NO861261L - Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming. - Google Patents
Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming.Info
- Publication number
- NO861261L NO861261L NO861261A NO861261A NO861261L NO 861261 L NO861261 L NO 861261L NO 861261 A NO861261 A NO 861261A NO 861261 A NO861261 A NO 861261A NO 861261 L NO861261 L NO 861261L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- surfactant
- oil
- injection
- reservoir
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 40
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 35
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 21
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 claims description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 claims description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 3
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 8
- -1 alkyl phenols Chemical class 0.000 description 7
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 description 3
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 2-butylphenol Chemical compound CCCCC1=CC=CC=C1O GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 2
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- ZWRUINPWMLAQRD-UHFFFAOYSA-N nonan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCO ZWRUINPWMLAQRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- KJIOQYGWTQBHNH-UHFFFAOYSA-N undecanol Chemical compound CCCCCCCCCCCO KJIOQYGWTQBHNH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 1-Octanol Chemical compound CCCCCCCCO KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HLZKNKRTKFSKGZ-UHFFFAOYSA-N 1-Tetradecanol Natural products CCCCCCCCCCCCCCO HLZKNKRTKFSKGZ-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
- JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 2,3-di(nonyl)phenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1CCCCCCCCC JKTAIYGNOFSMCE-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
- LCHYEKKJCUJAKN-UHFFFAOYSA-N 2-propylphenol Chemical compound CCCC1=CC=CC=C1O LCHYEKKJCUJAKN-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
- IPYMFWDCMKLLDV-UHFFFAOYSA-N 3,4-dimethyl-2-nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=C(C)C(C)=CC=C1O IPYMFWDCMKLLDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- 239000004907 Macro-emulsion Substances 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
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-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
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N butane-1,1-diol Chemical compound CCCC(O)O CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 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
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 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
- 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
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation 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
- 229940055577 oleyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N oleyl alcohol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCO XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N 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
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- UWJJYHHHVWZFEP-UHFFFAOYSA-N pentane-1,1-diol Chemical compound CCCCC(O)O UWJJYHHHVWZFEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 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
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229940012831 stearyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000005496 tempering Methods 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
- 229940057402 undecyl alcohol Drugs 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)
- Cyclones (AREA)
- Placing Or Removing Of Piles Or Sheet Piles, Or Accessories Thereof (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Ved en fremgangsmåte til økning av injektiviteten av injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannflømming blir der injisert en oppløsning, dispersjon eller emulsjon av karboksymetylerte oksetylater med formelen. i formasjons- eller flømnievann og eventuelt råolje i injeksjonsboringen, idet tensidet er slik utvalgt at faseinversjonstemperaturen for systemet reservoarolje/fonnasjonsvann eller flømmevann/tensid/eventuelle tilsetninger ligger minst 12°C over reservoartemperaturen.
Description
Fremgangsmåte til økning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannflømming.
Ved utvinning av olje fra oljeførende formasjoner eller reservoarer lykkes det vanligvis bare å utvinne en brøkdel av den opprinnelig foreliggende olje ved primære utvinningsmetoder. Herunder kommer oljen opp til jordoverflaten som følge av det naturlige trykk i reservoaret, eller den blir pumpet fra borsålen til jordoverflaten når energien avtar.
En ytterligere økning av oljeutbyttet tilveiebringes ved hjelp av sekundære forholdsregler. Herunder blir vann eller gass presset inn gjennom injeksjonsbrønner. Den vanligst anvendte fremgangsmåte er den såkalte vannflømming, hvor enten formasjonsvann som produseres i lukket kretsløp, reinjiseres eller egnet flømmevann injiseres. I det sistnevnte tilfelle må man passe på at ionene i det innpressede vann er forenlige med ionene i formasjonsvannet. Vannflømmingen tjener både til tilføring av reservoarenergi og til kontrollert fortrengning av oljen mot produksjonsbrønnene. For at man herunder skal kunne påvirke en størst mulig del av porerommet (man definerer på denne måte en volumetrisk gjennomstrømningsvirkningsgrad), må der velges hensiktsmessige anordninger av innpresnings- og produksjonsbrønnene. Samtidig må der anvendes meget høye vanninnpressingshastigheter. I mange tilfeller forsøker man å injisere vannet i grunnvannsreservoaret (aquifer), men i mange tilfeller blir også oljesonen i stor utstrekning berørt. Ved den ofte anvendte sluttede operasjonsmåte for vannflømming blir der i alle fall injisert et vann som vanligvis ennå inneholder restolje, da en kvantitativ separering av olje og vann i oljeavskillere bare sjelden lykkes.
