SU931115A3 - Способ заводнени нефтеносного пласта - Google Patents
Способ заводнени нефтеносного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- SU931115A3 SU931115A3 SU742047976A SU2047976A SU931115A3 SU 931115 A3 SU931115 A3 SU 931115A3 SU 742047976 A SU742047976 A SU 742047976A SU 2047976 A SU2047976 A SU 2047976A SU 931115 A3 SU931115 A3 SU 931115A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- petroleum
- formation
- sulphonates
- aqueous composition
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 9
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 6
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 4
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 31
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 abstract description 23
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 6
- 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 abstract description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 abstract description 5
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 abstract description 3
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 abstract description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 abstract description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 abstract description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 abstract description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 abstract description 2
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 abstract description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- SZUKPSUMNNWOCI-UHFFFAOYSA-N NOO Chemical compound NOO SZUKPSUMNNWOCI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 abstract 1
- -1 crude oil Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 abstract 1
- 150000004820 halides Chemical group 0.000 abstract 1
- 150000008282 halocarbons Chemical class 0.000 abstract 1
- 150000007529 inorganic bases Chemical class 0.000 abstract 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 abstract 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 abstract 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 2
- WSLDOOZREJYCGB-UHFFFAOYSA-N 1,2-Dichloroethane Chemical group ClCCCl WSLDOOZREJYCGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001132374 Asta Species 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 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
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical group 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 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
-
- 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
- Y10S507/938—Flooding the formation with emulsion with microemulsion
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
54) СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА
I
Изобретение относитс к разработке нефт ных месторождений, в частности, при заводнении нефт ных пластов.
Известен способ разработки нефт ной залежи, заключающийс в вытеснении нефти из пласта закачкой в не-, го оторочки, мицелл рной дисперсии, продвигаемой водой, и извлечении нефти на поверхность Lu
Однако известному способу прису .ща недостаточна нефтеотдача пласта.
Известен также способ заводнени нефтеносного пласта путем закачки в него посредством нагнетательных скважин водной смеси двух нефт ных сульфонатов со средним эквивалентным весом и извлечени нефти посредством эксплуатационных скважин .
Недостатком известного способа вл етс низка нефтеотдача пласта.
Цель изобретени - увеличение нефтеотдачи пласта.
Достигаемс поставленна цель тем, что согласно способу заводнени нефтеносного пласта путем закачки в пласт посредством нагне; 5 тательных скважин водной смеси двух нефт нь1Х сульфонатов со средним эквивалентным весом и извлечени нефти посредством эксплуатационных скважин, отношение алифатических протонов к ароматическим в углеводородной части нефт ных сульфонатов находитс в пределах от до 20 моль/моль, а разница в протонных отношени х составл ет 2,5
15 3.8 моль/моль.
