NO875425L - Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. - Google Patents
Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming.Info
- Publication number
- NO875425L NO875425L NO875425A NO875425A NO875425L NO 875425 L NO875425 L NO 875425L NO 875425 A NO875425 A NO 875425A NO 875425 A NO875425 A NO 875425A NO 875425 L NO875425 L NO 875425L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- surfactant
- oil
- stated
- reservoir
- carbon atoms
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 52
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 21
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 21
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 21
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- -1 fatty acid ester Chemical class 0.000 claims description 14
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 13
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 13
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 12
- 125000002791 glucosyl group Chemical group C1([C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 claims description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 6
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 3
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 2
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 9
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 description 6
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N hexadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O IPCSVZSSVZVIGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N Caprylic acid Natural products CCCCCCCC(O)=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- YWWVWXASSLXJHU-AATRIKPKSA-N (9E)-tetradecenoic acid Chemical compound CCCC\C=C\CCCCCCCC(O)=O YWWVWXASSLXJHU-AATRIKPKSA-N 0.000 description 2
- JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 2,3-di(nonyl)phenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1CCCCCCCCC JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 2-butylphenol Chemical compound CCCCC1=CC=CC=C1O GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 2
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 2
- WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N n-Pentadecanoic acid Natural products CCCCCCCCCCCCCCC(O)=O WQEPLUUGTLDZJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical class OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N 1-Tetradecanol Natural products CCCCCCCCCCCCCCO HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GYSCBCSGKXNZRH-UHFFFAOYSA-N 1-benzothiophene-2-carboxamide Chemical compound C1=CC=C2SC(C(=O)N)=CC2=C1 GYSCBCSGKXNZRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LWWBASKPXDRZPE-UHFFFAOYSA-N 2,3,4,5-tetrabutylphenol Chemical compound CCCCC1=CC(O)=C(CCCC)C(CCCC)=C1CCCC LWWBASKPXDRZPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QQGRFMIMXPWKPM-UHFFFAOYSA-N 2,3,4-tributylphenol Chemical compound CCCCC1=CC=C(O)C(CCCC)=C1CCCC QQGRFMIMXPWKPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JJULABXIXFRDCQ-UHFFFAOYSA-N 2,3,4-tritert-butylphenol Chemical compound CC(C)(C)C1=CC=C(O)C(C(C)(C)C)=C1C(C)(C)C JJULABXIXFRDCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FDIPWBUDOCPIMH-UHFFFAOYSA-N 2-decylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O FDIPWBUDOCPIMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UBWYQNVSDHOLPG-UHFFFAOYSA-N 2-dodecyl-4-ethylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC(CC)=CC=C1O UBWYQNVSDHOLPG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CYEJMVLDXAUOPN-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O CYEJMVLDXAUOPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABMULKFGWTYIIK-UHFFFAOYSA-N 2-hexylphenol Chemical compound CCCCCCC1=CC=CC=C1O ABMULKFGWTYIIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SCXJOHWUSSSXOK-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-4-tridecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC1=CC=C(O)C(C)=C1 SCXJOHWUSSSXOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MEEKGULDSDXFCN-UHFFFAOYSA-N 2-pentylphenol Chemical compound CCCCCC1=CC=CC=C1O MEEKGULDSDXFCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCGFUIQPSOCUHI-UHFFFAOYSA-N 2-propan-2-yloxyethanol Chemical compound CC(C)OCCO HCGFUIQPSOCUHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RGVIYLQXUDJMCP-UHFFFAOYSA-N 2-tridecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O RGVIYLQXUDJMCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UVNKQUXHHOZJLS-UHFFFAOYSA-N 2-undecylphenol Chemical compound CCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O UVNKQUXHHOZJLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IPYMFWDCMKLLDV-UHFFFAOYSA-N 3,4-dimethyl-2-nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=C(C)C(C)=CC=C1O IPYMFWDCMKLLDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YWWVWXASSLXJHU-UHFFFAOYSA-N 9E-tetradecenoic acid Natural products CCCCC=CCCCCCCCC(O)=O YWWVWXASSLXJHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N Brassidinsaeure Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N Decanoic acid Natural products CCCCCCCCCC(O)=O GHVNFZFCNZKVNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N Erucic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 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
