NO875424L - Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. - Google Patents
Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming.Info
- Publication number
- NO875424L NO875424L NO875424A NO875424A NO875424L NO 875424 L NO875424 L NO 875424L NO 875424 A NO875424 A NO 875424A NO 875424 A NO875424 A NO 875424A NO 875424 L NO875424 L NO 875424L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- surfactant
- carbon atoms
- stated
- oil
- sulfonate
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 50
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 17
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 12
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 8
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 6
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- -1 alkane sulphonate Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 5
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 4
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 claims description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-M benzenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 33
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 6
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 5
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 5
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 4
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 4
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 4-nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002152 alkylating effect Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-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
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical class CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical class CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N butane-1,1-diol Chemical compound CCCC(O)O CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 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
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- CCGKOQOJPYTBIH-UHFFFAOYSA-N ethenone Chemical compound C=C=O CCGKOQOJPYTBIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical class CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ACCCMOQWYVYDOT-UHFFFAOYSA-N hexane-1,1-diol Chemical compound CCCCCC(O)O ACCCMOQWYVYDOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- OEIJHBUUFURJLI-UHFFFAOYSA-N octane-1,8-diol Chemical compound OCCCCCCCCO OEIJHBUUFURJLI-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
- 239000000123 paper Substances 0.000 description 1
- UWJJYHHHVWZFEP-UHFFFAOYSA-N pentane-1,1-diol Chemical compound CCCCC(O)O UWJJYHHHVWZFEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical class CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ULWHHBHJGPPBCO-UHFFFAOYSA-N propane-1,1-diol Chemical compound CCC(O)O ULWHHBHJGPPBCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 230000015227 regulation of liquid surface tension Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005496 tempering Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
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)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
Ved utvinning av olje fra reservoarbergarter (Speichergestein) lykkes det vanligvis bare å utvinne en brøkdel av den opprinne-lig foreliggende olje ved primære utvinningsmetoder. Ved disse kommer oljen opp til jordoverflaten som følge av det naturlige reservoartrykk. Ved sekundær oljeutvinning blir vanligvis vann presset inn i en eller flere injeksjonsboringer i formasjonen og oljen drevet mot en eller flere produksjonsbrønner og dermed bragt til jordoverflaten. Denne såkalte vannflømming som sekundær-forholdsregel er relativt billig og anvendes tilsvarende hyppig, men fører i mange tilfeller bare til en liten økning av oljeutvinningen fra reservoaret.
En virksom fortregning av oljen som er dyrere, men samfunns-økonomisk nødvendig i lys av den fremtidige oljeknapphet, er mulig ved hjelp av tertiære forholdsregler. Dette er fremgangsmåter hvor enten viskositeten av oljen reduseres og/eller viskositeten av det etterflømmende vann økes og/eller grenseflatespenningen mellom vann og olje reduseres.
De fleste av disse prosesser kan karakteriseres enten som oppløsnings- eller blandingsflømming, termiske oljeutvinnings-prosesser, tensid- eller polymerflømming eller som en kombina-sjon av flere av disse fremgangsmåter.
Termiske utvinningsprosesser omfatter en injisering av damp eller varmt vann eller finner sted som forbrenning under jorden. Oppløsnings- eller blandingsprosesser består i injisering av et oppløsningsmiddel for jordoljen i reservoaret, idet jordoljen kan være en gass og/eller en væske.
Ved tensidflømming skiller man alt etter tensidkonsentrasjonen og eventuelt tensidtypen og tilsetninger mellom tensidunderstøt-tet vannflømming (en fremgangsmåte som kan tjene til effektivi-tetsøkning av injeksjonsboringer eller utgjør en såkalt "Low-tension-prosess"), micellærflømming og emulsjonsflømming. Virkningen av tensidflømmingen beror i første rekke på en sterk reduksjon av grenseflatespenningen mellom olje og flømmevann. Videre er fuktbarheten av bergartens overflate samt mobilitets- forholdene av stor betydning. Gunstige mobilitetsforhold mellom olje og vann oppnås ved hjelp av polymerer.
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte til utvinning av olje ved tensidflømming resp. micellær-polymerflømming i reservoarer med midlere til høy salinitet.