Нефт ные сульфонаты могут быть получены-сульфированием углеводородного сырь , например т желого вакуумного газойл , имеющего моле20 .кул рный вес 350-650, лучше tOO 470 , например олеумом или трехокисью серы в присутствии или при отсутствии растворител , например дихлорэтилена, двуокиси серы, не3 прореагировавшего углеводорода и т.п. Сульфокислота нейтрализуетс основанием, например емдким натрием , аммиаком, гидроокисью аммони и т.п. Нефт ные сульфонаты имеют средний эквивалентный вес 390-450,лучше 395- 0, и среднее соотношение А/АР 4-20 моль/моль, лучше 9 15 моль/моль. Это означает, что от 4 до 20 алифатических водородных протона приход тс на один ароматический водородный протон в углеводной части нефт ного сульфоната Однако соотношение А/АР, по меньшей мере, двух нефт ных сульфонатов должно иметь минимальную разницу, равную 2,5, т.е. среднее (оотношение А/АР одного сульфоната на 2,5 лучше на не менее 3 и еще лучше на 3,8. Дл получени двух разных нефт ных сульфонатов обычно требуетс и два различных вида сырь . Например , одно сырье может иметь средний молекул рный вес в пределах 400430 , а другое - в пределах 430-470 К тому же, сырье должно носить достаточно углеводородный характер, чтобы в итоге получить желаемые отношени А/АР. Объемное количество водных смесей сульфонатов, нагнетаемых в.кол лектор, желательно в пределах 1-50 или больше, в зависимости от объем пор нефтеносного пласта, лучше 1-15 и еще лучше 2-10%. Большее K личество примен етс в случае, ког да экономика технологического процесса оправдывает это. Желательно, чтобы за водной сул фонатной смесью следовал активный буфер, в качестве которого рекомендуетс водный раствор снижающег подвижность вещества, такого, как частично гидролизованные высокомолекул рные полиакриламидные полиме ры, например полимеры Пушера, высо комолекул рный полиалкиленоксидный полимер, высокомолекул рные акриламидные полимеры, содержащие сульфогруппу , акриламидные сополимеры (например, сополимеры акриламида и акрилата натри ) и т.п. , биполимеры , лучше в коллекторах с низкой проницаемостью, и любой высокомоле кул рный полимер, совместимый с по дой коллектора и способный снижать 4 подвижность водного раствора, проход щего через породу коллектора. Буфер подвижности вводитс в коллектор в объемном количестве, составл ющем 5-150, лучше 25-75. а лучше всего от 50% порового объема пласта . Веществр, снижающее активность, употребл етс в концентраци х 502000% , лучше 100-1500% и лучше всего 100-1000% в пересчете на воду. Дл извлечени сырой нефти в коллектор под давлением нагнетаетс вода и вытесн ет водно-сульфонатную смесь ,и не об зательно буфер подвижности в направлении эксплуатационной скважины . Лучше, чтобы вода была совместима с обратной частью буфера подвижности и/или водной смесью нефт ных сульфонатов, например, она не должна в значительной степени выщелачивать водорастворимые компоненты из упом нутых замедлителей. Там, где эта вода содержит ионы, лучше, чтобы последние были совместимы с ионами внутри коллектора. Лучше, чтобы профиль подвижности всего процесса постепенно переходил от низкой подвижности, равной или меньшей подвижности пластовых жидкостей (сырой нефти и промежуточной воды внутри пласта), к высокой подвижности, равной ил) приближающейс к подвижности воды, нагнетаемой под давлением. Подвижность первой , средней и последней части буфера и, не об зательно водного сульфонатного замедлител можно регулировать в зкостью и/или концентрацией замедлител , с тем, чтобы получить нужную подвижность. Нефт ные сульфонаты получают сульфированием различных т желых вакуумных газойлей. Например, сульфонаты А и В получают из сырь , имеющего средний молекул рный вес соответственно 400-430 и 430-470. Сульфирование проводитс трехокисью серы в присутствии разбавител . Сульфокислоты нейтрализуютс аммиаком. Конечный средний эквивалентный вес нефт ных сульфонатов А и В равен соответственно 401 и 423, отношение А/АР - 9,6 и 13,4. Сульфонаты С и D получают тем же способом , но сырье берут другое и услови процесса мен ютс , чтобы придать сульфонатам свойства, указанные в примерах. Мицелл рные диспер5
сии получают смешением следующих компонентов, весД: Нефт ной сульфонат
SOjN1 4 часть
сульфоната 2
органическа часть сульфоната SO,.NH4 8-9 растворитель 1-1,6 Вода70
Сыра нефть (в зкость 7 сП/23°С) 18,9-20,7 Электролит 0,3-0,5 Пример 1. Используют мицелл рные дисперсии при заводнении керна. Образцы берийского песчанико вого керна длиной 122 см, диаметром 7,5 см сначала насьнцаютс водой,затем промываютс нефтью и после этого - водой до остаточного нефт ного насыщени . Затем в керны нагнетают мицелл рную дисперсию, содержащую нефт ные сульфонаты в количестве 2 от порового объема, имеющую свойства, приведенные в табл.1.Посл мицелл рной дисперсии подают не менее 1 порового объема воды, содержащей 1000% полимеров Пушера-700 (частично гидролизованные высокомолекул рные полиакриламиды)i Результаты заводнени керна и свойства ми целл рной дисперсии привод тс в табл.1..
Используемые сульфонаты имеют слдующие характеристики. Сульфонат Средний экви- Соотно валентный вес шение А/АР
АitOI 9,6
13,
САОО 9,6
13,
Е362 5,6
13,
G417 9,6
Н451 13,4
3 393 9,6 J 428 13,4 К 380 9,6 L 429 13,4 М424 11,2
N428 13,4
О424 11,2
Р428 13,4
156
Пример 2.С помощью сходных сульфонатов в мицелл риых растворах достигаетс выход нефти, показанный в табл.2. Пор док заводнени ,как ,в примере 1.