- 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 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N Linoleic acid Chemical compound CCCCC\C=C/C\C=C/CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical class CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical class CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N alpha-ethylcaproic acid Natural products CCCCC(CC)C(O)=O OBETXYAYXDNJHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- GONOPSZTUGRENK-UHFFFAOYSA-N benzyl(trichloro)silane Chemical compound Cl[Si](Cl)(Cl)CC1=CC=CC=C1 GONOPSZTUGRENK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N butane-1,1-diol Chemical compound CCCC(O)O CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229960000541 cetyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 125000002704 decyl group Chemical group [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])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [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])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000007071 enzymatic hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006047 enzymatic hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- CCGKOQOJPYTBIH-UHFFFAOYSA-N ethenone Chemical compound C=C=O CCGKOQOJPYTBIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229940043348 myristyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 125000001421 myristyl 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])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N n-heptadecyl alcohol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCCO GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N n-hexadecyl alcohol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCO BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N n-hexanoic acid Natural products CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 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
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 229940055577 oleyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N oleyl alcohol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCO XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000913 palmityl 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])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
- 239000000123 paper Substances 0.000 description 1
- UWJJYHHHVWZFEP-UHFFFAOYSA-N pentane-1,1-diol Chemical compound CCCCC(O)O UWJJYHHHVWZFEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical class CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ULWHHBHJGPPBCO-UHFFFAOYSA-N propane-1,1-diol Chemical compound CCC(O)O ULWHHBHJGPPBCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 229940012831 stearyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 238000005496 tempering Methods 0.000 description 1
- TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N tetradecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC[14C](O)=O TUNFSRHWOTWDNC-HKGQFRNVSA-N 0.000 description 1
- 229940087291 tridecyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 125000002889 tridecyl 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])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000002948 undecyl 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])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
- Y10S507/937—Flooding the formation with emulsion
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)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Description
Ved utvinning av olje fra reservoarbergarter (Speichergestein) lykkes det vanligvis bare å utvinne en brøkdel av den opprinne-lig foreliggende olje ved primære utvinningsmetoder. Ved disse kommer oljen opp til jordoverflaten som følge av det naturlige reservoartrykk. Ved sekundær oljeutvinning blir vanligvis vann presset inn i en eller flere injeksjonsboringer i formasjonen og oljen drevet mot en eller flere produksjonsbrønner og dermed bragt til jordoverflaten. Denne" såkalte vannflømming som sekundær-forholdsregel er relativt billig og anvendes tilsvarende hyppig, men fører i mange tilfeller bare til en liten økning av oljeutvinningen fra reservoaret.
En virksom fortrengning av oljen som er dyrere, men samfunns-økonomisk nødvendig i lys av den fremtidige oljeknapphet, er mulig ved hjelp av tertiære forholdsregler. Dette er fremgangsmåter hvor viskositeten av oljen reduseres og/eller viskositeten av det etterflømmende vann økes og/eller grenseflatespenningen mellom vann og olje reduseres.
De fleste av disse prosesser kan karakteriseres enten som oppløsnings- eller blandingsflømming, termiske oljeutvinnings-prosesser, tensid- eller polymerflømming eller som en kombinasjon av flere av disse fremgangsmåter.
Termiske utvinningsprosesser omfatter en injisering av damp
eller varmt vann eller finner sted som forbrenning under jorden. Oppløsnings- eller blandingsprosesser består i injisering av et oppløsningsmiddel for jordoljen i reservoaret, idet jordoljen kan være en gass og/eller en væske.
Ved tensidflømming skiller man alt etter tensidkonsentrasjonen
og eventuelt tensidtypen og tilsetninger mellom tensidunderstøt-tet vannflømming (en fremgangsmåte som kan tjene til effektivi-tetsøkning av injeksjonsboringer eller utgjør en såkalt "Low-tension-prosess"), micellærflømming og emulsjonsflømming. Virkningen av tensidflømmingen berør i første rekke på en sterk reduksjon av grenseflatespenningen mellom olje og flømmevann. Videre er fuktbarheten av bergartens overflate samt mobilitets-
forholdene av stor betydning. Gunstige mobilitetsforhold mellom olje og vann oppnås ved hjelp av polymerer.
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte til utvinning av olje ved tensidflømming resp. micellær-polymerflømming i reservoarer med midlere til høy salinitet.
Helt spesielt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte for reservoarer som beherskes av sterke temperatursvingninger eller en temperaturgradient.
Da temperaturen i reservoarbergarten bestemmes hovedsakelig av varmestrømmen fra det indre av jorden til overflateområdet, beror ikke-konstante temperaturer enten på sterk skråstilling av reservoaret (Lagerståttenneigungen) eller på et inngrep i det som hender i naturen. Et slikt inngrep er f.eks. også injeksjon av vann under vannflømmingen. Langvarig vannflømming, spesielt av høytemperatur-reservoarer, fører vanligvis til at der fås en sterk temperaturgradient. Særlig utpreget er dette i høytempera-turreservoarer på havbunnen som flømmes med kaldt sjøvann, noe som fører til en sterk avkjøling rundt injeksjonssonene. Således er der for eksempel i reservoarer i Nordsjøområdet kjent temperaturspenn på mellom ca. 10°C nær injeksjonssonden og ca. 100°C i fjernereliggende områder.
En tensidflømmefremgangsmåte skal imidlertid så vidt mulig være optimalt virksom i hele temperaturområdet. Dette forutsetter naturligvis at tensidet er stabilt i lang tid under reservoarbetingelsene.
