen og vann med et definert ione-saltinnhold.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en additivblanding for bruk f.eks. i boring, komplettering og overhalingsvæsker som minimaliserer formasjonsskader ved produksjon ved å øke brønnopprenskningsvirkningsgraden og hjelpe til å utvinne olje som holdes på plass av dynamiske kapilær-krefter mellom olje, vann og injiserte væsker, idet formasjonens vannmetning kjøres ned og fører til en økning i gjennomtrengelighet for olje og øket produksjon. Disse blandinger kan fungere over et stort område av salttyper og konsentrasjoner og er funnet å være spesielt anvendelig for eksempel i 38% kalsiumklorid kompletterings- og overhalingsvæsker, i 25% og 10% natriumklorid kompletterings- og overhalingsvæsker samt andre saltløsninger innbefattet bromider. Blandingen ifølge oppfinnelsen bevirker når den settes til kompletterings- og overhalingsvæsker, i tillegg til å redusere grenseflatespenning i produksjonsformasjoner for å minimalisere vannblokker som stammer fra bruk av overhalings- og kompletteringsvæsker og forenlighet med saltvann, også vann-fuktning, deemulgering og er termisk stabile over et anvendelig område. Den nye blanding omfatter tre hovedbestanddeler, et diestermonosulfosuksinat, et polypropoksylert kvarternært ammoniumklorid og et natriumalkylarylpolyetersulfat.
De nye blandinger ifølge oppfinnelsen finner anvendelse
i oljeprosesser som innbefatter boring, logging, overhaling, komplettering, gjennomtrengning, stimulering, dreping og lignende. De overflateaktive kombinasjoner reduserer grense-flate og overflatespenning for å kunne fjerne filtrater mer effektivt. Da de nye blandinger ikke skader formasjonen i motsetning til erfaringer med de fleste overflateaktive midler, observeres øket produksjon etter brønnopprenskning. Disse blandinger minimaliserer formasjonsskade når de brukes
i forbindelse med feltvann, sjøvann, natrium og kaliumklorid-løsninger, 10 til 25% løsninger for eksempel, med kalsium-kloridløsninger inneholdende opptil 38% kalsiumklorid, brom-saltløsninger inneholdende kalsiumbromid og andre høye salt-løsninger .
Additive blandinger inneholder på en aktiv basis, ca.
30 - 70 vektprosent av diesteren monosulfosuksinat, ca. 30 - 55 vektprosent polypropoksylert kvarternært ammoniumklorid og ca. 0,1 til 4 vektprosent natriumalkylfenyl-polyetersulfat. Normalt blandes de tre hovedbestanddeler sammen med vann for
å danne en løsning. Selvom alle vannmengder som vil solubidisere blandingen kan anvendes, er ikke et overskudd nødvendig
og er dyrt å frakte, og man har funnet at ca. 20 - 40% vann gir anvendelige additivløsninger. Løsningene finner anvendelse i oljeprosessvæsker, spesielt saltløsninger i seg selv for lokaliseringsteknikker.
Diestermonosulfosuksinatet, fortrinnsvis brukt i mengder fra ca. 40 - 60 vektprosent, er en glykoldiester av natriummonosulfosuksinat og har formelen
hvori R, avledet fra alifatiske glykoler, er en toverdig alkylenrest inneholdende 2 til 8 karbonatomer, fortrinnsvis 3 til 5, så som fra propylenglykol, butylenglykol og pentametylen-glykol. Den andre bestanddel i blandingen, et polypropoksylert kvarternært ammoniumsalt, fortrinnsvis brukt i mengder fra 30 til 55 vektprosent, er reaksjonsproduktet av et hydroksy-tertiert amin, så som hydroksyetyldietylmetylamin og propylenoksyd, i mengder, f.eks. på ca. 3 til 6 mol propylenoksyd pr. mol amin, og med den generelle formel hvori R, R^og R2er alkylrester inneholdende 1 til 6 karbonatomer, fortrinnsvis 1 til 2, så som metyl og etyl, og n er et tall fra 2 til 20, fortrinnsvis 3 til 6. Den tredje hovedbestanddel i blandingene, fortrinnsvis brukt i en mengde fra 1 til 3 vektprosent, er et natrium-alkylaryl-polyetersulfat, avledet f.eks. fra en alkylfenol og etylenoksyd alkoksyalkylat i mengder på ca. 1 mol alkylfenol og ca. 6 mol etylenglykol for å danne alkylfenyl. Den generelle struktur er
hvor R er en alkylrest som inneholder 6 til 12 karbonatomer,
fortrinnsvis 8 til 10, og n er fra 4 til 8. Et typisk materiale er natriumnonylfenoksyetoksysulfat hvori R er nonyl og n er 6.
