PT681640E - Aplicacao de n.n-dialquilamidas para a reducao da precipitacao de asfalto a partir de petroleo bruto - Google Patents
Aplicacao de n.n-dialquilamidas para a reducao da precipitacao de asfalto a partir de petroleo bruto Download PDFInfo
- Publication number
- PT681640E PT681640E PT94907333T PT94907333T PT681640E PT 681640 E PT681640 E PT 681640E PT 94907333 T PT94907333 T PT 94907333T PT 94907333 T PT94907333 T PT 94907333T PT 681640 E PT681640 E PT 681640E
- Authority
- PT
- Portugal
- Prior art keywords
- unsubstituted
- asphalt
- crude oil
- oil
- formula
- Prior art date
Links
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 38
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 33
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 30
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 27
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 16
- 125000004169 (C1-C6) alkyl group Chemical group 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 9
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 125000005313 fatty acid group Chemical group 0.000 claims 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 abstract description 16
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 abstract description 12
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 abstract description 12
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 abstract description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 11
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 6
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 6
- 101100365516 Mus musculus Psat1 gene Proteins 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 5
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 4
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 3
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 3
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 3
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 3
- GAXDEROCNMZYCS-QXMHVHEDSA-N (z)-n,n-dimethyloctadec-9-enamide Chemical group CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)N(C)C GAXDEROCNMZYCS-QXMHVHEDSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- QKIUAMUSENSFQQ-UHFFFAOYSA-N dimethylazanide Chemical compound C[N-]C QKIUAMUSENSFQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- -1 stearic Chemical group 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CYEJMVLDXAUOPN-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylphenol Chemical class CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O CYEJMVLDXAUOPN-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
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 description 1
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019483 Peanut oil Nutrition 0.000 description 1
- 235000019485 Safflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 235000019486 Sunflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009435 amidation Effects 0.000 description 1
- 238000007112 amidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 239000010480 babassu oil Substances 0.000 description 1
- 239000000828 canola oil Substances 0.000 description 1
- 235000019519 canola oil Nutrition 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 235000005687 corn oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002285 corn oil Substances 0.000 description 1
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002385 cottonseed oil Substances 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical group [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000944 linseed oil Substances 0.000 description 1
- 235000021388 linseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- QFAXIZQBSCGJMA-UHFFFAOYSA-N mercury;hydrate Chemical compound O.[Hg] QFAXIZQBSCGJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004899 motility Effects 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052754 neon Inorganic materials 0.000 description 1
- GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N neon atom Chemical compound [Ne] GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000004006 olive oil Substances 0.000 description 1
- 235000008390 olive oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 150000007530 organic bases Chemical class 0.000 description 1
- 239000000312 peanut oil Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 235000005713 safflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003813 safflower oil Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000002600 sunflower oil Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N triformin Chemical compound O=COCC(OC=O)COC=O UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002383 tung oil Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003442 weekly effect Effects 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
6 &\ 04θ
DESCRIÇÃO
APLICAÇÃO DE N,N-DIALQUILAMIDAS PARA A REDUÇÃO DA PRECIPITAÇÃO DE ASFALTO A PARTIR DE PETRÓLEO BRUTO Área técnica A presente invenção diz respeito a um método para a redução, preferencialmente a prevenção, da precipitação de asfalto a partir de petróleo bruto.
Estado da técnica A produção primária de hidrocarbonetos de petróleo a partir de formações com petróleo é geralmente levada a cabo através da perfuração de ou através de estratos contendo petróleo. Então o petróleo flui no espaço do poço, de onde é recuperado através de bombagem para a superfície. Na maior parte das formações, a recuperação primária ou produção primária recupera apenas cerca de 25 a 35% do petróleo da formação. Desenvolveram-se algumas técnicas através das quais se pode recuperar petróleo adicional destas formações. Conhecidas colectivamente como técnicas de recuperação de petróleo melhoradas ou secundárias (EOR), estes métodos podem aumentar a produção substancialmente. Nalguns casos, pode-se atingir uma recuperação tão elevada como 60 a 65%.
Quando se torna necessário a EOR* alguns poços de um campo de produção são projectados com campos de injecção, e introduz-se nesses poços um fluido tal como água, solvente ou um gás, sob pressão suficiente de forma a forçar o petróleo residual a sair da formação para os restantes poços de produção, sendo então bombeado para a superfície. Refere-se este método como "flooding". Quando um fluido tal como gás natural líquido ou C02 líquido é 1 \ Γ
? empregue no "flooding", o método é referido como "flooding miscível".
Um problema sério, encontrado tanto na recuperação primária como na recuperação de petróleo melhorada, é a precipitação de asfaltenos e componentes sólidos associados (colectivamente referidos como asfalto), tanto no interior de formações contendo petróleo ou na produção dentro de poços. Encontra-se este problema em pelo menos uma das suas formas em virtualmente todos os campos de petróleo uma vez que virtualmente todo o petróleo bruto contém uma parte de asfalto tanto em solução como no estado de dispersão coloidal. 0 asfalto permanece dissolvido ou suspenso conforme o caso, desde que o petróleo permaneça sujeito às condições ambientais encontradas no seu reservatório geológico. Uma modificação destas condições, contudo, pode conduzir a uma precipitação prejudicial. Desta forma, observa-se frequentemente a precipitação de asfaltos na formação contendo petróleo durante a EOR quando o petróleo bruto entra em contacto com a solução miscível de flooding. Ainda mais frequentemente, a precipitação ocorre no interior do poço quando o petróleo é sujeito a condições ambientais de temperatura/pressão mais baixa. A precipitação em qualquer dos dois locais pode levar a interrupções onerosas da produção no poço durante a limpeza.