Et ytterligere problem med tensidflømming består i at de fleste av de til dette formål egnede tensider såsom alkyl-, alkylaryl-eller petroleumssulfonater har en meget lav toleransegrense overfor saliniteten av reservoarvannet. Allerede saltkonsentra-sjoner på 1000 ppm regnes som problematiske, og i denne forbindelse er ømfintligheten av disse tensider spesielt utpreget overfor jordalkalioner. Som øvre kritiske grensekonsentrasjon er 500 ppm angitt (US-PS 4.110.228). I nærvær av høyere saltkonsen-trasjoner danner der seg ved anvendelse av de nevnte tensider utfellingsprodukter i form av uoppløselige salter. Derved går for det første substans for den ønskede grenseflateaktive virkning på grenseflaten vann/olje tapt, og for det andre kan utfellingsproduktene føre til tilstopping av formasjonen. Nå har mange reservoarvann vesentlig høyere saliniteter. En betraktelig del av de nordamerikanske lettoljereservoarer har saliniteter på rundt 100.000 ppm og mer, samtidig som innholdet av oppløste jordalkalioner som regel er betydelig. Også det sjøvann som for sekundærformål ofte injiseres i reservoarer under sjøbunnen, oppviser med en TDS-verdi på ca. 36.000 ppm og jordalkalioner på ca. 2.000 ppm en salinitet som ligger langt over den grense som kan tåles.
Typiske tensider som er tolerante overfor selv ekstremt høye totalsaliniteter og tilsvarende jordalkalikonsentrasjoner og kan mobilisere olje meget effektivt, er forbindelser av typen karboksymetylerte oksetylater, etersulfonater og etersulfater som beskrevet i US-PS 4.293.428, 4.299.711, 4.485.873 og EP-B1-0064 384. Mens etersulfåtene (se DE-A-25 58 548) imidlertid må anses som ikke-temperaturstabile, regnes de karboksymetylerte oksetylater og etersulfonatene som langtidstemperaturstabile også under drastiske betingelser.
Karboksymetylerte oksetylater som tensider for tensidflømming resp. micellær-polymerflømming kan skreddersys for det foreliggende reservoar. Som påvist i US-PS 4.457.373 og 4.485.873 er kriteriet for denne tilpasning av tensidene til det respektive reservoarsystem den såkalte faseinversjons-temperatur (PIT). Hvis PIT-verdien for systemet råolje/formasjonsvann/tensid/even-tuelle tilsetninger ligger på reservoartemperaturen eller opptil 10°C over denne, kan man vente en optimal virkning av tensidet med hensyn til oljemobilisering og oljebankdannelse. Et svært vanlig relativt lite avvik av den lokale reservoartemperatur fra middelverdien på rundt +5 °C påvirker herunder ikke vesentlig tensideffektiviteten. Sterke temperaturgradienter med temperaturspenn mellom 10 og 100°C påvirker imidlertid drastisk virkningen av de karboksymetylerte oksetylater. Dette kan påvises meget klart ved måling av grenseflatespenningen mellom olje og vandig tensidoppløsning i avhengighet av temperaturen
(se D. Balzer, Proceedings 2nd European Symposium Enhanced Oil Recovery, Paris 1982). I henhold til dette litteratursted tilbakelegger grenseflatespenningen for systemet råolje/formasjonsvann /karboksymetylert oksetylat et dypt, smalt minimum ved en bestemt temperatur som vanligvis ligger nær PIT-verdien. Ved tydelig lavere eller høyere temperaturer har derimot tensidet en meget lavere grenseflateaktivitet for dette reservoarsystem og dermed en begrenset effektivitet for oljemobilisering. Således kan der med et karboksymetylert oksetylat anvendt på et reservoarsystem hvor PIT-verdien lå på ca. 95°C, ved 90°C observeres en sterkt økt oljeutvinning i form av en oljebank. Hvis derimot forsøkstemperaturen reduseres til 20°C, kan bare lite resteolje frigjøres, og selv denne bare i form av en OV-emulsjon.
Man sto derfor overfor den oppgave for anvendelsen av de karboksymetylerte oksetylater som i reservoarsystemer med midlere til høy salinitet virker sterkt oljemobiliserende og selv under drastiske betingelser anses som langtids-temperaturstabile, å finne betingelser som gjør oksetylatene effektive også i reservoarer med varierende temperaturer.
Denne oppgave har overraskende vist seg å kune løses ved en fremgangsmåte til utvinning av olje fra underjordiske reservoarbergarten som er gjennomboret av minst én injeksjonsboring og minst én produksjonsbrønn, ved injisering av en oppløsning eller dispersjon av et karboksymetylert oksalkylat med formelen R-(OC3H6)m(°c2H4)nOCH2COOM»nvor R betyr et lineært eller forgrenet alifatisk radikal med 6-20 karbonatomer, et monoalkyl-aromatisk radikal med 3-18 karbonatomer i alkylgruppen eller et di- eller oligoalkylaromatisk radikal med 1-18 karbonatomer pr. alkylgruppe, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjedene er 5-40, m er 0-20, n er 3-100, M er et alkali- eller jord-alkaliion eller ammonium og karboksymetyleringsgraden ligger mellom 10 og 100% i en injeksjonsboring,karakterisert vedat det karboksymetylerte oksalkylat anvendes i blanding med en polyglukosylsorbitolfettsyreester (PGS-ester).
Polyglukosylsorbitolfettsyreesteren fremstilles hensiktsmessig fra en polyglukosylsorbitol med 2-20 glukoseenheter og en mettet eller umettet, forgrenet eller uforgrenet fettsyre med 6-20, fortrinnsvis 8-18, karbonatomer pr. molekyl og et antall molekyler pr. glukoseenhet i området 2-0,1.