Når væsker som ikke er blandbare med hverandre, foreligger samtidig i porerommet, opptrer der imidlertid alltid kapillartrykk som er desto høyere jo større grenseflatespenningen mellom de to væsker er, og jo mindre porediameteren i porerommet er. Ved injeksjon av vann, dvs. ved vannflømming, må disse kapillartrykk overvinnes av injeksjonstrykket. Modellutregninger (se D. Balzer, Oil Gas 1 (1983)) viser nå at de kapillartrykk som skal overvinnes, er ekstremt høye, og at mange av de trangere porer derfor ikke kan flømmes. Dette forhold er særlig tungtveiende i umiddelbar nærhet av injeksjonsbrønnene, hvor store mengder vann
på kort tid må trenge gjennom en relativt liten bærerflate.
En løsning på dette problem, nemlig en økning av den relative vannpermeabilitet i området for injeksjonsbrønnene, må oppnås ved at man sterkt reduserer restoljemettingen i disse områder. Dybden av disse områder behøver ikke å være særlig stor. Ca. 3-20 meter er i de fleste tilfeller tilstrekkelig. Denne reduksjon av restoljemettingen i områdene for injeksjons-brønnene skulle, i henhold til hva man idag vet, føre til tertiærjordoljeutvinning under anvendelse av tensider via mikroemulsjoner. Faktisk er der også i US-A-3 474 865, 3 467 188 og 3 718 187 beskrevet fremgangsmåter til behandling av injek-sj onsbrønner , hvor mikroemulsjoner eller miscellære dispersjo-ner, altså systemer bestående av olje, vandig oppløsning, tensid, kotensid og elektrolytter, anvendes. Denne problemløs-ning har imidlertid den ulempe at tensidmengdene til fremstilling av mikroemulsjonene vanligvis ligger relativt høyt. Dessuten avhenger faseforholdet av mikroemulsjoner i mange tilfeller av tensidkonsentrasjonen, som ved tiltagende frem-trengning av tensidoppløsningen i reservoaret avtar som følge av adsorpsjonsprosesser. Faseforholdet endrer seg tilsvarende fra III til II<+>(se G.J. Hirasaki et al., SPE 8825 (1980)), noe sorn for det meste fører til en sterk viskositetsøkning av dispersjonen, hvorved injektiviteten reduseres istedenfor å økes.
Overraskende er problemet ifølge oppfinnelsen blitt løst ved en fremgangsmåte til økning av injektiviteten i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannflømming ved injeksjon av en tensidoppløsning, -dispersjon eller -emulsjon i formasjons-eller flømmevann og eventuelt råolje i injeksjonsboringen,karakterisert vedat der som tensid anvendes et karboksymetylert oksetylat med formelen
hvor R er et lineært eller forgrenet alifatisk radikal med 6 - 20 karbonatomer, et monoalkylaromatisk radikal med 3-18 karbonatomer i alkylgruppen eller et di- eller oligoaromatisk radikal med 1 - 6 karbonatomer pr. alkylgruppe, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjedene utgjør 7-40 pr. molekyl, m er 0 - 20, n er 2 - 100, M er et alkali- eller jordalkalimetallion eller ammonium og karboksymetyleringsgraden er 10 - 100%, idet oksetylatet velges slik at faseinversjonstemperaturen for
systemet reservoarolje/formasjonsvann eller flømmevann/tensid/- eventuelle tilsetninger ligger minst 1 2°C over reservoartemperaturen.
Den tensidvæske som skal injiseres, har fortrinnsvis en konsentrasjon på 0,05 - 7 vektprosent regnet på den vandige fase. Størrelsen av den plugg av tensidvæske som skal injiseres, bør ligge på mellom 0,005 og 0,2 av porevolumet (PV).
Etter injeksjon av tensidpluggen blir der fortrinnsvis injisert formasjons- resp. flømmevann i reservoaret.
Som tilsetninger kan der anvendes andre anioniske tensider og/eller en- resp. flerverdige alkoholer eller alkyletere av flerverdige alkoholer.