Den mest anvendelige form av disse tre bestanddeler er
i vannløsninger med en miniumumsmengde vann, som kan variere fra ca. 20 til 50 vektprosent av blandingen.
Konsentrasjonen av de overflateaktive blandinger i salt-løsninger i feltbruk bør være minst ca. 0,1 vektprosent. Det oppnås utmerkede resultater ved ca. 0,15 til 2,5 vektprosent, helst fra ca. 0,2 til 0,5 vektprosent. På kostnadsbasis foretrekkes på grunn av de store volumer som kreves i olje-feltprosesser mer effektive og mindre dyre konsentrasjoner på ca. 0,2 til 0,5 vektprosent aktive bestanddeler i tre-komponentblandingen.
I de følgende eksempler ble den overflateaktive blanding eller kombinasjonen som ble brukt, fremstilt med de følgende overflateaktive midler: 1 vektdel av diestermonosulfosuksinatet med formelen
Dette materiale hadde et faststoffinnhold på 70% og inneholdt 6 2 vektprosent av det aktive materiale med formelen. 0,1 vektdel natriumnonylfenylpolyetersulfonat som kan kjøpes i en konsentrasjon av det aktive materiale på 29 vektprosent og 0,5 vektdeler av et tetrapropoksylert hydroksyetyldietylmetylamin-ammoniumsulfat. Dette materiale var 100% aktivt. Disse tre hovedmaterialene ble oppløst i 1 vektdel vann for å danne den nye overflateaktive blanding. Denne kombinasjon inneholdt 44,2 vektprosent aktive bestanddeler og dette settes til saltvannene fra eksemplene i mengder som gir 0,5 vektprosent av totalblandingene i saltvannene (0,22 vektprosent aktive bestanddeler). Bruk av denne oppfinnelsen fører til lave saltvann/oljegrenseflatespenninger, effektiv vannfukting av formasjonsbergarter, økning av formasjonsgjennomtrengelighet og er forenlig med klare saltvann. Et produkt av denne oppfinnelse er stabilt over et brukstemperaturområde og bevirker
dertil minimum skade på formasjoner.
En litt modifisert visuell fuktbarhetsprøve, API RP42, 2.utgave, januar 19 77 API RECOMMENDED PRACTICES FOR LABORA-TORY TESTING OF SURFACE ACTIVE AGENTS FOR WELL STIMULATION, ble benyttet for å påvise virkningen av den overflateaktive blanding i 38% CaC^løsning på fortrinnsvis olje eller vann-fuktbar sand. 40-60 mesh San Saba sand ble fuktet med den vandige overflateaktive saltløsning i ca. 15 min. og så løftet ved en spatel i oljefasen. Dispersjonen og/eller klumping av sanden ble observert ettersom den fikk falle fra spatelen. Klumping av sand i olje viser foretrukket vannfuktbarhet. Klumping av oljefuktet sand i vannskiktet viste videre foretrukket oljefuktbarhet. Med diesel eller lett råolje viser foretrukne olje-vannfuktbarhetstester at disse blandinger er vannfuktende for sand.
Grenseflatespenningen (IFT) mellom 38% kalsiumkloridløs-ning inneholdende blandingen ifølge oppfinnelsen og forskjellige oljer ble målt ifølge API RP42. Den konsentrerte overflateaktive blanding ble fortynnet til 0,5 vektprosent i 38% CaC^ saltløsning, det samme volum dieselolje ble tilsatt og blandingen ble likevektsinnstilt ved rysting 1 time i et mekanisk rysteapparat. IFT ble målt ved en av to metoder: dynamisk IFT ble målt i dreiende dråpetensiometer og statisk IFT ble målt i fastsittende fallapparat. Grenseflatespenning-ene for 0,5 vektprosent overflateaktivt konsentrat i 38% CaC^ i forskjellige oljer ble målt å være:
IFT for 38% CaCl2og 4 2 dieselolje var 23,1 dyn/cm 2 ved bruk av et dynamisk dreiende tørrtensiometer.