Polyglukosylsorbitoler er nedbrytningsprodukter av polymere karbohydrater såsom stivelse og fremstilles vanligvis ved enzymatisk hydrolyse og etterfølgende hydrogenering. I avhengighet av betingelsene i hydrolysetrinnet oppnår man produkter som varierer med hensyn til antallet av innbyrdes forbundne glukoseenheter, idet man kan innstille enhver ønsket hydrolysegrad. Selvfølgelig er det alltid tale om en midlere hydrolysegrad, da der foreligger en fordeling av glukoseenheter. I henhold til en grov inndeling kan man hensiktsmessig skjelne mellom polyglukosylsorbitol "I", "II"' og "III" med en midlere molmasse på henholdsvis ca. 30, 12 og 2-3 glukoseenheter pr. molekyl. Spesielt de polyglukosylsorbitoler som ikke har for høyt antall glukoseenheter, kan lett forestres med fettsyrer. I denne forbindelse er det gunstig med 2-20 glukoseenheter, og bare disse fettsyreestere blir benyttet i blanding med de karboksymetylerte oksetylater ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse. Fettsyrer som er egnet til fremstilling av PGS-esteren, er mettede eller umettede, forgrenede eller uforgrenede karboksylsyrer med 6-20, fortrinnsvis 8-18, karbonatomer pr. molekyl. Forholdet mellom antall molekyler av fettsyren pr. glukoseenhet av polyglukosylsorbitolen kan ligge i området 2-0,1 .
Den tensidoppløsning eller -dispersjon som skal injiseres, har hensiktsmessig en konsentrasjon på 0,1-20%.
Pluggstørrelsen av de tensidholdige væsker skal utgjøre 0,01-2 porevolum (PV).
Forholdet mellom massen av det lettere oppløselige sulfonat og massen av PGS-esteren ligger på mellom 4:1 og 1:4.
Etter injeksjon av tensidpluggen blir fortrinnsvis formasjons-eller flømmevann injisert i reservoaret, idet formasjons- eller flømmevannet hensiktsmessig inneholder en vannoppløselig,
viskositetsøkende polymer.
Fortrinnsvis får tensidblandingen tilsatt et samoppløsnings-middel i et forhold på mellom 1:5 og 5:1.
Som samoppløsningsmiddel kan der anvendes en- eller flerverdige alkoholer eller alkyletere av flerverdige alkoholer.
De karboksymetylerte oksetylater som skal anvendes i følge oppfinnelsen, kan f.eks. fremstilles i henhold til DE-C 24 18 444 ved omsetning av oksetylater med formelen R-(OC2H4)nH eller R-(O<C>2H3)m(OC2H4)nH med et salt av kloreddik-syre i nærvær av alkalihydroksid eller andre baser, men også andre fremstillingsmåter er egnet. R betyr her et mettet eller umettet alkylradikal med rett eller forgrenet .kjede og 6-20, fortrinnsvis 8-16, C-atomer eller et monoalkylarylradikal med 3-18, fortrinnsvis 4-16, C-atomer i alkylkjeden eller et dialkyl-aryl- resp. oligoalkylarylradikal med 1-18 C-atomer pr. alkyl-kjede, samtidig som det samlede antall C-atomer i alkylkjedene er 4-40. m kan ha verdier på 0-20, fortrinnsvis 0-10, spesielt 1-20. n kan ha verdier på 3-100, fortrinnsvis 4-50, spesielt 4-30. Kationet M kan være natrium, kalium, litium, ammonium, kalsium eller magnesium. Som alkoholer hvis oksetylater ligger til grunn for karboksymetylåtene, kan man anvende f.eks. heksyl-, oktyl-, nonyl-, decyl-, undecyl-, lauryl-, tridecyl-, myristyl-, palmityl- og stearylalkohol, men også umettede alkoholer som f.eks. oleylalkohol. Alkylkjeden kan herunder ha normal eller forgrenet kjede. Som alkylfenoler kan der f.eks. anvendes: Butylfenol, pentylfenol, heksylfenol, oktylfenol, nonylfenol, decylfenol, undecylfenol, dodecylfenol, tridecylfenol og de tilsvarende dialkylfenoler såsom 2-metyl-4-tridecylfenol, 2-dodecyl-4-etylfenol, dinonylfenol etc. Alkylkjeden kan ha normal eller forgrenet kjede. Der kan også anvendes trialkylfenoler såsom tri-n-butylfenol, tri-t-butylfenol og dimetylnonylfenol eller tetralkylfenoler såsom tetrabutylfenol. Oksetyleringen kan gjennomføres i nærvær av katalytiske mengder alkalihydroksid med 0-20, fortrinnsvis 0-10 og spesielt 1-20, mol propylenoksid pr. mol hydroksylforbindelse og deretter med 3-100, fortrinnsvis 4-50 og spesielt 4-30, mol etylenoksid pr. mol hydroksylforbin- deise. De således dannede oksetylater er homologblandinger. Den etterfølgende karboksymetylering kan ved egnet gjennomføring være fullstendig, slik at de karboksymetylerte oksetylater er rent anioniske tensider. Ved ikke fullstendig karboksymetylering inneholder produktene alternativt fortsatt mer eller mindre store mengder ikke omsatt oksetylat. Med formelen R-(OC3H6)m(OC2H4)n0CH2C00M menes derfor ofte en blanding med forskjellige mengder ikke omsatt oksetylat. I henhold til dette er det mulig å definere en karboksymetyleringsgrad. Det" har vist seg at blandinger med en karboksymetyleringsgrad på mellom 10 og 100%, fortrinnsvis mellom 50 og 100% og helt spesielt mellom 70 og 100% er meget virksomme.