Helt spesielt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte for reservoarer som beherskes av sterke temperatursvingninger eller en temperaturgradient.
Da temperaturen i reservoarbergarten bestemmes hovedsakelig av varmestrømmen fra det indre av jorden til overflateområdet, beror ikke-konstante temperaturer enten på sterk skråstilling av reservoaret (Lagerståttenneigungen) eller på et inngrep i det som hender i naturen. Et slikt inngrep er f.eks. også injeksjon av vann under vannflømmingen. Langvarig vannflømming, spesielt av høytemperatur-reservoarer, fører vanligvis til at der fås en sterk temperaturgradient. Særlig utpreget er dette i høytempera-turreservoarer på havbunnen som flømmes med kaldt sjøvann, noe som fører til en sterk avkjøling rundt injeksjonssonene. Således er der for eksempel i reservoarer i Nordsjøområdet kjent temperaturspenn på mellom ca. 1 0 °C nær injeksjonssonden og ca. 100°C i fjernereliggende områder.
En tensidflømmefremgangsmåte skal imidlertid så vidt mulig være optimalt virksom i hele temperaturområdet. Dette forutsetter naturligvis at tensidet er stabilt i lang tid under reservoarbetingelsene.
Et ytterligere problem med tensidflømming består i at mange egnede tensider, f.eks. den store gruppe av alkyl- og alkyl-arylsulfonater, har en lav toleransegrense overfor saliniteten av reservoarvannet. Spesielt utpreget er ømfintligheten av disse tensider overfor jordalkalioner. Nå har mange reservoarvann høy salinitet. En betraktelig del av de nordamerikanske lettolje-reservoarer har saliniteter på rundt 100.000 ppm og mer, samtidig som innholdet av oppløste jordalkalioner som regel er betydelig. Også det sjøvann som for sekundærformål ofte injise res i reservoarer under sjøbunnen, oppviser med en TDS-verdi på ca. 36.000 ppm og jordalkalioner på ca. 2.000 ppm en salinitet som ligger langt over den grense som de vanlige sulfonater tåler.
Typiske tensider som er tolerante overfor selv ekstremt høye totalsaliniteter og tilsvarende jordalkalikonsentrasjoner og kan mobilisere olje meget effektivt, er f.eks. karboksymetylerte oksetylater (se US-PS 4.478.281, 4.457.373 og 4.582.138). Dette forutsetter dog at de skreddersys for betingelsene i det foreliggende reservoar (salinitet, oljekarakter, temperatur etc). Relativt små avvik av den lokale reservoartemperatur fra en middelverdi har ingen sterk innflytelse på tensideffektivite-ten. Sterke temperaturgradienter med temperaturspenn mellom 10 og 100°C reduserer imidlertid virkningen drastisk.
Hvis derimot de karboksymetylerte oksetylater kombineres med de relativt hydrofobe alkyl-, alkylaryl- eller dialkylarylsulfona-ter, får man tensidsystemer som i nærvær av egnede samoppløs-ningsmidler effektivt kan mobilisere olje over vide temperaturområder, f.eks. mellom 10 og 100°C. Denne nylig observerte egenskap lar seg til en viss grad forstå hvis man tar hensyn til oppløseligheten av de to tensidgrupper i avhengighet av temperaturen. De tilsvarende koeffisienter forholder seg nemlig overveiende motsatt, slik at tensidaktiviteten over brede temperaturområder til en viss grad blir utlignet, noe som i mellomtiden også grenseflatespenningsmålinger i avhengighet av temperaturen har vist.
Fullstendig overraskende er det nå blitt observert at den oppgave å skaffe en tensidflømming av oljereservoarer med meget forskjellige temperaturer kan løses enda mere økonomisk ved en fremgangsmåte til økt utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar som er gjennomboret av minst én injeksjonsboring og minst én produksjonsbrønn, ved injisering av en oppløsning eller dispersjon av en blanding av minst to sulfonater, idet fremgangsmåten erkarakterisert vedat der benyttes sulfonater hvis oppløselighet er forskjellig, idet man fra det lettere oppløse-lige sulfonat så vidt kan fremstille en 4 vektprosents oppløs- ning ved tilsetning av 3-11 vektprosent butylglykol eller 2-8 vektprosent butyldiglykol i syntetisk sjøvann ved værelsetemperatur, mens man fra det tyngre oppløselige sulfonat først så vidt kan fremstille en 4 vektprosents oppløsning ved tilsetning av 20-60 vektprosent butylglykol eller 16-40 vektprosent butyldiglykol i syntetisk sjøvann ved værelsetemperatur.