Polypropoksylert kvarternært ammoniumklorid bare i saltvann hadde en grenseflatespenning med dieselolje på 17 dyn/cm 2, alt for høy for mange formasjoner, spesielt slike med tett porøsitet, sammenlignet med en IFT på 0,07 dyn/cm 2 erholdt med trekomponentblandingene. IFT for diestermonosulfosuksinat alene var 6,0 dyn/cm 2, høyere enn ønskelig, og dette materiale alene viste også svake vannfuktingsegenskaper, og var på grensen til å ha oljefuktingsegenskaper, hvilket er uønsket.
I de følgende eksempler som demonstrerer utøvelsen og fordelene ved oppfinnelsen, ble effektiviteten av de overflateaktive blandinger målt i et kjernepermeabilitets-forsøksapparat. Det henvises til API RP 27, tredje utgave, september 19 52, ny utgave august 195 6, RECOMMENDED PRACTICE for DETERMINING PERMEABILITY of POROUS MEDIA, American Petroleum Institute. Permeameteret er konstruert for å studere strøm gjennom gjennomtrengelige medier. Berea sandstein med 5-10 md permeabilitet simulerer reservoirformasjoner. Disse eksempler bruker både høy- og lavtrykks strømningshastighets-betingelser innbefattende olje og saltvann. Hensikten med høytrykksstrømningshastighetprøven er å bestemme om bruken av den overflateaktive blanding ødelegger gjennomtrengeligheten overfor olje, da høye oljestrømningshastigheter reduserer vannmetning til lave verdier hvor oljegjennomtrengelighet er nær et maksimum, og ytterligere reduksjon i vannmetning på grunn av overflateaktive midler ville ha liten virkning på gjennomtrengelighet overfor olje. Uheldige reaksjoner kunne imidlertid bevirke skade. I lavtrykks-lavolje strømnings-hastighetforsøket reduseres imidlertid ikke vannmetning til en metning som gir maksimal gjennomtrengelighet overfor olje og ytterligere reduksjon i vannmetning kan føre til forbedret gjennomtrengelighet overfor olje og uheldige reaksjoner kan også bevirke ødelagt gjennomtrengelighet overfor olje.
Eksempel 1
HøytrykksfIotasjon - CaCl2-løsning.
I denne prøven inngikk et 3,4 atm. differensial-væsketrykk mot en Berea sandstenkjerne. 5% NaCl ble brukt til å simulere virkelig formasjonssaltvann ned i hullet. ^ 2 dieselolje ble brukt til å simulere råolje ned i hullet. Berea sandstenkjernene målte 2,5 - 3,75 cm i diameter og
5 cm lengde. Et porevolum representerer den mengde væske en kjerne rommer. En Berea sandstenkjerne på 3,75 cm x 5 cm rommer 10 ml væske. Begynnelsesoljegjennomtrengeligheten (k) var 61,4 millidarsid. Kjernen ble alternativt flottert med 5% NaCl og dieselolje som vist i tabellen. PileneJj^eller| representerer strømretningen gjennom kjernen. Det overflateaktive middel satt til 1,1 kg/l CaC^ og injisert. Slutt-trinnet var å flottere kjernen med 5% NaCl og deretter dieselolje for å se om det overflateaktive middel ble vasket lett ut av kjernen. Retur k var 58,0 millidarsier. Kjernen ble så flottert med formasjonssaltvann og restgjennomtrengelig-heten etter vasking var 71,0 millidarsier (md). Denne resulterende k-verdi er faktisk 16% høyere enn begynnelsesolje-verdien. Denne type totalgjennomtrengelighetsforbedring er normalt liten, er uforutsigelig og kan ligge i forsøksvaria-sjoner. Se tabell I.
Når dette eksempel ble gjentatt ved å bruke en blanding av
1 del av diestermonosulfosuksinatet, 0,1 del av natrium-alkylaryl-polyetersulfatet, og uten polypropoksylert kvarternært ammoniumklorid (0), oppstod en ustabil emulsjon etter trinn 7, NaCl vasken, og blandingen krever at det polypropoksylerte kvarternære ammoniumklorid bryter eller forhindrer emulsjonsdannelse ved høytrykksskjæring gjennom kjernen.