De polyglukosylsorbitolfettsyreestere som i henhold til oppfinnelsen anvendes i blanding med de karboksymetylerte oksetylater, kan fremstilles fra polyglukosylsorbitoler med 2-20, fortrinnsvis 2-15, glukoseenheter og fettsyrer i nærvær av basekatalysa-torer såsom NaOH ved betingelser som er analoge med dem som gjelder for sorbitanestere av anhydrosorbitol (se US-PS 4.297.290). De herunder anvendte fettsyrer er mettede eller umettede, forgrenede eller uforgrenede fettsyrer med 6-20, fortrinnsvis 8-18, karbonatomer pr. molekyl såsom heksansyre, oktansyre, dekansyre, laurinsyre, myristinsyre, palmitinsyre, stearinsyre og arakinsyre, samt forskjellige isomerer av disse, syrer med dobbeltbindinger såsom myristoleinsyre, oljesyre, erukasyre, linolsyre etc. Som fettsyrer er selvfølgelig også tilsvarende blandinger av fettsyrer egnet. Særlig foretrukket er fettsyreblandinger som fås ved spalting av naturlige fettstof-fer. Forholdet mellom antall molekyler av fettsyrene pr. glukoseenhet av polyglukosylsorbitolen kan ligge i området 2-0,1, fortrinnsvis i området 2-0,17.
I mange forsøk har det vist seg at en tilsetning av kotensider er fordelaktig. Ved tilsetning i tilstrekkelige mengder blir den delvis sterkt uklare dispersjon av den virksomme tensidblanding overført i en vannklar oppløsning. Samtidig øker den tensid-betingede oljeutvinningsgrad ved lineære fortrengningsforsøk i borkjerner. Egnede kotensider er enverdige alkoholer med 3-8 C-atomer pr. molekyl, f.eks. propanolisomerer, butanolisomerer, pentanolisomerer etc, eller flerverdige alkoholer med 3-10 C-atomer pr. molekyl såsom propandiol, butandiol, pentandiol etc. eller alkyletere av flerverdige alkoholer med 2-8 C-atomer såsom etenglykol-monoetyleter, etenglykolmonoisopropyleter, eten-glykolmonobutyleter, dietenglykolmonobutyleter etc. Tensid-resp. tensid/kotensid-blandingene ifølge oppfinnelsen må tilpasses betingelsene i det respektive reservoarsystem. Kritiske størrelser er herunder bestanddelene av reservoarvannet og, hvis dette ikke -blir reinjisert, også sammensetningen av flømmevannet, videre karakteren av reservoaroljen, temperaturen resp. temperaturområdet i reservoaret og eventuelt sammensetningen av gassfasen og reservoartrykket. For-forsøk for tilpasning av tensidsystemet til reservoarbetingelsene er fra litteraturen kjente faseundersøkelser f.eks. i form av et fasevolumdiagram (se H. Kraft, G. Puch, SPE/DOE-Paper 10714), idet volumene for den øvre, midlere og nedre fase fastlegges i avhengighet av temperaturen på en blanding av reservoaraolje, reservoarvann resp. flømmevann og tensid resp. tensid/kotensid. Det er ønskelig med en slik tensid- resp. tensid/kotensid-kombinasjon som fører til et tilnærmelsesvis temperaturuavhengig faseforhold med utpreget dannelse av en midtfase-mikroemulsjon. Et slikt funn alene er imidlertid ikke tilstrekkelig. Således har undersøkelser på systemet dekan/sjøvann i nærvær av alkylbenzen-sulfonat/nonylfenoloksetylater/i-butanol riktignok oppvist det ønskede tilnærmelsesvis temperaturuavhengige faseforhold, men ikke den parallelt hermed i flømmeforsøk undersøkte oljeutvinning. Videre nødvendige forundersøkelser for tilpasning av tensidsystemet til reservoaret som umiddelbart viser systemets effektivitet, består derfor i lineære fortrengningsforsøk på modellformasjoner av sandsten eller sand, såkalte flømmeforsøk, slik det er beskrevet i eksemplene. Til forskjell fra faseunder-søkelsene, hvor man betrakter en likevektstilstand som knapt kan realiseres under tensidflømmingen, tar fortrengningsforsøkene hensyn til de ulikevektsprosesser som i virkeligheten finner sted i reservoaret.