Forutsetningen for effektiviteten av sulfonatblandingen er den riktignok temperaturmessig likeartede, men likevel meget forskjellige oppløselighet av de to sulfonater i det angjeldende reservoarvann i nærvær av samoppløsningsmiddelet.
Det lettere oppløselig tensid kan være et monoalkylbenzensulfonat med 5-13 karbonatomer i den eventuelt forgrenede alkylkjede, et di- eller trialkylbenzensulfonat med 1-10 karbonatomer i alkylkjeden, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjedene er 5-11 pr. molekyl, eller et alkansulfonat med 8-18 karbonatomer pr. molekyl.
Det tyngre oppløselige sulfonat kan være et monoalkylbenzensulfonat med 14-20 karbonatomer i alkylkjeden, et di- eller oligoalkylbenzensulfonat med 1-20 karbonatomer pr. alkylkjede, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjedene er 12-30, et petroleumsulfonat eller et alkansulfonat med 19-26 C-atomer pr. molekyl. Den sulfidoppløsning eller -dispersjon som skal injiseres, har hensiktsmessig en konsentrasjon på 0,1-20%.
Pluggstørrelsen av de tensidholdige væsker skal utgjøre 0,01-2 porevolum (PV).
Forholdet mellom massen av det lettere oppløselige sulfonat og massen av det tyngre oppløselige sulfonat ligger på mellom 5:1 og 1:3 .
Etter injeksjon av tensidpluggen blir fortrinnsvis formasjons-eller flømmevann injisert i reservoaret, idet formasjons- eller flømmevannet hensiktsmessig inneholder en vannoppløselig, viskositetsøkende polymer.
Fortrinnsvis får tensidblandingen tilsatt et samoppløsnings-middel i et forhold på mellom 1:4 og 4:1.
Som samoppløsningsmiddel blir der anvendt en- eller flerverdige alkoholer eller alkyletere av flerverdige alkoholer.
I henhold til oppfinnelsen anvendes der altså lettere oppløse-lige sulfonater, dvs. sulfonater som er oppløselige i reservoarvannet i nærvær av forholdsvis små mengder samoppløsningsmiddel i blanding med et tyngre oppløselig sulfonat, dvs. et sulfonat som langt på vei er uoppløselig (oppløsningsgrense ca. 1000 ppm) i den angjeldende blanding av reservoarvann og samoppløs-ningsmiddel. De nødvendige mengder av det samoppløsningsmiddel som benyttes til oppløsning av det lettere oppløselige sulfonat, avhenger naturligvis av arten av samoppløsningsmiddelet, noe som f.eks. er vist i forbindelse med monoalkyleteren av glykol resp. diglykol i tabell 1.
De lettere resp. tyngre oppløselige sulfonattyper som skal benyttes i blanding ifølge oppfinnelsen, skal således være definert gjennom tabell 1.
Det lettere oppløselige sulfonat kan være et monoalkylbenzensulfonat med 5-13, fortrinnsvis 7-12, karbonatomer i alkylkjeden, et di- resp. trialkylbenzensulfonat med 1-10, fortrinnsvis 3-10, karbonatomer i alkylkjedene, idet det samlede antall C-atomer i alkylkjedene er 5-11, fortrinnsvis 6-11, pr. molekyl, eller et alkansulfonat med 8-18 C-atomer pr. molekyl.
Man kan også anvende blandinger av mono- og/eller di- og/eller oligoalkylbenzensulfonater. Slike sulfonater kan fremstilles ved alkylering av benzen, f.eks. med lineære eller forgrenede alkener, i nærvær av egnede alkyleringskatalysatorer og etter-følgende sulfonering. Også alkansulfonater med 8-18, fortrinnsvis 10-17, C-atomer pr. molekyl, f.eks. slike som kan fremstilles ved sulfoksidasjon av alkaner, er også egnet som lettere oppløselige sulfonater.