Når dette eksempel kjøres med CaC^ løsning alene og uten overflateaktivt middel, var den permanente kjerneskade ca. 10%. Verdiene ble beregnet som følger: opprinnelig olje k ( 61, 4) - sluttolje k ( 58, 0) x 100 = 6% skade
opprinnelig olje k (61,4)
4- i etter ca *t on 4Ti x. 61,4 - 71,0 x 100 =
rest-k etter 5% NaCl flotasnon = —j-=—
61,43
16% forbedring i forhold til opprinnelig k.
Eksempel 2
Denne høytrykksfIotasjon ble kjørt ved bruk av den overflateaktive blanding i 10% KC1 saltvann. Begynnelsespermeabiliteten til denne kjerne overfor olje var 41,2 md. Den overflateaktive blanding ble tilsatt i mengde på 0,5 tørrvekts-prosent til 10% KC1 og flottert gjennom kjernen. Den resulterende sluttgjennomtrengelighet var 42,9 md. Ingen skade forekom og en øket mengde formasjonssaltvann ble produsert tilbake fra kjernen. Kjernen ble så flottert med formasjonssaltvann og den resterende gjennomtrengelighetsreduksjon var ubetydelig. Se tabell 2.
Begynnelses k overfor olje = 41,2 md.
Slutt k overfor olje etter overflateaktivt middel = 42,90 md. % k skade = 41, 2 - 42, 9 x 100 = 4,2% stimulering
41,2
Restgjennomtrengelighetsreduksjon etter 5% NaCl flotasjon =
41, 2 - 39, 6 = 4%
41,2
Eksempel 3
HøytrykksfIotasjon - 25% NaCl.
Den overflateaktive kombinasjon ble prøvet i 25% NaCl ved et 3,4 atm. differensialtrykk satt til det klare saltvann i 0,5 vektprosent konsentrasjon. Begynnelsesgjennomtrengeligheten til denne kjerne overfor olje var 37,8 md. Væske-gjennomtrengeligheten etter overflateaktiv flotasjon var 28,4 md, ca. 25% skade. Rest-k etter flotasjon med 5% NaCl var 35,2 md. Se tabell 3.
Begynnelses k overfor olje = 37,8 md.
Slutt k overfor olje = 28,5 md.
% k skade = 37,8<2>8,5=25%skade
37,8
Restgjennomtrengelighetsreduksjon etter 5% NaCl flotasjon =
37, 8 - 35, 2 = 7% reduksjon i permeabilitet
37,8
Forsøkene ble foretatt ved lave differensialtrykk når gjennomtrengelighet overfor olje er mindre enn den maksimale gjennomtrengelighet som oppnås under høyt differensialt trykk på grunn av en høyere vannmetning ved de lavere trykk. Denne lavtrykksfIotasjonsprøven ble utført for å vise virkningen av overflateaktive midler under redusert reservoirtrykk og andre reduserte differensialtrykkbetingelser. Berea sandstens-kjernen mettes først med saltvann og maksimal oljegjennomtrengelighet dannes først ved å la olje strømme ved høyere trykk for å gi en høyere strømmingshastighet på 1 ml/min.
Så dannes en simulert skadetilstand med høy vannmetning ved å la saltvann strømme ved lavt differensialtrykk og lav strømningshastighet (0,1 ml/min). Ødelagt oljegjennomtrengelighet måles ved den lave strømningshastighet. Opprinnelig gjennomtrengelighet overfor olje dannes tilbake ved å la olje strømme ved høyere differensialtrykk og strømnings-hastighet på 1 ml/min. Vannskade dannes igjen ved lave strømningshastigheter, denne gang med en overflateaktiv saltløsning. En andre skadet gjennomtrengelighet overfor olje måles ved lav strømningshastighet og sammenlignes med den opprinnelige skadede gjennomtrengelighet. Mindre gjennomtrengelige kjerner viser generelt mer skade i lavtrykks-kjernefIotasjoner. Eksempel 4, 5 og 6 viser virkningsgraden til denne kritiske overflateaktive kombinasjon ved fjerning av vannblokker ved lavt differensialtrykk.