Masseforholdet mellom tilsetninger og karboksymetylert oketylat ligger hensiktsmessig mellom 4:1 og 1:20.
I tilfelle av injeksjon av en emulsjon bør vann/olje-forholdet ligge mellom 20:1 og 1:2. Som olje bør der anvendes reservoarolje resp. blandinger eller råoljefraksjoner herav.
Faseinversjonstemperaturen av systemet reservoarolje/formasjonsvann eller flømmevann/tensid/eventuelle tilsetninger ligger hensiktsmessig på 12 - 140°C, fortrinnsvis 15 - 120°C, og spesielt 20 - 120°C over reservoartemperaturen.
Man har overraskende observert en sterk økning av injektiviteten ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen under betingelser som utelukker dannelse av en mikroemulsjon og gjør det nærliggende å anta at der foreligger en OV-makroemulsjon. De ovenfor nevnte ulemper ved mikroemulsjonen, nemlig de relativt høye tensidkonsentrasjoner og dermed høye kostnader, samt spesielt de vekslende faseforhold, kan elimineres ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
De karboksymetylerte oksetylater er tensider som er forenlige med vann med selv ekstremt høy totalsalinitet og tilsvarende jordalkaliionekonsentrasjon. Som beskrevet i US-A 4 457 373 og 4 478 281 kan de "skreddersys" for et bestemt reservoar for bruk til tensidflømming resp. micellær polymer-flømming. Kriteriet for tilpasningen av det karboksymetylerte oksetylat til det foreliggende reservoarsystem er den såkalte faseinversjonstemperatur (PIT). Dette er det temperaturområde hvor en vannekstern emulsjon bestående av reservoarolje, reservoarvann og tensid slår om i en oljeekstern emulsjon. Parallelle faseundersøkelser antyder at der ved PIT dannes en middelfase-mikroemulsjon. Hvis PIT for systemet råolje/formasjonsvann/tensid/eventuelle tilsetninger ligger på reservoartemperaturen eller inntil 10°C over denne, kan der - som fortreng-ningsforsøk på forskjellige reservoaroljer og -vann har vist - ventes en optimal virkning av tensidet med hensyn til oljemobilisering og oljebankdannelse.
Helt overraskende er her den observasjon at en fremragende økning av injektiviteter ved hjelp av karboksymetylerte oksetylater ikke opptrer i området for optimal oljemobilisering og oljebankdannelse, men ved vesentlig hydrofilere tensidinn-stillinger, dvs. ved temperaturforskjeller mellom PIT og reservoartemperaturen på klart over 10°C.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen består i at et bestemt volum av en oppløsning, dispersjon eller emulsjon av karboksymetylerte oketylater og eventuelle tilsetninger i formasjonsvann eller (hvis formasjonsvann ikke står til disposisjon) i flømme-vann injiseres i injeksjonsbrønnene i oljereservoaret enten før begynnelsen av vannf lømrningen eller på et hvilket som helst tidspunkt under vannflømrningen. Det karboksymetylerte oksetylat er på forhånd blitt slik tilpasset til reservoaret at PIT for systemet reservoarolje/formasjonsvann resp. eventuelt flømme-vann/tensid/eventuelle tilsetninger ligger minst 12°C, fortrinnsvis 15°C, over reservoartemperaturen. I tilfelle av et høyt gass/olje-forhold skal der ved disse målinger anvendes reservoarolje (Lebend-Lagerståttenol).
De karboksymetylerte oksetylater som skal anvendes ifølge oppfinnelsen har formelen
hvor R er et lineært eller forgrenet, mettet eller umettet alkylradikal med 6 - 20, fortrinnsvis 8-16, karbonatomer, et monoalkylaromatisk radikal med 3 - 18, fortrinnsvis 4 - 16, karbonatomer i alkylgruppen, eller et di- eller oligoalkyl-aromatisk radikal med 1 - 18 karbonatomer pr. alkylgruppe, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjedene utgjør 7 - 40 pr. molekyl, m er 0 - 20, fortrinnsvis 0 - 10, n er 2 - 100, fortrinnsvis 3 - 50, og M er et alkali- eller jordalkaliion eller ammonium.
De karboksymetylerte oksetylater kan fremstilles som angitt i DE-C-24 18 444 ved omsetning av oksetylater med formelen R-0(C2H40)nH eller R-0(C2H3(CH3)0)m(C2H40)nH med et salt av kloreddiksyre i nærvær av alkalihydroksid eller andre baser. Også andre fremstillingsmåter kan imidlertid anvendes.