Limpeza do asfalto precipitado A limpeza do asfalto precipitado é geralmente levada a cabo através de limpeza mecânica ou química, ou através da manipulação das condições do reservatório (e.g. taxas de produção ou pressão). A abordagem até recentemente tem sido sempre de recurso e invariavelmente o fecho do poço ou da formação durante um periodo de tempo. Existe uma grande necessidade de uma abordagem preventiva. Na U.S.2736641 (Mattson) descreve-se um método de 2
V
prevenção da precipitação de lamas durante o armazenamento e transporte o qual utiliza um derivado amida de alcanol.
Na U.S.3330346 (Jacobs) descreve-se um método de recuperação secundária. Este método envolve conduzir um volume de espuma através da formação contendo petróleo, sendo a espuma formada a partir de um detergente líquido, preferencialmente OK Liquid. A WO-A-93/13294 (Henkel KGaA) descreve a utilização potencial de amidas do ácido gordo oligo-dialcanol como inibidores para evitar a formação de incrustações de base orgânica a partir de misturas de hidrocarbonetos fluidas que apresentam a capacidade de produzir tais incrustações.
Descrição da invenção É objectivo da presente invenção descrever um método de prevenção ou pelo menos reduzir a precipitação de asfalto a partir do petróleo bruto.
De acordo com um aspecto a presente invenção descreve um melhoramento do método de recuperação de petróleo melhorado que compreende o flooding de uma formação de petróleo através de um poço de injecção de um solvente de flooding miscível seleccionado de um gás natural sob a forma liquida e dióxido de carbono líquido, onde o solvente contém pelo menos um composto de fórmula I R3C(0)-N(R1)(R2) (I) onde Rj é um grupo alquilo C1-C6 não substituído; R2 é um grupo alquilo Cx-C6 não substituído e R3C(0)- é um resíduo de ácido gordo substituído ou não substituído de δ a 22 átomos de carbono, numa quantidade eficaz de forma a aumentar a pressão à qual o asfalto começa a precipitar a partir do petróleo bruto na presença do 3 r
Lc, ^ solvente de flooding a uma pressão superior à do ambiente do ambiente geológico na formação.
De acordo com outro aspecto a presente invenção descreve um método de redução da precipitação do asfalto a partir do petróleo bruto num furo de produção, o qual compreende a adição ao petróleo bruto no poço, num ponto em que o asfalto ainda está estavelmente dissolvido ou suspenso no petróleo bruto, uma quatidade de pelo menos um composto de fórmula I R3C(0)-N(R1)(R2) (I) onde Rj é um grupo alquilo C1-C6 não substituido; R2 é um grupo alquilo C^-Cg não substituido e R3C(0)- é um resíduo de ácido gordo substituido ou não substituido de 8 a 22 átomos de carbono suficiente para diminuir a temperatura à qual o asfalto começa a a precipitar a partir do petróleo bruto a uma temperatura mais baixa que a temperatura que o petróleo bruto encontra na cabeça do poço.
Surpreendentemente, foi também descoberto que certos compostos não propostos previamente para a redução da precipitação de asf altos fora dos poços, são efectivos na redução de tal precipitação. Desta forma, de acordo com outro aspecto, a presente invenção descreve um método de redução da precipitação do asfalto a partir do petróleo bruto quando sujeito a condições diferentes das condições no seu reservatório geológico, cujo método compreende o contacto do petróleo bruto com uma quantidade eficaz de pelo menos um composto de fórmula I R3C(0)-N(R1)(R2) (I) onde R3 é um grupo alquilo C^-Cg não substituido; R2 é um grupo alquilo C^-Cg não substituido e R3C(0)- é um resíduo de ácido gordo substituido ou não substituido de 8 a 22 átomos de carbono. 4 Γ
Breve descrição das Figuras A invenção será descrita em parte, com respeito à Figura em anexo, na qual: A Figura 1 é um desenho esquemático de equipamentos para a utilização de pressão e temperatura às quais tem lugar a precipitação do asfalto a partir de petróleo bruto tanto em presença de um solvente miscível de flooding ou no poço.
Os compostos de Fórmula I definida acima, que são utilizados no método de acordo com a presente invenção, são N,N-dialquilamidas conhecidas. Os componentes dialquilo dos compostos de Fórmula I podem ser os mesmos ou diferentes e são preferencialmente de 1 a 3 carbonos em grupos alquilo, e mais preferencialmente metilo. O resíduo de ácido gordo, R3C(0)-, do composto I, definido acima, pode ser um resíduo substituído ou não substituído de um ácido gordo que existe em óleos vegetais. 0 óleo vegetal pode ser seleccionado a partir de resina líquida, óleo de palma, óleo de soja, óleo de semente de algodão, óleo de côco, óleo de milho, óleo de amendoim, óleo de canola, óleo de açafroa, óleo de girassol, óleo de babaçu, óleo de rícino, óleo de linhaça, azeite e óleo de tungue. Numa forma de realização preferida, o óleo vegetal pode ser seleccionado a partir de resina líquida, óleo de palma, óleo de soja.