Eksempel 4
Den langsomme injeksjonshastighet ble kontrollert ved lavt trykk og strømningshastighet. Den overflateaktive blanding hadde evne til bedre å fukte formasjonen ved å øke dens absorbsjonstid. Begynnelsesgjennomtrengeligheten overfor olje av denne kjernen inneholdende 5% NaCl saltvann var 50,7 md, 11,4 ppg CaC^ ble injisert og oljegjennomtrengeligheten ble redusert til 15,2 md ved 0,1 ml/min. strømningshastighet. 0,5 vektprosent av den overflateaktive blanding ble satt til 11,4 ppg CaC^ og injisert gjennom kjernen. Sluttgjennomtrengeligheten var 33,8 md, en 122% økning over kjernens ødelagte tilstand. Se data i tabell 4 og 5.
Eksempel 5
Dette lavtrykksforsøket medførte tilsetning av den overflateaktive blanding i 10% KC1. Begynnelsespermeabiliteten overfor olje av denne kjerne som inneholdt 5% NaCl saltvann var 50,1 md. 10% KC1 ble langsomt injisert gjennom kjernen ved 0,1 ml/min. Den resulterende gjennomtrengelighet overfor olje etter 10% KC1 var 19,3 md. 0,5 vektprosent overflateaktivt middel ble deretter satt til 10% KC1 og pumpet gjennom kjernen ved 0,1 ml/min. Kjernens sluttgjennomtrengelighet overfor diesel ved 0,1 ml/min. strømningshastighet var 36,8 md, ca. 91% forbedring over den ødelagte kjernetilstand.
Begynnelsesgjennomtrengeligheten til kjernen overfor olje ved
1 ml/min. sammenlignet med sluttgjennomtrengeligheten for olje, viste en 32% økning etter tilsetningen av den overflateaktive blanding. Se data i tabell 4 og 5. Denne type økning var også synlig i høytrykksfIotasjonsforsøket i eksempel 2.
Eksempel 6
Den overflateaktive kombinasjon ble undersøkt i 25% NaCl ved reduserte trykk og strømningshastighet. Begynnelsesgjennomtrengeligheten overfor olje i denne kjernen inneholdende 5% NaCl saltvann var 46,6 md. 25% NaCl ble langsomt injisert gjennom kjernen ved 0,1 ml/min. Den resulterende gjennomtrengelighet overfor olje ved 0,1 ml/min. var 20,3 md. Den overflateaktive kombinasjon ble deretter satt til 25% NaCl og injisert ved en strømningshastighet på 0,1 ml/min, og sluttgjennomtrengeligheten var 35,4 md ved 0,1 ml/min. strømnings-hastighet. Tilsetningen av den overflateaktive kombinasjon viste en 74% forbedring i k overfor den ødelagte tilstand. Begynnelses-k på 46,6 ved 1 ml/min. i sammenligning med slutt-k verdien etter overflateaktivt middel ved 1 ml/min. på
49,0 md viste 5% forbedring etter tilsetning av den overflateaktive kombinasjon til 25% NaCl. Rest-k overfor olje etter saltvannsvask av kjernen var 45,8 md eller en 98% tilbake-vending etter saltvann. Se tabell 4 og 5 med hensyn til data.
Eksempel 7
Termisk stabilitet av overflateaktive løsninger inneholdende 0,5 vektprosent av den overflateaktive blanding i 38% CaCl2ble helt i åpne glasskår og plassert i en rustfri stålbombe. Ytterligere overflateaktiv løsning ble helt i bomben for å forhindre fordampning av væske fra innsiden av glassbeholderen. Bomben ble så lukket og oppvarmet statisk ved temperaturer fra 24°C til 176°C. Etter 24 timer ble bombene plassert i en vannfylt kum, avkjølt og åpnet. Fysikalske egenskaper for varmeeldede løsninger ble målt ved rom-temperatur. Løsningene ble observert med hensyn til fysikalske forverringstegn så som utfelling. Den overflateaktive løsning forble klar og hvit som vann opp til 121°C.