Нефт ные сульфонаты, примен емые в данном случае, не имели нужного эквивалентного веса. Результат .меньшее количество добытой нефти .
П р и.м е р 3. Низкий выход нефти получаетс также с сульфонатными соединени ми, не имеющими необходимой разницы в соотношении А/АР. Керн заводн ют, как ив примере 1, результаты даны в табл.ЗИз табл.З видно, что без соответствующей разницы в А/АР выход нефти меньше, чем при использовании сульфонатов , приведенных в табл. 1, где Эта разница, по крайней мере, больше 2, 5
Пример 4. Берийский песчаниковый керн длиной 122 см, диаметром 7,5 см подготовл етс , как описано в примере 1, и заводн етс водной смесью (-5 от порювого объема) , содержащей 8% смеси сульфонатов С и D (50)50, 2001 полимера Пушера серии 700 (частично гидролизованные высокомолекул рные полиакриламиды). Затем подают водный замедлитель, содержащий 700% Доу-Пушер-полимера серии 700, в количестве 50% от порового объема. Чтобы вытеснить две предыдущих смеси через керн нагнетаетс вода. В результате степень извлечени нефти Незначительна.
Пример 5- Повтор ют технологический процесс, описанный в примере 4, за исключением полимеров Пушера, которые замен ют равным количеством Кэлзен-М, представл ющим собой полисахариды. В результате извлекаетс значительное количество нефти.
Нефтйные сульфонаты, примен емые в данном случае, не имели нужного эквивалентного веса. Результат меньшее количество добытой нефти..
Таблица 1
9.6-13,V 11,5 50-А/50-В iiOI-AZB 412 9,6-13, 12,5 25-C/75-D 400-42б 419
Claims (1)
- Формула изобретени Способ заводнени нефтеносного пласта путем закачки в пласт посредством нагнетательных скважин водной смеси двух нефт ных сульфонатов со средним эквивалентным весом и извлечени нефти посредствомТаблица 2Таблиц.а 3эксплуатационных скважин, отличающийс тем, что, с целью увеличени нефтеотдачи пласта, отношение алифатических протонов к ароматическим в углеводородной части нефт ных сульфонатов находитс в пределах от k до 20 моль/моль, а разни65 0,50 0,0082,6 28 0,50 0,0078993111510 ,ца в протонных отношени х составл - . 1. Патент США 1Г3578082, кл. 166ет 2,5-3,8 моль/моль.252, за влен. 1971Источники информации,2, Патент США Vf 36822it7, кл. 166прин тые во внимание при экспертизе 273, за влен. 1971
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US387413A US3901317A (en) | 1973-08-10 | 1973-08-10 | Method of using sulfonate blends for improved oil recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU931115A3 true SU931115A3 (ru) | 1982-05-23 |
Family
ID=23529762
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU742047976A SU931115A3 (ru) | 1973-08-10 | 1974-08-01 | Способ заводнени нефтеносного пласта |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US3901317A (ru) |
| AT (1) | AT332342B (ru) |
| BR (1) | BR7406606D0 (ru) |
| CA (1) | CA1031152A (ru) |
| DD (1) | DD114847A1 (ru) |
| EG (1) | EG11440A (ru) |
| FR (1) | FR2240347A1 (ru) |
| GB (1) | GB1476940A (ru) |
| RO (1) | RO67685A (ru) |
| SU (1) | SU931115A3 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3981361A (en) * | 1975-07-31 | 1976-09-21 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using microemulsions |
| US4518511A (en) * | 1979-11-21 | 1985-05-21 | American Cyanamid Company | Delivery of polymeric antiprecipitants in oil wells employing an oil soluble carrier system |
| US4435295A (en) | 1982-05-17 | 1984-03-06 | Conoco Inc. | Sulfonate for waterflooding |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3096820A (en) * | 1959-11-16 | 1963-07-09 | Pure Oil Co | Superior water-flooding process |
| US3288213A (en) * | 1964-05-28 | 1966-11-29 | Cities Service Oil Co | Surfactant-water flooding process |
| US3434542A (en) * | 1967-10-09 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | Waterflood process employing surfactant and graded viscosity |
| US3506070A (en) * | 1967-12-26 | 1970-04-14 | Marathon Oil Co | Use of water-external micellar dispersions in oil recovery |