Em geral, as dialquilamidas de qualquer ácido carboxílico com 8 a 22 átomos de carbono podem ser utilizadas nos métodos de acordo com a presente invenção. Preferem-se utilizar aquelas de ácidos gordos com 18 átomos de carbono tais como os ácidos esteárico, oleico, linoleico, linolénico e ricinolénico, mais preferencialmente ácido oleico. Uma amida de dialquilo particularmente preferida é a oleamida de N,N-dimetilica. 5 p Ui ^^ A amida de um óleo vegetal, de acordo com o descrito acima, é preparado através da reacção do óleo vegetal com uma amina adequada. Por exemplo, a dimetilamida de resina líquida (DMATO) é preparado através de ácidos gordos (TOFA) de resina líquida com dimetilamina (Rl = R2 = metilo). Da mesma forma, as dimetilamidas têm sido preparadas para óleo de soja (DMASO) e para o óleo de palma (DMAPO). Desta forma prepara-se a dimetilamida de cada constituinte ácido gordo.
Genericamente, os compostos de fórmula I, definido acima, podem ser preparados através da combinação do ácido gordo com a amina adequada sob temperatura e pressão elavadas.
No caso de DMATO, por exemplo, a fracção de TOFA (ácido gordo de resina líquida) (1,0 mole) é misturada com um ligeiro excesso molar de dimetilamina. No caso de outros óleos vegetais (soja, palma) nos quais os ácidos gordos encontram-se presentes sob a forma de triglicéridos (3 ácidos gordos / triglicérido, 1,0 mole do óleo é misturado com 3,3 moles da dimetilamina. Estas misturas são aquecidas lentamente num vaso fechado a 170°C a uma pressão que não excede 100 p.s.i.. A reacção é mantida neste ponto durante oito horas. Ensaios subsequentes demonstraram que este processo atinge pelo menos 95% de amidação dos constituintes ácidos gordos. No caso de DMATO, a amona em excesso é retirada da fase aquosa formada através da água formada durante a reacção. Quando estão envolvidos triglicéridos, está presente um excesso de aminas na fase do glicerol retirada após a reacção.
Também se podem utilizar nos métodos de acordo com a presente invenção, formulações contendo Ν,Ν-dialquilamidas contendo aditivos comuns tais como tensioactivos, emulsificantes ou dispersantes. Uma formulação preferida de Ν,Ν-dialquilamida é o produto MFE 2400, vendido por Buckman Laboratories of Canada, Ltd., Vaudreuil, Quebec, Canadá. 0 produto MFE 2400 é 90,1% DMATO, 9,9% produto TDET 99, um dodecilfenol etoxilado disponível por exemplo Harcross Chemicals Incorporated, Mamphis, Tenessee. 6 O gás natural líquido empregue no flooding miscível encontra-se prontamente disponível, mistura liquefeita de gases de baixo peso molecular compreendendo primeiramente hidrocarbonetos de CL a C4. Este material é altamente miscível na maior parte, senão em todos os petróleos brutos. Contudo, o asfalto presente no petróleo bruto não é solúvel no gás natural nas condições do reservatório na maior parte nas formações de petróleo. Como resultado, quando o gás natural contacta o petróleo bruto, o asfalto precipita e flocula, levando frequentemente ao entupimento dos poros das formações de petróleo. Tal precipitação e floculação pode ser reduzida e até prevenida através da adição de uma quantidade eficaz do composto de Fórmula I da Ν,Ν-dialquilamida descrita acima. 0 outro fluido de flooding miscível ao qual esta invenção é aplicável é dióxido de carbono (C02) líquido. Da mesma forma o asfalto precipita a partir de petróleo bruto e flocula na presença de C02 líquido. As Ν,Ν-dialquilamidas de Fórmula I especificadas também são eficazes na redução ou até prevenção da ocorrência de tal precipitação e floculação quando se emprega C02 líquido como fluido de flooding. A precipitação e floculação de asfalto na presença do fluido de flooding parece ser um fenómeno relacionado com a pressão. Isto é o mesmo que dizer, quando o petróleo bruto que contém o asfalto entra em contacto com um fluido de flooding miscível, é provável que ocorra a precipitação do asfalto a uma pressão relativamente baixa. Esta pressão é frequentemente menor que a pressão do ambiente geológico no interior da formação. Em tais casos, a precipitação e floculação do asfalto pode ocorrer na formação, e isto pode resultar no bloqueamento da formação entre o poço de injecção e o poço de produção. 7 r
L*-vJ
Melhor forma de executar a invenção