Claims (11)
1. Blanding,karakterisert vedat den omfatter ca. 30 til 70 vektprosent av en glykoldiester av natriummonosulfosuksinat med formel
hvor R er en toverdig alkylenrest inneholdende 2 til 8 karbonatomer, 30 - 50 vektprosent av et polypropoksylert kvarternært ammoniumklorid med den generelle formel
hvor R, R 1 og R 2 er alkylrester inneholdende 1 til 6 karbonatomer og n er et tall fra 2 til 20, og ca. 0,1 til 4 vektprosent natriumalkylfenylpolyetersulfat med formelen
hvor R er en alkylrest inneholdende 6 til 12 karbonatomer og n er 4 til 8.
2. Blanding ifølge krav 1,karakterisert vedat glykoldiesteren av natriummonosulfosuksinat inneholder 3 til 5 karbonatomer.
3. Blanding ifølge krav 1,karakterisert vedat i det polypropoksylerte kvarternære ammoniumklorid inne-1 2
holder R, R og R 1 til 2 karbonatomer og n er 3 til 6.
4. Blanding ifølge krav 1,karakterisert vedat i natriumalkylfenyl-polyetersulfatet inneholder R 8 til 10 karbonatomer og n er 1 til 6.
5. Blanding ifølge krav 1,karakterisert vedat glykoldiesteren av natriummonosulfosuksinat har formelen i det polypropoksylerte kvarternær-ammoniumklorid er minst 1 2
to av R, R og R etyl og den andre er metyl, og n er 6, og i natriumalkylfenyl-polyetersulfatet er R nonyl og n er 6.
6. Blanding ifølge krav 1,karakterisert vedat den foreligger i vann.
7. Blanding ifølge krav 6,karakterisert vedat blandingen inneholder ca. 40 til 60 vektprosent av glykoldiesteren av natriummonosulfosuksinat, ca. 35 til 50 vektprosent polypropoksylert kvarternært ammoniumklorid og ca.
1 til 3 vektprosent natriumalkylfenyl-polyetersulfonat.
8. Blanding ifølge krav 7,karakterisert vedat den inneholder ca. 20 til 40 vektprosent vann.
9. Blanding ifølge krav 5,karakterisert vedat den inneholder ca. 50 til 55 vektprosent glykoldiester av natriummonosulfosuksinat, ca. 1 til 3 vektprosent polypropoksylert kvarternært ammoniumklorid og ca. 40 til 50 vektprosent natriumalkylfenyl-polyetersulfonat oppløst i vann i en løsning inneholdende mindre enn 50 vektprosent vann.
10. Blanding ifølge krav 9,karakterisert vedat i glykoldiesteren av natriummonosulfosuksinat er R 3 til 5, i det polypropoksylerte kvarternære ammoniumklorid inneholder 1 2
R, R og R 1 til 2 karbonatomer og n er 3 til 6, og natrium-alkylf enyl-polyetersulf atet er et alkylfenoksyetoksysulfat hvori R inneholder 8 til 10 karbonatomer og n er 1 til 6.
11. Anvendelse av en overflateaktiv blanding ifølge ett eller flere av kravene 1 til 10 som tilsetningsmiddel i mengder på 0,1 til 5 vektprosent til saltvannsløsninger som brukes i oljeboring og utvinningsoperasjoner i oljeholdige formasjoner.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/620,214 US4596662A (en) | 1984-06-13 | 1984-06-13 | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO852373L true NO852373L (no) | 1985-12-16 |
Family
ID=24485041
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO852373A NO852373L (no) | 1984-06-13 | 1985-06-12 | Blandinger for bruk i bore-, kompletterings- og overhalingsvaesker. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4596662A (no) |
| DE (1) | DE3521309A1 (no) |
| DK (1) | DK260185A (no) |
| FR (1) | FR2565990B1 (no) |
| GB (1) | GB2160244A (no) |
| IT (1) | IT1182755B (no) |
| NL (1) | NL8501691A (no) |
| NO (1) | NO852373L (no) |
| SE (1) | SE8502883L (no) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5964692A (en) * | 1989-08-24 | 1999-10-12 | Albright & Wilson Limited | Functional fluids and liquid cleaning compositions and suspending media |
| US5807810A (en) * | 1989-08-24 | 1998-09-15 | Albright & Wilson Limited | Functional fluids and liquid cleaning compositions and suspending media |
| GB8926885D0 (en) * | 1989-11-28 | 1990-01-17 | Albright & Wilson | Drilling fluids |
| US5141920A (en) * | 1990-06-11 | 1992-08-25 | Baker Hughes Incorporated | Hydrocarbon invert emulsions for use in well drilling operations |
| US5639715A (en) * | 1994-03-24 | 1997-06-17 | M-I Drilling Fluids Llc | Aqueous based drilling fluid additive and composition |