Som alkoholer hvis oksetylater ligger til grunn for karboksymetylåtene, kan der f.eks. anvendes: Heksylalkohol, oktylalkohol, nonylalkohol, decylalkohol, undecylalkohol, lauryl-, tridecyl-, myristyl-, palmityl- og stearylalkohol, men også umettede alkoholer såsom oleylalkohol. Alkylkjeden kan herunder være rett eller forgrenet. Som alkyl-fenoler kan der f.eks. anvendes propylfenol, butylfenol, pentylfenol, heksylfenol, oktylfenol, nonylfenol, decylfenol, undecylfenol, dodecylfenol, tridecylfenol, cetylfenol og de tilsvarende dialkylfenoler såsom 2-metyl-4-tridecylfenol, 2-dodecyl-4-etylfenol, dinonylfenol etc. Alkylkjeden kan være rett eller forgrenet. Det er også mulig å anvende trialkylfenoler såsom tri-n-butylfenol, tri-t-butylfenol eller dimetylnonylfenol eller tetraalkylfenoler såsom tetrabutylfenol. Oksetyleringen kan gjennomføres i nærvær av katalytiske mengder alkalihydroksid med 0-20, fortrinnsvis 0 - 10, og spesielt 1 - 20 mol propen-oksid pr. mol hydroksylforbindelse og deretter med 2 - 100, fortrinnsvis 3-50, spesielt 4-30 mol etenoksid pr. mol hydroksylforbindelse. De således dannede oksetylater er homolog-blandinger. Ved egnet utførelse av fremgangsmåten kan den etterfølgende karboksymetylering være fullstendig, slik at de karboksymetylerte oksetylater er rene anioniske tensider. Ved ikke fullstendig karboksymetylering vil produktene alternativt inneholde mer eller mindre store mengder ikke omsatt oksetylat. Med formelen R-0(C3H60)m(C2H40)nCH2COOM menes derfor ofte en blanding med forskjellige mengder av ikke omsatt oksetylat. I henhold til dette kan der fastlegges en karboksymetyleringsgrad. Det har vist seg at blandinger med en karboksymetyleringsgrad på mellom 10 og 100%, fortrinnsvis mellom 50 og 100% og helst mellom 70 og 100%, er meget effektive.
Av hensyn til høyere effektivitet kan det være hensiktsmessig å tilsette andre anioniske tensider til oppløsningen, dispersjonen eller emulsjonen av de karboksymetylerte oksetylater. Spesielt kommer her på tale kommersielt tilgjengelige monoalkylbenzensulfonater med 6-18, fortrinnsvis 8-14, karbonatomer i den eventuelt forgrenede alkylkjede eller di-resp. trialkylbenzensulfonater med 1 - 16 karbonatomer pr. eventuelt forgrenet alkylkjede, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjeden utgjør 8 - 25, fortrinnsvis 10 - 20, pr. molekyl. Likeledes kommer alkansulfonater med 8-22, fortrinnsvis 10 - 8, karbonatomer pr. molekyl i betraktning. Det samme gjelder alkylsulfonater med 8-20 karbonatomer pr. molekyl, alkanoletersulfater med det samme antall karbonatomer i alkylgruppen og en etoksyleringsgrad på 1 - 10 mol etenoksid pr. mol og alkylaryletersulfater med 6-14 karbonatomer i alkylkjeden, samt en oksetyleringsgrad på 1 - 10 mol etenoksid pr. mol.
Masseforholdet mellom karboksymetylerte oksetylater og tilsatt anionisk tensid kan ligge på mellom 1:4 og 20:1, fortrinnsvis mellom 1:2 og 10:1.
Det kan videre være hensiktsmessig å tilsette tensidet samoppløsningsmidler i form av enverdige eller flerverdige alkoholer eller alkyletere av flerverdige alkoholer, idet masseforholdet mellom karboksymetylerte oksetylater og samopp-løsningsmiddel ligger mellom 1:4 og 20:1, fortrinnsvis mellom 1:4 og 10:1. Egnede samoppløsningsmidler resp. kotensider er enverdige alkoholer med 3 til 8 karbonatomer pr. molekyl såsom propanolisomerer, butanolisomerer, pentanolisomerer etc. eller flerverdige alkoholer med 3-8 C-atomer pr. molekyl såsom propandiol, butandiol, pentandiol, etc. eller alkyletere av flerverdige alkoholer såsom etenglykolmonoetyleter, etenglykol-monoisopropyleter, etenglykolmonobutyleter, dietenglykolmono-butyleter etc.