De acordo com o primeiro aspecto da presente invenção, descobriu-se que a incorporação de Ν,Ν-dialquilamida de Fórmula I no solvente de flooding aumenta a pressão à qual o asfalto precipita e flocula durante o flooding miscivel. Uma quantidade eficaz de Ν,Ν-dialquilamida de Fórmula I é definida como a quantidade necessária para aumentar a pressão à qual o asfalto começa a precipitar a uma pressão superior à do ambiente geológico da formação contendo o petróleo bruto sob tratamento. Uma quantidade eficaz de Ν,Ν-dialquilamida de Fórmula I encontra-se geralmente entre cerca de 1 a 5 e preferencialmente cerca de 1 a 3% em volume tendo por base o volume do solvente de flooding. Para além de servir como precipitação preventiva, a Ν,Ν-dialquilamida de Fórmula I pode também funcionar como agente espessante quando se emprega C02 líquido como solvente de flooding miscivel. A Ν,Ν-dialquilamida aumenta a viscosidade do C02 líquido em cerca de 60% a 130°C e 4100 psig. Tal aumento da viscosidade pode aumentar a razão de mobilidade de uma operação de injecção do C02 líquido, resultando numa passagem de petróleo mais uniforme através da formação, um menor "fingering" e, consequentemente, melhores taxas de recuperação. A determinação da relação da concentração de solvente à pressão ambiente em relação ao petróleo e o efeito da Ν,Ν-dialquilamida é levado a cabo no equipamento apresentado na Figura 1. O petróleo a ser testado e o solvente que contém Ν,Ν-dialquilamida encontram-se nos cilindros de origem 1 e 2, respectivamente, às condições de temperatura e pressão nas quais permanecem numa fase simples. Os cilindros de origem 1 e 2 são pressurizados através de uma bomba de deslocamento positivo 3, através das ligações água-mercúrio 1' e 2' , as quais actuam como pistões para transferir óleo e solvente através de uma linha de transferência comum 4 e válvula de multiposição 5, numa relação pré-determinada, para o cilindro de visualização 6. 8
V
L-Ci ^
No cilindro de visualização 6, o petróleo bruto e solvente combinados em mistura é pressurizada, também através da válvula de mercúrio, à pressão de saturação (Psat) e observações visuais podem ser efectuadas no ponto de precipitação, se alguma ocorrer ao Psat no cilindro de visualização. A Psat é determinada através do ajuste da pressão no cilindro de visualização 6 até ao ponto no qual a fase gasosa se começa a desenvolver. A partir da cilindro de visualização 6, a mistura petróleo/solvente é bombeada através da válvula 5 à célula de laser 7 onde a precipitação é detectada através da transmitância de um raio laser. A célula de laser pode ser apertada de forma a formar uma passagem de cerca de 0,5 a 1,0 mm. Esta fonte laser é hélio/neon, equipado com um detector fotodiodo do lado oposto da passagem. A transmitância laser é medida em milivolts. A transmitância aumenta com o aumento da concentração do solvente de flooding miscível enquanto que o solvente límpido diminui a densidade óptica do petróleo bruto. Quando a pressão da precipitação incipiente é atingida, a transmitância começa a diminuir enquanto que a mistura petróleo/solvente se torna turva devido ao desenvolvimento de uma fase de solvente no petróleo.
Da célula de laser 7, a mistura passa para a célula de recolha 8 para armazenamento ou eliminação.
Este aspecto da presente invenção será exemplificado através dos exemplos seguintes, que não pretendem ser limitativos excepto no que é determinado pelas reivindicações descritas abaixo.
Exemplo 1
Um petróleo bruto, sujeito a precipitação de asfalto, recuperado de uma formação com tuna temperatura de 130°C e 1400 psig foi reconstituído através da combinação do gás separador do petróleo separador previamente recuperados. Este petróleo bruto apresentavam uma pressão de saturação de 3650 psig a 130°C. 9 j-' L-Ci ^
Utilizando o equipamento descrito acima, o petróleo bruto sob tratamento foi contactado com várias percentagens molares de solvente de flooding de gás natural liquido com a composição aproximada apresentada no Quadro 1.
Quadro 1
Componente % Mole N2 0,0106 Metano 0,6724 Etano 0,0706 Propano 0,0887 Isobutano 0,0527 n-Butano 0,1050 Compósito M.W. 26,28
Para demonstrar o aumento da pressão à qual ocorre a precipitação de asfalto, o petróleo bruto reconstituido foi contactado com o solvente de flooding de gás natural liquido contendo cerca de 4,5% em volume de MFE 2400 e também com o solvente de flooding sem MFE 2400. Os resultados são apresentados no Quadro II em conjunto com os resultados de um controlo no qual não se adicionou MFE 2400 ao solvente de flooding. Também se efectuaram observações de um petróleo que não foi contactado com um solvente de flooding. A precipitação de asfalto diminui no ponto em que a transmitância pãra, aumentando e realmente inicia a diminuição devido ao aparecimento de matéria sólida no petróleo. A matéria sólida não é sempre visível a olho nu, mas é facilmente detectado por laser. 10
Quadro 2
Solvente % Mol MFE 2400 Psat Trans Laser Observação Visual 0 Não 3650 1,730 Límpido 15 Não 3950 1,745 Límpido 35 Não 4225 1,786 Límpido 46,3 Não 4300 1,803 Límpido 57,9 Não 4300 1,776 Sólidos 64,5 Não 1,723 Sólidos 15 Sim 3935 1,881 Límpido 25 Sim 4116 1,907 Límpido 44,5 Sim 482Ó 1,952 Límpido 48,1 Sim 4390 1,970 Límpido 57,6 Sim 4466 2,018 Sólidos 64,1 Sim 4430 1,952 Sólidos 81,0 Sim 4180 1,800 Sólidos
Os dados no Quadro mostram que quando MFE 2400 está presente, aumentam tanto a pressão como a concentração do solvente de flooding nas quais ocorre a precipitação.