Egnede tyngre oppløselige sulfonater er monoalkylbenzensulfona-ter med 4-20, fortrinnsvis 14-18, C-atomer i den eventuelt forgrenede alkylkjede eller di- eller oligoalkylbenzensulfonater med 1-20 C-atomer pr. eventuelt forgrenet alkylkjede, samtidig som det samlede antall C-atomer i alkylkjedene utgjør 12-30, fortrinnsvis 14-24, pr. molekyl. Der kan også anvendes blandinger av mono- og/eller di- og/eller oligoalkylsulfonater. Slike sulfonater kan fremstilles ved alkylering av benzen som beskrevet ovenfor.
Som hydrofob tensidkomponent er likeledes alkansulfonater med 19-26, fortrinnsvis 19-24, C-atomer egnet, slik de f.eks. fås ved sulfoksidasjon av alkaner. De fra oljeskiktet utvundne petroleumsulfonater er likeledes egnet.
I mange forsøk har det vist seg at en tilsetning av kotensider er fordelaktig. I mange tilfeller, særlig i nærvær av reservoarvann med høyere innhold av jordalkaliioner, er anvendelsen av kotensider nødvendig. Egnede kotensider er enverdige alkoholer med 3-7 C-atomer pr. molekyl, f.eks. propanolisomerer, butanol-isomerer, pentanolisomerer, heksanolisomerer etc, eller flerverdige alkoholer med 3-10, fortrinnsvis 3-7, C-atomer pr. molekyl såsom propandiol, butandiol, pentandiol, heksandiol, oktandiol etc. Egnet er også blandingen av de to kotensidtyper. Alkyletere av flerverdige alkoholer med 2-8 C-atomer såsom etenglykol-monoetyleter, etenglykol-monoisopropyleter, etenglykol-monobutyleter, dietenglykol-monobutyleter etc. har vist seg særlig egnet.
Tensid- resp. tensid/kotensid-blandingene ifølge oppfinnelsen må tilpasses betingelsene i det respektive reservoarsystern. Kritiske størrelser er herunder bestanddelene av reservoarvannet og, hvis dette ikke blir reinjisert, også sammensetningen av flømmevannet, videre karakteren av reservoaroljen, temperaturen resp. temperaturområdet i reservoaret og eventuelt sammensetningen av gassfasen og reservoartrykket. For-forsøk for tilpasning av tensidsystemet til reservoarbetingelsene er fra litteraturen kjente faseundersøkelser f.eks. i form av et fasevolumdiagram (se H. Kraft, G. Puch, SPE/DOE-Paper 10714), idet volumene for den øvre, midlere og nedre fase fastlegges i avhengighet av temperaturen, tensidkonsentrasjonen og olje/vann-forholdet på en blanding av reservoaraolje, reservoarvann resp. flømmevann og tensid resp. tensid/kotensid. Det er ønskelig med en slik tensid- resp. kotensidkombinasjon som fører til et tilnærmelsesvis temperaturuavhengig faseforhold med utpreget dannelse av en midtfase-mikroemulsjon. Et slikt funn alene er imidlertid ikke tilstrekkelig. Således har undersøkelser på systemet dekan/- sjøvann i nærvær av alkylbenzensulfonat/nonylfenoloksetylater/i-butanol riktignok oppvist det ønskede tilnærmelsesvis tempera-turuavhengige faseforhold, men ikke den parallelt hermed i flømmeforsøk undersøkte oljeutvinning. Videre nødvendige forundersøkelser for tilpasning av tensidsystemet til reservoaret som umiddelbart viser systemets effektivitet, består derfor i lineære fortrengningsforsøk på modellformasjoner av sandsten eller sand, såkalte flømmeforsøk, slik det er beskrevet i eksemplene. Til forskjell fra faseundersøkelsene, hvor man betrakter en likevektstilstand som knapt kan realiseres under tensidflømmingen, tar fortrengningsforsøkene hensyn til de ulikevektsprosesser som i virkeligheten ofte finner sted i reservoaret, samt tensidtilbakeholdelsen.