Endelig kan det av hensyn til lavere tensidadsorpsjon resp. -retensjon være hensiktsmessig å injisere den virksomme tensidvæske i form av en emulsjon. Da PIT for systemet reservoarolje, formasjonsvann resp. flømmevann, tensid og eventuelle tilsetninger i henhold til oppfinnelsen skal ligge minst 12°C høyere enn reservoartemperaturen, som nesten alltid ligger over 20°C og for det meste sågar over 30°C, bør emulsjonen være vannekstern. Som olje kan man anvende den foreliggende reservoarolj e eller oljen fra et annet reservoar eller råoljeblan-dinger eller råoljefraksjoner. Hvis der anvendes en annen olje enn reservoaroljen, må man passe på at PIT for den emulsjon som skal injiseres, stemmer noenlunde overens med PIT for reservoar- systemet. Forholdet mellom vann og olje kan ligge mellom 20:1 og 1 :2.
De effektive mengder som skal injiseres i injeksjonsbrøn-nen, dvs. volumet og konsentrasjonen av de karboksymetylerte oksetylater og eventuelle tilsetningsstoffer, bestemmes fremfor alt av mektigheten og porevolumet av oljebæreren. Videre er de arealer i umiddelbar nærhet av injeksjonsbrønnene som skal befris for restolje, avgjørende. Vanligvis er det tilstrekkelig å behandle injeksjonsområdet inntil en avstand på ca. 3 - 20 meter fra injeksjonsbrønnene. Høyere effektive mengder kan være nyttige, men medfører også høyere kostnader. Der skal derfor injiseres en oppløsningsmengde av det effektive stoff på mellom 0,005 og 0,2 PV. Tensidkonsentrasjonen bør ligge på 0,05 - 7%. Injektivitetsprøver på modellformasjoner har vist at der ved anvendelse av samme mengde virksomt stoff fås bedre resultater ved bruk av større volumer og lavere konsentrasjoner enn omvendt.
Etter laboratoriemessig tilpasning av tensidsystemet til de foreliggende reservoarbetingelser ved hjelp av PIT-rnåling og reservoarmessige overveielser med hensyn til mengder, konsentrasjon og volum av tensidsystemet blir oppløsningen av det virksomme stoff injisert i injeksjonssonene ved hjelp av pumper. Deretter blir vannflømmingsprosessen startet resp. gjenopptatt.
De etterfølgende eksempler belyser fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. De består av injeksjonsforsøk enten i sandfyllin-ger eller i sandstenborkjerner som laboratoriemessig modulfor-masj oner for oljebærerens injeksjonssone. I tilfelle av sandfyl-linger ble der til dels tilsatt 5% kaolin (Bolus Alba, spesifikk overflate 14,5 m^/g) for studium av innflytelsen av en leirholdig formasjon på prosessen.
Til fremstilling av sandfyllingen ble et termostatiserbart stålrør som hadde en lengde på 70 cm og en diameter på 5 cm forsynt med temperaturmåleinnretning og manometer samt var lukkbart i begge ender ved gjengekapper med kapillarinngang og trykkholdeventilutgang, fylt med kantavrundet kvartssand. Deretter ble sandfyllingen ved hjelp av en membranpumpe fuktet med saltvann og bragt på den ønskede temperatur ved hjelp av en termostat. Ved hjelp av trykkfølere ble permeabiliteten av fyllingen bestemt. Deretter ble der mettet med en modellolje (n- dekan eller råolje), idet heftvanninnholdet samtidig lot seg bestemme.