| US3500912A (en) * | 1968-07-22 | 1970-03-17 | Marathon Oil Co | Molecular weight of surfactant influencing the thermostability of micellar dispersions |
| US3508612A (en) * | 1968-08-15 | 1970-04-28 | Shell Oil Co | Waterflood oil recovery using calciumcompatible mixture of anionic surfactants |
| US3638728A (en) * | 1970-03-11 | 1972-02-01 | Shell Oil Co | Secondary oil recovery process with incremental injection of surfactant slugs |
| US3623553A (en) * | 1970-03-16 | 1971-11-30 | Marathon Oil Co | Flooding with miscible-type fluid slugs having different brine tolerances |
| US3653437A (en) * | 1970-05-25 | 1972-04-04 | Exxon Production Research Co | Viscous surfactant waterflooding |
| US3776309A (en) * | 1971-05-28 | 1973-12-04 | Exxon Production Research Co | Viscous surfactant water flooding |
-
1973
- 1973-08-10 US US387413A patent/US3901317A/en not_active Expired - Lifetime
-
1974
- 1974-06-21 CA CA203,037A patent/CA1031152A/en not_active Expired
- 1974-07-29 GB GB3333274A patent/GB1476940A/en not_active Expired
- 1974-08-01 SU SU742047976A patent/SU931115A3/ru active
- 1974-08-03 EG EG310/74A patent/EG11440A/xx active
- 1974-08-06 RO RO7479679A patent/RO67685A/ro unknown
- 1974-08-08 FR FR7427600A patent/FR2240347A1/fr not_active Withdrawn
- 1974-08-08 DD DD180398A patent/DD114847A1/xx unknown
- 1974-08-09 BR BR6606/74A patent/BR7406606D0/pt unknown
- 1974-08-09 AT AT657274A patent/AT332342B/de not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US3901317A (en) | 1975-08-26 |
| RO67685A (ro) | 1980-03-15 |
| CA1031152A (en) | 1978-05-16 |
| GB1476940A (en) | 1977-06-16 |
| EG11440A (en) | 1977-02-28 |
| ATA657274A (de) | 1976-01-15 |
| DD114847A1 (ru) | 1975-08-20 |
| DE2430935B2 (de) | 1976-11-18 |
| AT332342B (de) | 1976-09-27 |
| FR2240347A1 (ru) | 1975-03-07 |
| BR7406606D0 (pt) | 1975-09-09 |
| DE2430935A1 (de) | 1975-03-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3981361A (en) | Oil recovery method using microemulsions | |
| US3977471A (en) | Oil recovery method using a surfactant | |
| EP0003183B1 (en) | Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith | |
| US3827497A (en) | Oil recovery process using aqueous surfactant compositions | |
| US3977470A (en) | Oil recovery by alkaline-sulfonate waterflooding | |
| CA1189303A (en) | Method for recovering oil from sub-terranean deposits | |
| US4154301A (en) | Surfactant oil recovery process usable in a formation having high salinity connate water | |
| US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
| US3482631A (en) | Secondary recovery process utilizing a pre-slug prior to a displacing fluid | |
| US3638728A (en) | Secondary oil recovery process with incremental injection of surfactant slugs | |
| CA1209465A (en) | Method for oil recovery from reservoir rock formations | |
| US3709297A (en) | Petroleum recovery process | |
| US3827496A (en) | High water content micellar solution containing thickeners | |
| US4886120A (en) | Process for secondary oil recovery utilizing propoxylated ethoxylated surfactants in seawater | |
| US3938591A (en) | Intermediate fluid systems for long distance oil displacement | |
| US3493051A (en) | Increasing the efficiency of crude oil recovery using micellar dispersions | |
| US3491834A (en) | Surfactant injection process | |
| US4371444A (en) | Process for secondary recovery | |
| US4460481A (en) | Surfactant waterflooding enhanced oil recovery process | |
| US3997451A (en) | Sulfonate blends useful for improved oil recovery | |
| US4013125A (en) | Flooding with micellar dispersions containing petroleum sulfonates obtained by sulfonating whole or topped crude oil | |
| SU931115A3 (ru) | Способ заводнени нефтеносного пласта | |
| US4288334A (en) | Process for secondary recovery of hydrocarbons | |
| US3613786A (en) | Oil recovery method using high water content oil-external micellar dispersions | |
| US3994342A (en) | Microemulsion flooding process |