| US6132861A (en) * | 1998-05-04 | 2000-10-17 | 3M Innovatives Properties Company | Retroreflective articles including a cured ceramer composite coating having a combination of excellent abrasion, dew and stain resistant characteristics |
| US6245833B1 (en) | 1998-05-04 | 2001-06-12 | 3M Innovative Properties | Ceramer composition incorporating fluoro/silane component and having abrasion and stain resistant characteristics |
| US6352758B1 (en) | 1998-05-04 | 2002-03-05 | 3M Innovative Properties Company | Patterned article having alternating hydrophilic and hydrophobic surface regions |
| US6265061B1 (en) | 1998-05-04 | 2001-07-24 | 3M Innovative Properties Company | Retroflective articles including a cured ceramer composite coating having abrasion and stain resistant characteristics |
| CA2354906A1 (en) * | 2001-08-08 | 2003-02-08 | Newpark Drilling Fluids Canada, Inc. | Production optimization using dynamic surface tension reducers |
| US8053395B2 (en) * | 2007-01-19 | 2011-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for increasing gas production from a subterranean formation |
| US8302691B2 (en) * | 2007-01-19 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for increasing gas production from a subterranean formation |
| WO2008118239A1 (en) * | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for treating a hydrocarbon formation |
| WO2008118243A1 (en) * | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for treating a formation with a solvent |
| US20100181068A1 (en) * | 2007-03-23 | 2010-07-22 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method and System for Treating Hydrocarbon Formations |
| BRPI0721503A8 (pt) * | 2007-03-23 | 2019-01-15 | 3M Innovative Properties Co | composições e métodos para tratamento de um poço bloqueado por água |
| WO2009061397A2 (en) * | 2007-11-05 | 2009-05-14 | Corning Incorporated | Low expansion cement compositions for ceramic monoliths |
| US7552771B2 (en) * | 2007-11-14 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment |
| US8261825B2 (en) * | 2007-11-30 | 2012-09-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods for improving the productivity of oil producing wells |
| CN101693829B (zh) * | 2009-10-28 | 2012-09-05 | 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 | 煤层气井压裂用煤粉分散剂及活性水压裂液 |
| EP2544810A2 (de) | 2010-03-10 | 2013-01-16 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung unter verwendung von kationischen tensiden, die einen hydrophobblock mit einer kettenlänge von 6 bis 10 kohlenstoffatomen aufweisen |
| US20110220364A1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Basf Se | Process for mineral oil production using cationic surfactants having a hydrophobic block with a chain length of 6 to 10 carbon atoms |
| CN103965853B (zh) * | 2013-02-05 | 2016-08-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 组合表面活性剂及其制备方法 |
| US11939521B2 (en) | 2022-08-19 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Reuse of hypersaline brine with ionic liquids |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2978409A (en) * | 1957-07-09 | 1961-04-04 | Rohm & Haas | Composition and method for the elimination of water-block in oil wells |
| US3301328A (en) * | 1963-11-01 | 1967-01-31 | Exxon Production Research Co | Well stimulation |
| US3601194A (en) * | 1969-07-14 | 1971-08-24 | Union Oil Co | Low fluid loss well-treating composition and method |
| US4059154A (en) * | 1973-12-03 | 1977-11-22 | Texaco Inc. | Micellar dispersions with tolerance for extreme water hardness for use in petroleum recovery |
| US3858656A (en) * | 1973-12-03 | 1975-01-07 | Texaco Inc | Oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions |
| DK532877A (da) * | 1976-12-10 | 1978-06-11 | Elf Aquitaine | Koncentrat til fremstilling af mikroemulsioner af olie og vand med stort saltindhold |
| FR2373328A1 (fr) * | 1976-12-10 | 1978-07-07 | Elf Aquitaine | Concentre pour la preparation de microemulsions d'huile et d'eau de forte salinite |