Flømmeforsøk, som så vidt mulig utføres på originalborkjerne-materiale og så langt det er nødvendig også under reservoar-betingelser, tjener til en laboratoriemessig optimering av tensid- resp. tensid/kotensid-systemet med hensyn til væske-formen av det virksomme stoff (oppløsning, dispersjon eller emulsjon) og dettes konsentrasjon og volum samt med hensyn til arten, konsentrasjonen og volumet av den polymeroppløsning som
anvendes som mobilitetsbuffer.
På grunnlag av disse for-forsøk blir tensidoppløsningen eller -dispersjonen ført inn i reservoaret ved hjelp av injeksjons-pumper. Dette finner i alminnelighet sted i form av plugger, dvs. snevert begrensede volumer på 0,01-2 PV (PV = porevolum av reservoaret), fortrinnsvis 0,02-1,2 PV. Størrelsen av tensidpluggen retter seg etter tensidkonsentrasjonen og økonomiske hensyn. Vanligvis ligger tensidkonsentrasjonen på mellom 0,1 og 20%, fortrinnsvis mellom 1,2 og 10%. I denne tensidkonsentrasjon er bare sulfonatene inneholdt. Forholdet mellom massen av det lettere oppløselige sulfonat og det tyngre oppløselige sulfonat ligger på mellom 6:1 og 1:3, fortrinnsvis mellom 5:1 og 1:2.
Hvis der anvendes et kotensid, skal forholdet mellom dettes masse og tensidblandingens ligge på mellom 1:5 og 5:1, fortrinnsvis mellom 1:3 og 3:1.
Hensiktsmessig foretas der forut for injeksjonen av tensidvæsken en vannflømming, idet der som flømmevann fortrinnsvis anvendes produsert formasjonsvann. I spesielle tilfeller kan det være hensiktsmessig å flømme med et vann med en annen sammensetning enn formasjonsvannet. Dette kan ha logistiske grunner, eller det kan være hensiktsmessig å kondisjonere reservoaret med hensyn til en bestemt salinitet. Størrelsen av flømmevannpluggen utgjør 0,01-4 PV, fortrinnsvis 0,1-2 PV.
Både av hensyn til mobilitetskontrollen (som nevnt) og for beskyttelse av tensidvæskene mot inntrengende flømmevann kan man etter den siste tensidvæske injisere polymeroppløsning i reservoaret. Til dette formål blir en polymer eller en polymer-blanding oppløst i flømmevannet i en slik konsentrasjon at viskositeten er 1,2-10 ganger så høy som viskositeten av oljen under reservoarbetingelsene. Som polymerer kommer slike biopoly-merer, f.eks. xantangummi eller cellulosederivater og polyakryl-amider, på tale som i nærvær av den gitte salinitet fortsatt har tilstrekkelig viskositet og ikke oppviser utfellinger. Hensiktsmessig slutter en vanlig vannflømming seg til injiseringen av
polymeroppløsningen for å drive ut oljen. Denne vannflømming
utføres så lenge olje ennå kan utvinnes økonomisk.
De etterfølgende eksempler skal belyse fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. De er lineære fortrengningsforsøk enten på sandfyllinger eller på sandstenborkjerner som laboratoriemessige formasj oner.
For fremstilling av en sandfylling ble et termostatiserbart stålrør med en lengde på 140 cm og en diameter på 5 cm og forsynt med temperaturmåleinnretning og manometer fylt med kantavrundet kvartssand. Røret kunne lukkes i begge ender ved gjengepropper med kapillarinnløp og trykkholdeventilutgang. Deretter ble sandfyllingen fuktet med saltvann ved hjelp av en membranpumpe og innstilt'på den ønskede temperatur ved hjelp av en termostat. Ved hjelp av trykkmålere ble permabiliteten av sandfyllingen bestemt. Så fulgte metning med en modellolje (n-dekan eller råolje), idet samtidig heftvanninnholdet lot seg bestemme. Deretter ble saltvann injisert med en hastighet på ca. 1 m/d i en mengde på 1,5 PV (1 PV = ca. 1400 ml), hvorved der innstilte seg en utvanningsgrad på 98-100%. Etter denne såkalte vannflømming injiserte man først en tensidblanding og deretter polymeroppløsningen, begge som en plugg. Som drivvæske ble der innpresset ytterligere saltvann.