Deretter ble der injisert saltvann med en hastighet på ca. 5 m/d inntil der innstilte seg en over lengre tid (ca. 0,5 PV) konstant utvanningsgrad på 98 - 100% samt en konstant trykkgradient. Svarende til flømmehastigheten Q-\ble der herunder registrert en trykkgradient Ap-|. Etter denne vannflømming ble oppløsningen eller dispersjonen av det virksomme stoff injisert. Dens konsentrasjon utgjorde 0,4 - 0,5% og dens volum 2 - 3 PV svarende til den idé at modellformasjonen ikke representerer hele porerommet mellom injeksjons- og produksjonsbrønnen, men bare den første del av injeksjonssonen. I mange tilfeller ble der allerede etter kort injeksjonstid observert en sterk reduksjon av trykkgradienten ved konstant injeksjonshastighet, eller den sistnevnte kunne økes kraftig uten at trykkgradienten økte. Deretter ble ytterligere saltvann injisert. Under stasjo-nære betingelser ble nå trykkgradienten A p2 registrert ved en flømmehastighet Q2. Et mål for injektivitetsøkningen er den størrelse f som kan bestemmes av måledataene som følger:
Hvis f er større enn 1, foreligger der en injektivitetsøkning. Hvis f er mindre enn 1, blir injektiviteten dårligere.
Til fremstilling av modellformasjoner av konsolidert bergart, ble sylindriske borkjerner av sandstein fra Bentheim med en lengde på 50 cm og en diameter på 8 cm innleiret i epoksidharpiks. Porevolumene utgjorde ca. 600 ml. Tempereringen av de i harpiks innleirede kjerner fant sted ved hjelp av et åpent temperaturbad. Forøvrig forelå der ingen forskjeller ved bruk av disse modellformasjoner sammenlignet med sandfyllingene.
Eksempler 1 - 15
I følgende tabell er 12 eksempler ifølge oppfinnelsen og to sammenligningseksempler sammenstilt. Man anvendte følgende stoffer:
Oljer:
D n-dekan, 96%
M 40° API-råolje
(66% alkaliske, 20% nafteniske og 13% aromatiske hydrokarboner)
*l 20°c: 1 i2 mPa.s;A 33° API-råolje;(70% alkaliske, 11% nafteniske og 18% aromatiske hydrokarboner) ;<*>)20oC: 10 mPa.s
Saltvann:
M formasjonsvann
(5,5% Na+, 1,2% Ca<++>, 0,23% Mg<++>, 0,05% K<+>,
11 ,3% Cl")
S syntetisk sjøvann
(1,12% Na<+>, 0,035% K<+>, 0,047% Ca<++>, 0,133% Mg<++>,
2,02% Cl", 0,27% S04<2->)
L formasjonsvann
(3,6% Na<+>, 0,15% K<+>, 0,26% Ca<++>, 0,11% Mg<2+>,
5,78% Cl")
Tensider:
A karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt
med 5,9 mol EO pr. mol og karboksymetyleringsgrad 1 00% 3 karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med 5,5 mol EO pr. mol og karboksymetyleringsgrad
98%
C karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med 6,3 mol EO pr. rnol og karboksymetyleringsgrad 100%
D karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med 3,6 mol EO pr. mol og karboksymetyleringsgrad 80%,
tertiærbutanol som kotensid, tensid/kotensid-forhold 1:4
E karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med 3,9 mol EO pr. mol og karboksymetyleringsgrad
86%
F karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med 4,4 mol EO pr. mol og karboksymetyleringsgrad 90%
G karboksymetylert nonylfenolblokkpropoksyok-setylat-natriumsalt med 8 mol PO pr. mol og 3,5 mol EO pr. mol samt karboksymetyleringsgrad 71%
H karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med 3,9 mol EO pr. mol og karboksymetyleringsgrad 90%
I karboksymetylert alfoll 213-oksetylat med 3 mol EO
pr. mol og karboksymetyleringsgrad 90%
K karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med 4,7 mol EO pr. mol og karboksymetyleringsgrad 95%
L karboksymetylert nonylfenoloksetylat-natriumsalt med 6 mol EO pr. mol og karboksymetyleringsgrad 85%.
Som det fremgår av eksemplene ifølge oppfinnelsen, fåes der en sterk økning i injektiviteten ved bruk av fremgangsmåten ifølge kravene.