Exemplo 2
Utilizando o mesmo petróleo bruto, efectuou-se uma avaliação semelhante à efectuada no Exemplo 1 quando se empregou dióxido de carbono liquido como solvente de flooding tanto com como sem MFE 2400. Nos ensaios com MFE 2400, o MFE 2400 foi empregue a um nível de percentual de 3 volumes.
Os resultados são apresentados no Quadro 3. 11 Γ
Lc,
Quadro 3
Solvente % Mol MFE 2400 Psat Trans Laser Observação Visual 0 Não 3335 1,569 Límpido 20 Não 3600 1,630 Límpido 31,8 Não 3725 1,659 Límpido 46,3 Não 3910 1,748 Límpido 60,1 Não 4030 1,330 Sólidos 68,1 Não 4220 1,276 Sólidos 30 Sim 3810 1,509 Límpido 47,5 Sim 3900 1,496 Límpido 58,7 Sim 4010 1,481 Límpido 70,0 Sim 4150 1,428 - Límpido 75,9 Sim 4800 - Alguns Sói. 90,5 Sim 4423 - Sólidos
De acordo com um segundo aspecto da presente invenção emprega-se uma N,N-dialquilamida para evitar a precipitação de asfalto no poço.
De acordo com este aspecto da invenção, o problema da precipitação está relacionado com a temperatura. A precipitação tem lugar nalgum ponto do poço como resultado do gradiente de temperatura entre o reservatório e o poço à frente. Muito raramente a temperatura ambiente do poço à frente é suficiente para manter o asfalto dissolvido ou suspenso. Desta forma, o problema da precipitação no poço é um problema quase universal. A maior parte dos poços de petróleo tem de parar a produção a intervalos regulares, às vezes com uma frequência semanal, para limpeza.
No tratamento de prevenção da precipitação de asfalto no poço, de forma completa, a N, N-dialquilamida de Fórmula I é injectada no petróleo, preferencialmente, na extremidade inferior do poço, num ponto onde a temperatura é suficiente para evitar a 12 precipitação. Uma quantidade eficaz de Ν,Ν-dialquilamida de Fórmula I para reduzir ou até prevenir a precipitação durante o procedimento de flooding miscivel é aqui definida como a quantidade suficiente para reduzir ou até prevenir a precipitação de asfalto à temperatura da cabeça do poço. Em geral, uma quantidade eficaz será de cerca de 0,5 a 7% em volume com base no volume de petróleo bombeado.
Empregam-se as mesmas Ν,Ν-dialquilamidas de Fórmula I de acordo com este aspecto da presente invenção. As N,N-dialquilamidas preferidas são aquelas que têm por base 18 átomos de carbono tais como os ácidos esteárico, oleico, linoleico, linolénico e ricinolénico. Uma Ν,Ν-dialquilamida preferida é oleamida de N,N-dimetilo.
Lisboa, 14 de Abril de 2000
0 AGENTE OFICIAL DA PROPRIEDADE INDUSTRIAL
13
Claims (10)
- Γ u t REIVINDICAÇÕES 1. Método de recuperação de petróleo melhorado que compreende: flooding de uma formação de petróleo através de um poço de injecção de um solvente de flooding miscivel seleccionado de um gás natural sob a forma liquida e dióxido de carbono liquido, onde o solvente contém pelo menos um composto de fórmula I R3C(0)-N(R1)(R2) (I) onde Rj é um grupo alquilo C1-C6 não substituído; R2 é um grupo alquilo Cj-C6 não substituído e R3C(0)- é um resíduo de ácido gordo substituído ou não substituído de 8 a 22 átomos de carbono, numa quantidade eficaz de forma a aumentar a pressão à qual o asfalto começa a precipitar a partir do petróleo bruto na presença do solvente de flooding a uma pressão superior à do ambiente do ambiente geológico na formação.
- 2. Método de acordo com a reivindicação 1, onde a quantidade do referido composto de Fórmula I é cerca de 1 a 5% em volume com base no volume do solvente de flooding.
- 3. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 e 2, onde o referido composto de Fórmula I é DMATO.
- 4. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 3, onde o solvente de flooding é gás natural líquido.
- 5. Método de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 3, onde o solvente de flooding é dióxido de carbono líquido.
- 6. Método de redução da precipitação do asfalto a partir do petróleo bruto num poço de produção, o qual compreende a adição ao petróleo bruto no poço, num ponto em que o asfalto ainda está 1estavelmente dissolvido ou suspenso no petróleo bruto, uma quatidade de pelo menos um composto de fórmula I (I) R3C(0)-N(R1)(R2) onde Rj é um grupo alquilo Cí-C6 não substituído; R2 é um grupo alquilo C^-Cg não substituído e R3C(0)- é um residuo de ácido gordo substituído ou não substituído de 8 a 22 átomos de carbono suficiente para diminuir a temperatura à qual o asfalto começa a a precipitar a partir do petróleo bruto a uma temperatura mais baixa que a temperatura que o petróleo bruto encontra na cabeça do poço.