For fremstilling av modellformasjoner av konsolidert sten ble sylindriske borkjerner av Bentheim-sandsten og med en diameter på 8 cm og en lengde på 50 cm innleiret i epoksyharpiks. Porevolumene utgjorde ca. 600 ml, og flømmehastigheten var ca. 0,5 m/d. Tempereringen av de harpiksinnleirede kjerner fant sted ved hjelp av et åpent temperaturbad. Forøvrig forelå der ingen forskjeller mellom forsøkene på disse modellformasjoner og dem på sandfyllingen. Ved alle fortrengningsforsøk ble der etter injeksjon av 0,3 PV av tensidsystemet presset inn i formasjonen 0,6 PV av en 0,2 prosents oppløsning av polymer-FLOKON 4800 (xantan, Pfizer) i det angjeldende saltvann.
Eksempler 1- 10
Eksemplene ifølge oppfinnelsen er vist i tabell 2. Der ble anvendt følgende stoffer:
Olje: D n-dekan 96%
N 35° API-råolje (61% alkaniske, 16% nafteniske og 23% aromatiske hydrokarboner,^20°C = 6 mPas
Saltvann: S syntetisk sjøvann (1,12% Na<+>, 0,035% K<+>,
0,047% Ca<++>, 0,133% Mg<++>, 2,03% Cl",
0,27% SO4<2->).
T syntetisk formasjonsvann (1,51% Na<+>, 0,035% K<+>,
0,047% Ca<++>, 0,133% Mg<++>, 2,64% Cl", 0,27% SO4<2->).
Lett oppløselige sulfonater:
a1 (c10~c13)-n-alkylbenzensulfonat (MARLON A,
Huls AG)
a2(c14-C17)-sec.-alkansulfonat (MARLON PS 60)
Tungt oppløselige sulfonater:
bi i-oktyl-butylbenzensulfonat. Aktiv substans 52%,
nøytralolje 0,1%.
b2i-oktyl-butylbenzensulfonat/i-dodecyl-buty1-benzensulfonat 1:1. Aktiv substans 49%, nøytral-olje 3%.
b3i-dodecyl-butyl-benzensulfonat. Aktiv substans
46%, nøytralolje 5,8%.
b4i-heksadecylbutylbenzensulfonat. Aktiv substans 38%.
Kotensider:
c-\etylenglykolbutylmonoeter (99%)
C2dietylenglykolbutylmonoeter (97%)
Eksempelblokkene 1-3, 5-6 og 7-8 viser at der med sulfonatblandingen ifølge oppfinnelsen kan fås en tilnærmelsesvis kvantita-tiv tertiær-oljeutvinning fra modellformasjonen over et bredt temperaturområde. Noen betenkelig høy trykkoppbygning kan ikke observeres. Den samlede tensidtilbakeholdelse som ble bestemt i enkelte tilfeller (eksemplene 2, 7 og 8) ga verdier på ca. 0,2-0,3 mg pr. g sand resp. sandsten, noe som viser at bare en relativt liten del av tensidet går tapt fra flømmeprosessen ved adsorpsjon og andre tilbakeholdelsesmekanismer med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte til økt utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar som er gjennomboret av minst én injeksjonsboring og minst én produksjonsbrønn, ved injisering av en oppløs-ning eller dispersjon av en blanding av minst to sulfonater, karakterisert ved at der benyttes sulfonater hvis oppløselighet er forskjellig, idet man fra det lettere oppløselige sulfonat såvidt kan fremstille en 4-vektprosents oppløsning ved tilsetning av 3-11 vektprosent butylglykol eller 2-8 vektprosent butyldiglykol i syntetisk sjøvann ved værelsetemperatur, mens man fra det tyngre oppløselige sulfonat først såvidt kan fremstille en 4-vektprosents oppløsning ved tilsetning av 20-60 vektprosent butylglykol eller 16-40 vektprosent butyldiglykol i syntetisk sjøvann ved værelsetemperatur.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at man som det lettere oppløselige sulfonat anvender et monoalkylbenzensulfonat med 5-13 karbonatomer i den eventuelt forgrenede alkylkjede, et di-eller trialkylbenzensulfonat med 1-10 karbonatomer pr. molekyl, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjedene er 5-11, eller et alkansulfonat med 8-18 karbonatomer pr. molekyl, og at man som det tyngre oppløselige sulfonat anvender et monoalkyl-benzensulf onat med 14-20 karbonatomer pr. molekyl, et di- eller oligoalkylbenzensulfonat med 1-20 karbonatomer i hver alkyl-kj ede, som eventuelt kan være forgrenet, idet det samlede antall karbonatomer i alkylkjedene er 12-30, eller et alkansulfonat med 19-26 karbonatomer pr. molekyl.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at det lettere og det tyngre oppløselige sulfonat anvendes i et masseforhold på mellom 6:1 og 1 :3.
4. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at 1- og 2-verdige alkoholer og/eller alkyletere av flerverdige alkoholer anvendes som kotensid.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 4, karakterisert ved at kotensidet anvendes i et masseforhold til tensidblandingen på mellom 1:5 og 5:1.
6. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at tensidoppløsningen eller
-dispersjonen injiseres i en konsentrasjon på 0,1-20%.
7. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at den tensidholdige væske anvendes i en pluggstørrelse på 0,01-2 porevolum (PV).
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 7, karakterisert ved at formasjons- eller flømmevann presses inn i reservoaret etter injeksjonen av tensidpluggen.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, karakterisert ved at der anvendes et formasjons- eller flømmevann som inneholder en vannoppløselig, viskositetsøkende polymer.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE19863644385 DE3644385A1 (de) | 1986-12-24 | 1986-12-24 | Verfahren zur erhoehten gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO875424D0 NO875424D0 (no) | 1987-12-23 |
| NO875424L true NO875424L (no) | 1988-06-27 |
Family
ID=6317152
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO875424A NO875424L (no) | 1986-12-24 | 1987-12-23 | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4842067A (no) |
| EP (1) | EP0272406A3 (no) |
| DE (1) | DE3644385A1 (no) |
| NO (1) | NO875424L (no) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2167282C1 (ru) * | 1999-10-15 | 2001-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов" | Способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов |
| EA024664B1 (ru) * | 2010-03-10 | 2016-10-31 | Басф Се | Способ добычи нефти с применением поверхностно-активных веществ с основанием алкилпропокси-поверхностно-активных веществ, содержащих cc, водная композиция поверхностно-активных веществ для добычи нефти и поверхностно-активное вещество |
| MY171355A (en) | 2012-08-14 | 2019-10-10 | Bl Technologies Inc | Demulsifying compositions and methods of use |
| US9260601B2 (en) * | 2012-09-26 | 2016-02-16 | General Electric Company | Single drum oil and aqueous products and methods of use |
| EP2995669A1 (en) | 2014-09-12 | 2016-03-16 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Alkane sulfonic acid or sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery |
| EP2995670A1 (en) | 2014-09-12 | 2016-03-16 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Alkane sulfonic acid or sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery |
| PE20180739A1 (es) * | 2016-04-08 | 2018-04-27 | Compania Espanola De Petroleos S A U | Composicion y metodo para la recuperacion mejorada de petroleo a partir de un yacimiento subterraneo |
| US11041109B2 (en) * | 2017-12-27 | 2021-06-22 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced surfactant polymer flooding processes for oil recovery in carbonate reservoirs |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3348611A (en) * | 1965-07-09 | 1967-10-24 | Shell Oil Co | Surfactants for oil recovery by waterfloods |
| US3500919A (en) * | 1968-03-15 | 1970-03-17 | Union Oil Co | Miscible flooding process using improved soluble oil compositions |
| US3502147A (en) * | 1968-06-12 | 1970-03-24 | Shell Oil Co | Chemical flooding technique to recover oil |
| US4022699A (en) * | 1972-06-26 | 1977-05-10 | Union Oil Company Of California | Soluble oil composition |
| US3861466A (en) * | 1974-01-02 | 1975-01-21 | Exxon Production Research Co | Oil recovery process utilizing aqueous solution of a mixture of alkyl xylene sulfonates |