Flømmeforsøk, som så vidt mulig utføres på originalborkjerne-materiale og så langt det er nødvendig også under reservoar-betingelser, tjener til en laboratoriemessig optimering av tensid resp. tensid/kotensid-systemet med hensyn til væskeformen av det virksomme stoff (oppløsning, dispersjon eller emulsjon) og dettes konsentrasjon og volum samt med hensyn til arten, konsentrasjonen og volumet av den polymeroppløsning som anvendes som mobilitetsbuffer.
På grunnlag av disse for-forsøk blir tensidoppløsningen eller
-dispersjonen ført inn i reservoaret ved hjelp av injeksjons-pumper. Dette finner i alminnelighet sted i form av plugger, dvs. snevert begrensede volumer på 0,01-2 PV (PV = porevolum av reservoaret), fortrinnsvis 0,02-1,2 PV. Størrelsen av tensidpluggen retter seg etter tensidkonsentrasjonen og økonomiske
hensyn. Vanligvis ligger tensidkonsentrasjonen på mellom 0,1 og 20%, fortrinnsvis mellom 0,2 og 10%. I denne tensidkonsentrasjon er bare det karboksymetylerte oksetylat og polyglukosylsorbitolfettsyreesteren inneholdt. Forholdet mellom massene av disse to stoffer ligger på mellom 1:4 og 4:1, fortrinnsvis mellom 1:3 og 3:1 .
Hvis der anvendes et kotensid, skal forholdet mellom dettes masse og tensidblandingens ligge på mellom 1:5 og 5:1.
Hensiktsmessig foretas der forut for injeksjonen av tensidvæsken en vannflømming, idet der som flømmevann fortrinnsvis anvendes produsert formasjonsvann. I spesielle tilfeller kan det være hensiktsmessig å flømme med et vann med en annen sammensetning enn formasjonsvannet. Dette kan ha logistiske grunner, eller det kan være hensiktsmessig å kondisjonere reservoaret med hensyn til en bestemt salinitet. Størrelsen av flømmevannpluggen utgjør 0,01-4 PV, fortrinnsvis 0,1-2 PV.
Både av hensyn til mobilitetskontrollen (som nevnt) og for beskyttelse av tensidvæskene mot inntrengende flømmevann kan man etter den siste tensidvæske injisere polymeroppløsning i reservoaret. Til dette formål blir en polymer eller en polymer-blanding oppløst i flømmevannet i en slik konsentrasjon at viskositeten er 1,2-10 ganger så høy som viskositeten av oljen under reservoarbetingelsene. Som polymerer kommer slike biopoly-merer, f.eks. xantangummi eller cellulosederivater og polyakryl- amider, på tale som i nærvær av den gitte salinitet fortsatt har tilstrekkelig viskositet og ikke oppviser utfellinger. Hensiktsmessig slutter en vanlig vannflømming seg til injiseringen av polymeroppløsningen for å drive ut oljen. Denne vannflømming utføres så lenge olje ennå kan utvinnes økonomisk.
De etterfølgende eksempler skal belyse fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. De er lineære fortrengningsforsøk enten på sandfyllinger eller på sandstenborkjerner som laboratoriemessige formasj oner.
For fremstilling av en sandfylling ble et termostatiserbart stålrør med en lengde på 70 cm og en diameter på 5 cm og forsynt med temperaturmåleinnretning og manometer fylt med kantavrundet kvartssand. Røret kunne lukkes i begge ender ved gjengepropper med kapillarinnløp og trykkholdeventilutgang. Deretter ble sandfyllingen fuktet med saltvann ved hjelp av en membranpumpe og innstilt på den ønskede temperatur ved hjelp av en termostat. Ved hjelp av trykkmålere ble permeabiliteten av sandfyllingen bestemt. Så fulgte metning med en modellolje (n-dekan eller råolje), idet samtidig heftvanninnholdet lot seg bestemme.
Deretter ble saltvann injisert med en hastighet på ca. 1 m/d i
en mengde på 1,5 PV (1 PV = ca. 750 ml), hvorved der innstilte seg en utvanningsgrad på 98-100 prosent. Etter denne såkalte vannflømming injiserte man først en tensidblanding og deretter polymeroppløsningen, begge som en plugg. Som drivvæske ble der innpresset ytterligere saltvann.
For fremstilling av modellformasjoner av konsolidert sten ble sylindriske borkjerner av Bentheim-sandsten og med en diameter på 8 cm og en lengde på 50 cm innleiret i epoksyharpiks. Porevolumene utgjorde ca. 600 ml, og flømmehastigheten var ca. 0,5 m/d. Tempereringen av de harpiksinnleirede kjerner fant sted ved hjelp av et åpent temperaturbad. Forøvrig forelå der ingen forskjeller mellom forsøkene på disse modellformasjoner og dem på sandfyllingen. Ved alle fortrengningsforsøk ble der etter injeksjon av 0,3 PV av tensidsystemet presset inn i formasjonen 0,6 PV av en 0,2 prosents oppløsning av polymer-FLOKON 4800
(xantan, Pfizer) i det angjeldende saltvann.