Claims (8)
1. Fremgangsmåte til økning av injektiviteten av injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannflømming ved injeksjon av en oppløsning, dispersjon eller emulsjon av et tensid i formasjons-eller flømmevann og eventuelt råolje i injeksjonsboringen, karakterisert ved at der som tensid anvendes et karboksymetylert oksetylat med formelen
R - 0 (C3H6 0)m (C2 H4 0)n CH2 COOM,
hvor R er et lineært eller forgrenet alifatisk radikal med 6-20 karbonatomer, et monoalkylaromatisk radikal med 3-13 karbonatomer i alkylgruppen eller et di- eller oligoalkyl-aromatisk radikal med 1 - 16 karbonatomer pr. alkylgruppe, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjedene utgjør 7-40 pr. molekyl, m er 0 - 20, n er 2 - 100, M er et alkali- eller jordalkalimetallion eller ammonium og karboksymetyleringsgraden er 10 - 100%, idet oksetylatet velges slik at faseinversjonstemperaturen for systemet reservoarolje/formasjonsvann eller flømmevann/tensid/eventuelle tilsetninger ligger minst 12°C over reservoartemperaturen.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at der for injeksjonen benyttes en tensidvæske med en konsentrasjon på 0,05 - 7%.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at der injiseres en plugg av tensidvæske med en størrelse på 0,005 - 0,2 PV.
4. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der etter injeksjonen av tensidpluggen injiseres formasjons- eller flømmevann i reservoaret.
5. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der som tilsetninger anvendes andre anioniske tensider og/eller en- resp. flerverdige alkoholer resp. alkyletere av flerverdige alkoholer.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, karakterisert ved at tilsetningene anvendes i et mengdeforhold til karboksymetylert oksetylat på mellom 4:1 og 1 :20.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at der i tilfelle av en emulsjon anvendes et vann/olje-forhold på mellom 20:1 og 1:2.
8. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at oksetylatet velges slik at faseinversjonsternperaturen for systemet reservoarolj e/f orma-sj onsvann eller flømmevann/tensid/eventuelle tilsetninger ligger 15 - 120°C over reservoartemperaturen.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE19853531214 DE3531214A1 (de) | 1985-08-31 | 1985-08-31 | Verfahren zur injektivitaetserhoehung von einpressbohrungen bei der oelfoerderung mittels wasserfluten |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO861261L true NO861261L (no) | 1987-03-02 |
Family
ID=6279882
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO861261A NO861261L (no) | 1985-08-31 | 1986-03-26 | Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming. |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4705110A (no) |
| EP (1) | EP0213321B1 (no) |
| AT (1) | ATE46388T1 (no) |
| CA (1) | CA1262820A (no) |
| DE (2) | DE3531214A1 (no) |
| NO (1) | NO861261L (no) |
Families Citing this family (12)
| 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 |
| US4886120A (en) * | 1989-02-01 | 1989-12-12 | Conoco Inc. | Process for secondary oil recovery utilizing propoxylated ethoxylated surfactants in seawater |
| WO1998018882A1 (de) * | 1996-10-30 | 1998-05-07 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Verfahren zur erleichterten entsorgung von arbeitsmitteln auf basis von w/o-invert-emulsionen |
| TW354352B (en) * | 1996-10-30 | 1999-03-11 | Henkel Kgaa | A process for easier cleaning on the basis of water/oil inversion emulifier |
| US6022833A (en) * | 1996-10-30 | 2000-02-08 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Multicomponent mixtures for use in geological exploration |
| DE19643840A1 (de) * | 1996-10-30 | 1998-05-07 | Henkel Kgaa | Verbesserte Mehrkomponentengemische für den Erdreichaufschluß |
| DE19647565A1 (de) | 1996-11-18 | 1998-05-20 | Henkel Kgaa | Mehrphasige Schmiermittelkonzentrate für den Einsatz in wasserbasierten Systemen aus dem Bereich der Erdreicherbohrung |
| US7186673B2 (en) * | 2000-04-25 | 2007-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same |
| CA2470440A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized oil-in-water emulsion and a method for preparing same |
| US7338924B2 (en) | 2002-05-02 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Oil-in-water-in-oil emulsion |
| WO2007078379A2 (en) | 2005-12-22 | 2007-07-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of oil recovery using a foamy oil-external emulsion |
| EP3221417B2 (de) | 2014-11-18 | 2025-12-10 | Basf Se | Verfahren zur erdölförderung |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2978409A (en) * | 1957-07-09 | 1961-04-04 | Rohm & Haas | Composition and method for the elimination of water-block in oil wells |