- 7. Método de acordo com a reivindicação 6, onde a quantidade do referido composto de Fórmula I é cerca de 0,5 a 7% em volume com base no petróleo bruto produzido.
- 8. Método de acordo com qualquer das reivindicações 6 e 7, onde o referido composto de Fórmula I é DMATO.
- 9. Método de redução da precipitação do asfalto a partir do petróleo bruto quando sujeito a tal precipitação em condições diferentes das condições encontradas no seu reservatório geológico, cujo método compreende o contacto do petróleo bruto com uma quantidade eficaz de pelo menos um composto de fórmula I (I) R3C(0)-N(R1)(R2) onde Rj é um grupo alquilo C1-C6 não substituído; R2 é um grupo alquilo C^-Cg não substituído e R3C(0)- é um resíduo de ácido gordo substituído ou não substituído de 8 a 22 átomos de carbono. 2 referido
- 10. Método de acordo com a reivindicação 9, onde composto de Fórmula I é DMATO. Lisboa, 14 de Abril de 2000 O AGENTE OFICIAL DA PROPRIEDADE INDUSTRIAL 3
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/014,724 US5388644A (en) | 1993-02-08 | 1993-02-08 | Application of N,N-dialkylamides to reduce precipitation of asphalt from crude oil |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
PT681640E true PT681640E (pt) | 2000-08-31 |
Family
ID=21767323
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PT94907333T PT681640E (pt) | 1993-02-08 | 1994-02-04 | Aplicacao de n.n-dialquilamidas para a reducao da precipitacao de asfalto a partir de petroleo bruto |
Country Status (20)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5388644A (pt) |
EP (1) | EP0681640B1 (pt) |
JP (1) | JPH08510481A (pt) |
CN (1) | CN1042254C (pt) |
AT (1) | ATE191769T1 (pt) |
AU (1) | AU685423B2 (pt) |
BR (1) | BR9405773A (pt) |
CA (1) | CA2155512C (pt) |
CZ (1) | CZ189695A3 (pt) |
DE (1) | DE69423958T2 (pt) |
DK (1) | DK0681640T3 (pt) |
ES (1) | ES2145127T3 (pt) |
FI (1) | FI953745A (pt) |
GR (1) | GR3033891T3 (pt) |
NO (1) | NO953088D0 (pt) |
NZ (1) | NZ328010A (pt) |
PT (1) | PT681640E (pt) |
SG (1) | SG76446A1 (pt) |
SK (1) | SK96395A3 (pt) |
WO (1) | WO1994018430A1 (pt) |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5874453A (en) * | 1997-07-11 | 1999-02-23 | Buckman Laboratories International, Inc. | Synergistic antimicrobial compositions containing a dimethylamide of a carboxylic acid with mixture of 2-(thiocyanomethylthio) benzothiazone and methylenebis (thiocyanate) |
DE19828352A1 (de) | 1998-06-25 | 1999-12-30 | Clariant Gmbh | Synergistische Mischungen von Phosphorsäureestern mit Carbonsäuren oder Carbonsäurederivaten als Asphalten-Dispergatoren |
US6206103B1 (en) * | 1998-08-27 | 2001-03-27 | Jacam Chemicals L.L.C. | Pipeline treatment composites |
US6135207A (en) * | 1998-08-27 | 2000-10-24 | Jacam Chemicals, L.L.C. | Well treatment pellets |
US6213214B1 (en) * | 1998-08-27 | 2001-04-10 | Jacam Chemicals L.L.C. | Pipeline treatment composites |
US6313367B1 (en) * | 1999-02-22 | 2001-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inhibition of asphaltene deposition in crude oil production systems |
FR2808167B1 (fr) * | 2000-04-28 | 2005-03-18 | Mars Alimentaire | Procede de realisation de confiseries en vrac |
US7182839B2 (en) | 2001-08-06 | 2007-02-27 | Baker Hughes Incorporated | Preventing deposition of fouling agents onto equipment |
US20030213747A1 (en) * | 2002-02-27 | 2003-11-20 | Carbonell Ruben G. | Methods and compositions for removing residues and substances from substrates using environmentally friendly solvents |
US6962346B2 (en) * | 2003-05-19 | 2005-11-08 | General Motors Corporation | Gasket and heat shield assembly for a flanged joint |
US7097759B2 (en) * | 2003-05-23 | 2006-08-29 | Rohm And Haas Company | Carbonyl, thiocarbonyl or imine containing compounds as asphaltene dispersants in crude oil |
US7674365B2 (en) * | 2004-10-07 | 2010-03-09 | Rohm And Haas Company | Formulations useful as asphaltene dispersants in petroleum products |
CA2560423C (en) * | 2005-09-21 | 2011-05-24 | Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. | Fluid with asphaltene control |
ES2645218T3 (es) * | 2006-03-18 | 2017-12-04 | Cognis Ip Management Gmbh | Procedimiento continuo para la producción de alquilamidas de ácido monocarboxílico |
JP5363495B2 (ja) * | 2007-10-23 | 2013-12-11 | コグニス・アイピー・マネージメント・ゲゼルシャフト・ミット・ベシュレンクテル・ハフツング | ラミネートインキ用ポリウレタン樹脂 |
GB2459470B (en) * | 2008-04-23 | 2010-07-21 | Schlumberger Holdings | Solvent assisted oil recovery |
GB2459471B (en) * | 2008-04-23 | 2010-07-14 | Schlumberger Holdings | Forecasting asphaltic precipitation |