Eksempler 1- 10
Eksemplene ifølge oppfinnelsen er vist i den etterfølgende tabell. Der ble anvendt følgende stoffer:
Sec D n-dekan 96%
N 35° API-råolje (61% -alkaniske, 16% nafteniske og 23% aromatiske hydrokarboner,^20°C = 6 mPas
Saltvann: S syntetisk sjøvann (1,12% Na<+>, 0,035% K<+>,
0,047% Ca<++>, 0,133% Mg<++>, 2,03% Cl", 0,27% S04<2->).
T syntetisk formasjonsvann (1,51% Na<+>, 0,035% K<+>,
0,047% Ca<++>, 0,133% Mg<++>, 2,64% Cl", 0,27% SO4<2->).
Karboksymetylerte oksetylater:
Ci karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt
med 5,9 mol EO pr. mol og en karboksymetyleringsgrad (CM) på 81%.
C2karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt
med 5,0 mol EO pr. mol og en CM på 90%.
C3karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt
med 6,0 mol EO pr. mol og en CM på 81%.
C4karboksymetylert dinonylfenoloksetylat-natriumsalt med 13 mol EO pr. mol og en CM på 86%.
C5karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med 8 mol EO pr. mol og en CM på 88%.
Polyglukosylsorbitolfettsyreestere:.
D-| PGS-III<*->kokosfettsyre EDENOR K 8-18 (Henkel)-ester, molforhold glukose/syre på 1:1 D2PGS-III "-oljesyre (1:1) ;D3PGS-III<*->palmitinsyre (1:1)
Kotensider:
Eksemplene (se tabellen) viser at der med tensid/kotensidblan-dingen ifølge oppfinnelsen kan fås en høy grad av tertiær oljeutvinning over et meget bredt temperaturområde.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar som er gjennomboret av minst én injeksjonsboring og minst én produksjonsbrønn, ved injisering av en oppløsning eller dispersjon av et karboksymetylert oksetylat med formelen R-(OC3 H6 )m (OC2 H4 )n OCH2 COOM, hvor R betyr et lineært eller forgrenet alifatisk radikal med.6-20 karbonatomer, et alkyl-aromatisk radikal med 3-18 karbonatomer i alkylgruppen eller et di- eller oligoalkylaromatisk radikal med 1-18 karbonatomer pr. alkylgruppe, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjedene er 5-40, m er 0-20, n er 3-100, Mer et alkali- eller jordal-kalimetallion eller ammonioum og karboksymetyleringsgraden ligger mellom 10 og 100 prosent, i en injeksjonsboring, karakterisert ved at det karboksymetylerte oksetylat anvendes i blanding med en polyglukosylsorbitolfettsyreester.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at det karboksymetylerte oksalkylat anvendes i blanding med en polyglukosylsorbitolfettsyreester som er fremstilt fra en polyglukosylsorbitol med 2-20 glukoseenheter og en mettet eller umettet, forgrenet eller uforgrenet fettsyre med 6-20 karbonatomer pr. molekyl i en mengde på mellom 0,1 og 2 molekyler pr. glukoseenhet.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at tensidblandingen injiseres oppløst eller dispergert i formasjons- eller flømmevann i en konsentrasjon på 0,1-20%.
4. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at den tensidholdige væske anvendes i en pluggstørrelse på 0,01-2 porevolum (PV).
5. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at forholdet mellom massen av det karboksymetylerte oksetylat og massen av polyglukosyl-sorbitolf ettsyreesteren ligger på mellom 4:1 og 1:4.
6. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at formasjons- eller flømmevann presses inn i reservoaret etter injeksjon av tensidpluggen.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at der anvendes et formasjons- eller flømmevann som inneholder en vannoppløselig, viskositetsøkende polymer.
8. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at tensidblandingen får tilsatt et samoppløsningsmiddel i et forhold på mellom 1 :5 og 5:1 .