| US4122020A (en) * | 1977-08-25 | 1978-10-24 | Standard Oil Company | Oil recovery and mobility control using succinate surfactant systems |
| US4247405A (en) * | 1978-06-30 | 1981-01-27 | Phillips Petroleum Company | Viscosity-stabilized aqueous solutions |
| US4415463A (en) * | 1979-06-22 | 1983-11-15 | The Dow Chemical Co. | Preparation of viscosifiers for zinc salt workover and completion brines |
| US4382002A (en) * | 1981-06-24 | 1983-05-03 | Exxon Research & Engineering Co. | Drilling fluids containing an additive composition |
| GB2111559B (en) * | 1981-10-09 | 1985-07-31 | Lion Corp | Micellar slug for oil recovery |
-
1984
- 1984-06-13 US US06/620,214 patent/US4596662A/en not_active Expired - Fee Related
-
1985
- 1985-06-07 GB GB08514443A patent/GB2160244A/en not_active Withdrawn
- 1985-06-11 DK DK260185A patent/DK260185A/da unknown
- 1985-06-11 SE SE8502883A patent/SE8502883L/xx not_active Application Discontinuation
- 1985-06-11 DE DE19853521309 patent/DE3521309A1/de not_active Withdrawn
- 1985-06-11 IT IT48198/85A patent/IT1182755B/it active
- 1985-06-11 FR FR8508789A patent/FR2565990B1/fr not_active Expired
- 1985-06-12 NL NL8501691A patent/NL8501691A/nl not_active Application Discontinuation
- 1985-06-12 NO NO852373A patent/NO852373L/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2160244A (en) | 1985-12-18 |
| NL8501691A (nl) | 1986-01-02 |
| IT1182755B (it) | 1987-10-05 |
| DK260185A (da) | 1985-12-14 |
| DE3521309A1 (de) | 1985-12-19 |
| DK260185D0 (da) | 1985-06-11 |
| FR2565990A1 (fr) | 1985-12-20 |
| GB8514443D0 (en) | 1985-07-10 |
| FR2565990B1 (fr) | 1987-07-17 |
| SE8502883D0 (sv) | 1985-06-11 |
| US4596662A (en) | 1986-06-24 |
| IT8548198A0 (it) | 1985-06-11 |
| SE8502883L (sv) | 1985-12-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO852373L (no) | Blandinger for bruk i bore-, kompletterings- og overhalingsvaesker. | |
| US5008026A (en) | Well treatment compositions and method | |
| RU2417243C2 (ru) | Очищающая добавка для жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ | |
| US7427584B2 (en) | Treating composition | |
| EP1814652B1 (en) | Surfactant system method | |
| US7998911B1 (en) | Environmental friendly fracturing and stimulation composition and method of using the same | |
| US9828815B2 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
| US10494565B2 (en) | Well service fluid composition and method of using microemulsions as flowback aids | |
| US20090325826A1 (en) | Method for changing the wettability of rock formations | |
| US20030019627A1 (en) | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations | |
| US20100029516A1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| NO177198B (no) | Fremgangsmåte for å forbedre reguleringen av mobiliteten av fluider i en i det vesentlige oljefri sone av en underjordisk formasjon | |
| NO344757B1 (no) | Fremgangsmåte for fjerning av minst en andel av ikke-polart materiale fra et undergrunnsreservoar inneholdende ikke-polart materiale. | |
| EA017750B1 (ru) | Жидкость на водной основе для предотвращения образования эмульсий "вода-в-масле" или для разрушения эмульсий "вода-в-масле", уже образованных в пористых материнских породах | |
| CN115461428A (zh) | 用于油气开采的表面活性剂 | |
| US20210355370A1 (en) | Methods and compositions for hydrocarbon recovery | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| CA1230960A (en) | Modified waterflood technique for enhanced hydrocarbon recovery from argillaceous subterranean reservoirs | |
| NO302840B1 (no) | Fremgangsmåte ved behandling av sandstensformasjoner | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| NO823414L (no) | Fremgangsmaate og middel for surgjoering av olje- eller gassbroenner. | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| US20240191127A1 (en) | Viscoelastic surfactant formulations and use in subterranean formations | |
| RU2698784C2 (ru) | Загуститель водного раствора кислоты, способ загущения водного раствора кислоты и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель | |
| US10711179B2 (en) | Method for enhancing fluid recovery from subsurface reservoirs |