CN102947412B (zh) | 2010-06-04 | 2015-08-12 | 陶氏环球技术有限责任公司 | 采油 |
SG189516A1 (en) | 2010-10-25 | 2013-05-31 | Stepan Co | Fatty amides and derivatives from natural oil metathesis |
CN103004756B (zh) * | 2012-12-28 | 2015-04-22 | 深圳诺普信农化股份有限公司 | 农药溶剂及其制备方法和应用 |
US9670760B2 (en) | 2013-10-30 | 2017-06-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for in situ upgrading of a heavy hydrocarbon using asphaltene precipitant additives |
MX368309B (es) | 2014-12-11 | 2019-09-26 | Mexicano Inst Petrol | Liquidos zwitterionicos geminales base hidroxipropil betaina, proceso de obtencion y uso como modificadores de la mojabilidad con propiedades inhibitorias/dispersantes de asfaltenos. |
US10975291B2 (en) | 2018-02-07 | 2021-04-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Method of selection of asphaltene precipitant additives and process for subsurface upgrading therewith |
CN114656334B (zh) * | 2020-12-22 | 2024-04-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种酚醛低聚物及其制备方法以及沥青质沉积抑制剂组合物 |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2302697A (en) * | 1941-08-04 | 1942-11-24 | Emulsol Corp | Surface modifying composition |
US2356205A (en) * | 1942-10-21 | 1944-08-22 | Petrolite Corp | Process for increasing productivity of subterranean oil-bearing strata |
US2356254A (en) * | 1942-10-21 | 1944-08-22 | Petrolite Corp | Process for preventing and/or removing accumulation of solid matter in oil wells, pipelines, and flow lines |
US2736641A (en) * | 1952-02-01 | 1956-02-28 | Union Oil Co | Fuel oil additive |
US2805135A (en) * | 1954-08-25 | 1957-09-03 | Eastman Kodak Co | Stabilized hydrocarbon fuel oil compositions and stabilizaers therefor |
US2873253A (en) * | 1957-10-22 | 1959-02-10 | Exxon Research Engineering Co | Method of inhibiting the deposition of formally solid paraffins from a petroliferousfluid containing same |
US3102859A (en) * | 1960-09-19 | 1963-09-03 | Gen Mills Inc | Method for control of paraffin deposition |
US3330346A (en) * | 1965-01-27 | 1967-07-11 | Union Oil Co | Method of treating a subterranean formation with a foam bank |
US3421582A (en) * | 1966-03-18 | 1969-01-14 | Cities Service Oil Co | Secondary oil recovery process |
BE791548A (fr) * | 1972-01-25 | 1973-03-16 | Buckman Labor Inc | Combustion amelioree d'huile combustible de petrole et de liqueur noir |
US3811504A (en) * | 1973-02-09 | 1974-05-21 | Texaco Inc | Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions such as calcium and magnesium |
US4233162A (en) * | 1978-02-07 | 1980-11-11 | Halliburton Company | Oil well fluids and dispersants |
US4268403A (en) * | 1979-10-25 | 1981-05-19 | Buckman Laboratories, Inc. | Oil recovery using a dimethylamide in a fluid carrier |
US4490263A (en) * | 1982-12-10 | 1984-12-25 | Phillips Petroleum Company | N,N-Disubstituted amide cosurfactants in enhanced oil recovery processes |
US4580633A (en) * | 1983-12-21 | 1986-04-08 | Union Oil Company Of California | Increasing the flow of fluids through a permeable formation |
US4502538A (en) * | 1984-01-09 | 1985-03-05 | Shell Oil Company | Polyalkoxy sulfonate, CO2 and brine drive process for oil recovery |
US4554082A (en) * | 1984-01-20 | 1985-11-19 | Halliburton Company | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids |
US4746328A (en) * | 1985-07-19 | 1988-05-24 | Kao Corporation | Stabilized fuel oil containing a dispersant |
US4676316A (en) * | 1985-11-15 | 1987-06-30 | Mobil Oil Corporation | Method and composition for oil recovery by gas flooding |
CA1275914C (en) * | 1986-06-30 | 1990-11-06 | Hermanus Geert Van Laar | Producing asphaltic crude oil |
US4773484A (en) * | 1987-03-24 | 1988-09-27 | Atlantic Richfield Company | Enhanced oil recovery process with reduced gas drive mobility |
US4945989A (en) * | 1987-06-03 | 1990-08-07 | Chevron Research Company | Polymer containing pendant tertiary alkyl amine groups useful in enhanced oil recovery using CO2 flooding |
JPH085780B2 (ja) * | 1989-04-28 | 1996-01-24 | 呉羽化学工業株式会社 | 変形性関節症治療剤 |
DE4143056A1 (de) * | 1991-12-30 | 1993-07-01 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter inhibitoren gegen die ausbildung fester inkrustationen auf organischer basis aus fliessfaehigen kohlenwasserstoffgemischen |
-
1993
- 1993-02-08 US US08/014,724 patent/US5388644A/en not_active Expired - Lifetime
-
1994
- 1994-02-04 JP JP6518095A patent/JPH08510481A/ja not_active Ceased
- 1994-02-04 AU AU60966/94A patent/AU685423B2/en not_active Ceased