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, karakterisert ved at der som samoppløsnings-middel anvendes én- eller flerverdige alkoholer eller alkyletere av flerverdige alkoholer.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE19863644386 DE3644386A1 (de) | 1986-12-24 | 1986-12-24 | Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO875425D0 NO875425D0 (no) | 1987-12-23 |
| NO875425L true NO875425L (no) | 1988-06-27 |
Family
ID=6317153
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO875425A NO875425L (no) | 1986-12-24 | 1987-12-23 | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US4825951A (no) |
| EP (1) | EP0272405B1 (no) |
| DE (2) | DE3644386A1 (no) |
| NO (1) | NO875425L (no) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3644386A1 (de) * | 1986-12-24 | 1988-07-07 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten |
| US5034140A (en) * | 1989-11-27 | 1991-07-23 | Halliburton Company | Well acidizing compositions and method |
| MY117988A (en) * | 1995-10-03 | 2004-08-30 | Nor Ind Inc | Cleaning compositions for oil and gas well, lines, casings, formations and equipment and methods of use |
| US6022833A (en) * | 1996-10-30 | 2000-02-08 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Multicomponent mixtures for use in geological exploration |
| US6776234B2 (en) * | 2001-12-21 | 2004-08-17 | Edward L. Boudreau | Recovery composition and method |
| US7055602B2 (en) * | 2003-03-11 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2558548A1 (de) * | 1975-03-19 | 1976-09-30 | Texaco Development Corp | Verfahren zur sekundaergewinnung von erdoel aus untertaegigen lagerstaetten durch fluten mit netzmittel enthaltendem wasser |
| US4034809A (en) * | 1976-03-17 | 1977-07-12 | Nalco Chemical Company | Hydrolyzed polyacrylamide latices for secondary oil recovery |
| US4293428A (en) * | 1978-01-18 | 1981-10-06 | Exxon Production Research Company | Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith |
| US4402857A (en) * | 1979-10-26 | 1983-09-06 | Texaco, Inc. | Demulsifier for produced oil-in-water emulsions containing spent mud acids |
| US4299711A (en) * | 1979-12-03 | 1981-11-10 | Texaco Inc. | Surfactant waterflooding enhanced oil recovery process |
| DE3004003C2 (de) * | 1980-02-04 | 1982-02-04 | Wintershall Ag, 3100 Celle | Verfahren zur Gewinnung von Rohöl aus Ölsanden |
| US4297290A (en) * | 1980-07-17 | 1981-10-27 | Ici Americas Inc. | Process for preparing sorbitan esters |
| DE3105913C2 (de) * | 1981-02-18 | 1983-10-27 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten |
| EP0064384B1 (en) * | 1981-04-30 | 1986-07-23 | Mobil Oil Corporation | Alkoxypolyethoxypropane sulfonates, process for their preparation and method for their use in enhanced oil recovery |
| ATE17772T1 (de) * | 1981-09-01 | 1986-02-15 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur gewinnung von oel aus einer unterirdischen lagerstaette. |
| US4427564A (en) * | 1982-09-30 | 1984-01-24 | Exxon Research & Engineering Co. | Additive composition for release of stuck drill pipe |
| DE3307712A1 (de) * | 1983-03-04 | 1984-09-06 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur gewinnung von oel aus speichergestein |
| US4528106A (en) * | 1983-11-14 | 1985-07-09 | Olin Corporation | Glucoside surfactants |
| DE3523355A1 (de) * | 1985-06-29 | 1987-01-08 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur gewinnung von oel aus unterirdischem speichergestein |
| US4620595A (en) * | 1985-08-22 | 1986-11-04 | Shell Offshore Inc. | Recovering oil by injecting ammoniated and nitrited seawater |
| DE3531214A1 (de) * | 1985-08-31 | 1987-03-05 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur injektivitaetserhoehung von einpressbohrungen bei der oelfoerderung mittels wasserfluten |
| US4690217A (en) * | 1986-08-15 | 1987-09-01 | Amoco Corporation | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells |
| DE3644386A1 (de) * | 1986-12-24 | 1988-07-07 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten |
-
1986
- 1986-12-24 DE DE19863644386 patent/DE3644386A1/de not_active Withdrawn
-
1987
- 1987-10-24 DE DE8787115627T patent/DE3766811D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1987-10-24 EP EP87115627A patent/EP0272405B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1987-12-23 US US07/137,205 patent/US4825951A/en not_active Expired - Fee Related
- 1987-12-23 NO NO875425A patent/NO875425L/no unknown
-
1989
- 1989-02-14 US US07/310,135 patent/US4917808A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO875425D0 (no) | 1987-12-23 |
| EP0272405B1 (de) | 1990-12-19 |
| US4917808A (en) | 1990-04-17 |
| US4825951A (en) | 1989-05-02 |
| DE3766811D1 (de) | 1991-01-31 |
| DE3644386A1 (de) | 1988-07-07 |
| EP0272405A2 (de) | 1988-06-29 |
| EP0272405A3 (en) | 1988-12-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO861263L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra underjordiske reservoarer. | |
| NO175688B (no) | Fremgangsmåte til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved hjelp av tensider | |
| NO155898B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra underjordiske reservoarer med emulsjonsfloemming. | |
| US4485873A (en) | Process for oil recovery from a subterranean reservoir | |
| US4544033A (en) | Oil recovery process | |
| US4512404A (en) | Micellar slug for oil recovery | |
| HU186421B (en) | Process for the extraction of oil from underground layers | |
| NO164676B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra reservoarbergarter | |
| CN112724954B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| US3288213A (en) | Surfactant-water flooding process | |
| NO875425L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. | |
| NO861261L (no) | Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming. | |
| US4548268A (en) | Method for oil recovery using a polymer containing fluid | |
| NO875424L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. | |
| NO830760L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av tilnaermelsesvis emulsjonsfri olje fra et underjordisk reservoar | |
| NO155897B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. | |
| US4343711A (en) | Surfactant fluid suitable for use in waterflood oil recovery method | |
| US4191253A (en) | Surfactant waterflood oil recovery method | |
| NO125202B (no) | ||
| CA1199783A (en) | Method for recovering oil from an underground deposit | |
| US5094296A (en) | Lignin amine microemulsions | |
| US4213500A (en) | Oil recovery process: injection of fatty alcohol followed by soap | |
| HU204921B (en) | Method for increasing mineral oil yield by micella solution of surface active materials having water-solubility gradient | |
| NO741750L (no) |