| CA1082101A (en) * | 1976-10-04 | 1980-07-22 | Shell Canada Limited | Process for displacing oil with aqueous sulphonate and alcohol surfactant system |
| GB1564025A (en) * | 1976-11-01 | 1980-04-02 | British Petroleum Co | Treating sea water containing inorganic and organic impurities |
| 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 |
| US4435295A (en) * | 1982-05-17 | 1984-03-06 | Conoco Inc. | Sulfonate for waterflooding |
| US4446036A (en) * | 1982-06-09 | 1984-05-01 | Union Oil Company Of California | Process for enhanced oil recovery employing petroleum sulfonate blends |
| GB2165280B (en) * | 1984-10-05 | 1988-01-27 | Shell Int Research | Surfactant composition and process for the production of oil using such a composition |
| US4620595A (en) * | 1985-08-22 | 1986-11-04 | Shell Offshore Inc. | Recovering oil by injecting ammoniated and nitrited seawater |
-
1986
- 1986-12-24 DE DE19863644385 patent/DE3644385A1/de not_active Withdrawn
-
1987
- 1987-10-24 EP EP87115628A patent/EP0272406A3/de not_active Withdrawn
- 1987-12-23 NO NO875424A patent/NO875424L/no unknown
- 1987-12-23 US US07/137,030 patent/US4842067A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US4842067A (en) | 1989-06-27 |
| EP0272406A2 (de) | 1988-06-29 |
| DE3644385A1 (de) | 1988-07-07 |
| EP0272406A3 (de) | 1988-12-14 |
| NO875424D0 (no) | 1987-12-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO861263L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra underjordiske reservoarer. | |
| US4706749A (en) | Method for improved oil recovery | |
| US4077471A (en) | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations | |
| US4088189A (en) | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations containing high salinity water | |
| US3981361A (en) | Oil recovery method using microemulsions | |
| NO155898B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra underjordiske reservoarer med emulsjonsfloemming. | |
| US3811507A (en) | Surfactant oil recovery process usable in formations containing water having high concentration of polyvalent ions such as calcium and magnesium | |
| US4194565A (en) | Surfactant oil recovery method for use in high temperature formations containing water having high salinity and hardness | |
| US4042030A (en) | Oil recovery by viscous waterflooding | |
| NO175688B (no) | Fremgangsmåte til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved hjelp av tensider | |
| US4066124A (en) | Salinity tolerant surfactant oil recovery process | |
| CN101959993B (zh) | 强化烃采收的方法和组合物 | |
| US3288213A (en) | Surfactant-water flooding process | |
| NO158824B (no) | Fremgangsmaate til utvinning av olje fra et underjordisk reservoar. | |
| US4537253A (en) | Micellar slug for oil recovery | |
| NO332336B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av vedvarende fôringsror-ringromstrykk i et fôringsror-ringrom i en underjordisk bronn med ovenfra-og-ned overflateinjeksjon av fluider og tilsetningsstoffer | |
| NO177198B (no) | Fremgangsmåte for å forbedre reguleringen av mobiliteten av fluider i en i det vesentlige oljefri sone av en underjordisk formasjon | |
| US4582138A (en) | Method for oil recovery from reservoir rock formations | |
| US3866680A (en) | Miscible flood process | |
| NO744505L (no) | ||
| US4813483A (en) | Post-steam alkaline flooding using buffer solutions | |
| NO875424L (no) | Fremgangsmaate til utvinning av jordolje fra et underjordisk reservoar ved tensidfloemming. | |
| Song et al. | Effect of water injection on subsequent polymer floods in viscous oil reservoirs | |
| NO861261L (no) | Fremgangsmaate til oekning av injeksjonsmulighetene i injeksjonsboringer ved oljeutvinning ved vannfloemming. | |
| US3324944A (en) | Miscible oil recovery process |