- 1994-02-04 BR BR9405773A patent/BR9405773A/pt not_active IP Right Cessation
- 1994-02-04 ES ES94907333T patent/ES2145127T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1994-02-04 WO PCT/US1994/000939 patent/WO1994018430A1/en not_active Application Discontinuation
- 1994-02-04 CA CA002155512A patent/CA2155512C/en not_active Expired - Fee Related
- 1994-02-04 CZ CZ951896A patent/CZ189695A3/cs unknown
- 1994-02-04 CN CN94191107A patent/CN1042254C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1994-02-04 PT PT94907333T patent/PT681640E/pt unknown
- 1994-02-04 EP EP94907333A patent/EP0681640B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-02-04 NZ NZ328010A patent/NZ328010A/xx not_active IP Right Cessation
- 1994-02-04 AT AT94907333T patent/ATE191769T1/de not_active IP Right Cessation
- 1994-02-04 SK SK963-95A patent/SK96395A3/sk unknown
- 1994-02-04 DK DK94907333T patent/DK0681640T3/da active
- 1994-02-04 SG SG1996000105A patent/SG76446A1/en unknown
- 1994-02-04 DE DE69423958T patent/DE69423958T2/de not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-08-07 NO NO953088A patent/NO953088D0/no unknown
- 1995-08-07 FI FI953745A patent/FI953745A/fi unknown
-
2000
- 2000-07-05 GR GR20000401576T patent/GR3033891T3/el unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ES2145127T3 (es) | 2000-07-01 |
CA2155512C (en) | 2001-08-14 |
ATE191769T1 (de) | 2000-04-15 |
US5388644A (en) | 1995-02-14 |
DK0681640T3 (da) | 2000-07-03 |
FI953745A0 (fi) | 1995-08-07 |
CN1118617A (zh) | 1996-03-13 |
CZ189695A3 (en) | 1996-02-14 |
BR9405773A (pt) | 1995-11-28 |
AU685423B2 (en) | 1998-01-22 |
NO953088L (no) | 1995-08-07 |
WO1994018430A1 (en) | 1994-08-18 |
SK96395A3 (en) | 1995-12-06 |
JPH08510481A (ja) | 1996-11-05 |
FI953745A (fi) | 1995-08-07 |
SG76446A1 (en) | 2000-11-21 |
DE69423958D1 (de) | 2000-05-18 |
AU6096694A (en) | 1994-08-29 |
CN1042254C (zh) | 1999-02-24 |
GR3033891T3 (en) | 2000-11-30 |
EP0681640B1 (en) | 2000-04-12 |
NZ328010A (en) | 1998-10-28 |
NO953088D0 (no) | 1995-08-07 |
CA2155512A1 (en) | 1994-08-18 |
EP0681640A1 (en) | 1995-11-15 |
DE69423958T2 (de) | 2000-07-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
PT681640E (pt) | Aplicacao de n.n-dialquilamidas para a reducao da precipitacao de asfalto a partir de petroleo bruto | |
Massarweh et al. | A review of recent developments in CO2 mobility control in enhanced oil recovery | |
US7373977B1 (en) | Process for oil recovery employing surfactant gels | |
CA2595460C (en) | Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications | |
Nasr-El-Din et al. | Impact of acid additives on the rheological properties of a viscoelastic surfactant and their influence on field application | |
US11168244B2 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
BRPI0807517A2 (pt) | Fluido de deslocamento e disjuntor e método de uso | |
EA000073B1 (ru) | Способ повышения эффективности используемых при добыче нефти и газа химикатов | |
US9170250B2 (en) | Oilfield chemicals with attached spin probes | |
US20170058185A1 (en) | Inhibition of asphaltene | |
BR112018068420B1 (pt) | Método e composição de inibidor de hidrato | |
BR112018007404B1 (pt) | Método de uso de inibidores de hidrato de alta temperatura, e, método para inibir a formação de um ou mais hidratos em um fluido | |
BR112019015831A2 (pt) | Método para reduzir a perda de fluido em uma formação subterrânea e composição de carga de perda de circulação | |
Fan et al. | viscoelastic surfactants with high salt tolerance, fast‐dissolving property, and ultralow interfacial tension for chemical flooding in offshore Oilfields | |
US20160362598A1 (en) | Decreasing corrosion on metal surfaces | |
US20150060146A1 (en) | Reservoir activated emulsion breaking for lost circulation | |
US20020150499A1 (en) | Oil-soluble scale inhibitors with formulation for improved environmental classification | |
US11434416B2 (en) | Formation of in-situ activated injection fluids for enhanced oil recovery applications | |
WO2019182990A1 (en) | Selection of optimal surfactant blends for waterflood enhancement | |
WO2014193731A1 (en) | A low temperature stabilized foam-forming composition for enhanced oil recovery | |
Ibrahim et al. | New Non-aromatic Non-ionic Surfactants to Form a Stabilized Emulsified Acid for Efficient HP/HT Stimulation | |
Ding et al. | A Successful Alkali/Surfactant/Polymer Flooding Test on Silica Sand | |
US3684015A (en) | Use of micellar solution as an emulsion breaker |