| US3016351A (en) * | 1959-10-30 | 1962-01-09 | Gen Aniline & Film Corp | Process for improving secondary oil recovery |
| US3346047A (en) * | 1965-08-19 | 1967-10-10 | Mobil Oil Corp | Multistage waterflood |
| US4165785A (en) * | 1977-12-22 | 1979-08-28 | Texaco Inc. | Surfactant water flooding oil recovery process |
| US4293428A (en) * | 1978-01-18 | 1981-10-06 | Exxon Production Research Company | Propoxylated ethoxylated surfactants and method of recovering oil therewith |
| US4212748A (en) * | 1978-05-26 | 1980-07-15 | Conoco, Inc. | Polymer flood filtration improvement |
| ATE4468T1 (de) * | 1980-09-10 | 1983-09-15 | Chemische Werke Huels Ag | Verfahren zur gewinnung von oel aus einer unterirdischen lagerstaette. |
| DE3105912C1 (de) * | 1981-02-18 | 1982-09-30 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von OEl aus einer unterirdischen Lagerstaette |
| DE3208206A1 (de) * | 1982-03-06 | 1983-09-08 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur gewinnung von oel aus einer unterirdischen lagerstaette |
| DE3033927C2 (de) * | 1980-09-10 | 1982-09-09 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von weitgehend emulsionsfreiem Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| DE3105913C2 (de) * | 1981-02-18 | 1983-10-27 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten |
| US4406798A (en) * | 1981-08-24 | 1983-09-27 | Pfizer Inc. | Surfactant enhanced injectivity of xanthan mobility control solutions for tertiary oil recovery |
| EP0073894B1 (de) * | 1981-09-01 | 1986-01-29 | Hüls Aktiengesellschaft | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| DE3307712A1 (de) * | 1983-03-04 | 1984-09-06 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur gewinnung von oel aus speichergestein |
-
1985
- 1985-08-31 DE DE19853531214 patent/DE3531214A1/de not_active Withdrawn
-
1986
- 1986-03-26 NO NO861261A patent/NO861261L/no unknown
- 1986-07-03 AT AT86109080T patent/ATE46388T1/de not_active IP Right Cessation
- 1986-07-03 DE DE8686109080T patent/DE3665621D1/de not_active Expired
- 1986-07-03 EP EP86109080A patent/EP0213321B1/de not_active Expired
- 1986-08-29 CA CA000517165A patent/CA1262820A/en not_active Expired
- 1986-08-29 US US06/901,702 patent/US4705110A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ATE46388T1 (de) | 1989-09-15 |
| EP0213321B1 (de) | 1989-09-13 |
| US4705110A (en) | 1987-11-10 |
| DE3665621D1 (en) | 1989-10-19 |
| CA1262820A (en) | 1989-11-14 |
| DE3531214A1 (de) | 1987-03-05 |
| EP0213321A2 (de) | 1987-03-11 |
| EP0213321A3 (en) | 1987-11-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4457373A (en) | Process for oil recovery from subterranean deposits by emulsion flooding | |
| CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| NO861263L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra underjordiske reservoarer. | |
| RU2453690C2 (ru) | Способ обработки углеводородной формации | |
| EP0566394B1 (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US5095989A (en) | Microemulsion method for improving the injectivity of a well | |
| US4985154A (en) | Process for the extraction of crude oil from an underground deposite using surfactants | |
| US4485873A (en) | Process for oil recovery from a subterranean reservoir | |
| NO861261L (no) | Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming. | |
| CN112724954B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| US4582138A (en) | Method for oil recovery from reservoir rock formations | |
| Azdarpour et al. | The effects of polymer and surfactant on polymer enhanced foam stability | |
| US4184549A (en) | High conformance oil recovery process | |
| US4159037A (en) | High conformance oil recovery process | |
| US4192382A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| US4271906A (en) | Oil recovery method employing alternate slugs of surfactant and fresh water solution of sacrificial agent | |
| NO830760L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av tilnaermelsesvis emulsjonsfri olje fra et underjordisk reservoar | |
| US4161983A (en) | High conformance oil recovery process | |
| US4160480A (en) | High conformance oil recovery process | |
| US11999902B1 (en) | Chemical enhanced hydrocarbon recovery | |
| US4438814A (en) | Oil recovery method employing alternate slugs of surfactant and fresh water | |
| NO875424L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. | |
| US4161982A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| US4343711A (en) | Surfactant fluid suitable for use in waterflood oil recovery method | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process |