NO162481B - Fremgangsm te fo oeke produksjonen av hydrokarboner n hydrokarbonholdig underjordisk formasjon. - Google Patents
Fremgangsm te fo oeke produksjonen av hydrokarboner n hydrokarbonholdig underjordisk formasjon. Download PDFInfo
- Publication number
- NO162481B NO162481B NO830552A NO830552A NO162481B NO 162481 B NO162481 B NO 162481B NO 830552 A NO830552 A NO 830552A NO 830552 A NO830552 A NO 830552A NO 162481 B NO162481 B NO 162481B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- integer
- compound
- fraction
- chlorine
- average value
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 title 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 47
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 44
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 29
- -1 hydrocarbon radicals Chemical class 0.000 claims description 28
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 26
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 12
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 11
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 7
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 claims description 5
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 4
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical compound II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011630 iodine Substances 0.000 claims description 4
- OCBFFGCSTGGPSQ-UHFFFAOYSA-N [CH2]CC Chemical group [CH2]CC OCBFFGCSTGGPSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 2
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims 3
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- WCYWZMWISLQXQU-UHFFFAOYSA-N methyl Chemical group [CH3] WCYWZMWISLQXQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 11
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000010408 film Substances 0.000 description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 9
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N Quinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC=CC=C21 SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- AWJUIBRHMBBTKR-UHFFFAOYSA-N isoquinoline Chemical compound C1=NC=CC2=CC=CC=C21 AWJUIBRHMBBTKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- SJRJJKPEHAURKC-UHFFFAOYSA-N N-Methylmorpholine Chemical compound CN1CCOCC1 SJRJJKPEHAURKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JLTDJTHDQAWBAV-UHFFFAOYSA-N N,N-dimethylaniline Chemical compound CN(C)C1=CC=CC=C1 JLTDJTHDQAWBAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical group 0.000 description 2
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- LCYXYLLJXMAEMT-SAXRGWBVSA-N Pyridinoline Chemical group OC(=O)[C@@H](N)CCC1=C[N+](C[C@H](O)CC[C@H](N)C([O-])=O)=CC(O)=C1C[C@H](N)C(O)=O LCYXYLLJXMAEMT-SAXRGWBVSA-N 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- MDFFNEOEWAXZRQ-UHFFFAOYSA-N aminyl Chemical compound [NH2] MDFFNEOEWAXZRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000006615 aromatic heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte
for å øke produksjonen av hydrokarboner fra en hydrokarbonholdig underjordisk formasjon.
Det er utviklet og utnyttet forskjellige fremgangsmåter for å øke strømmen av hydrokarboner fra hydrokarbonholdige underjordiske formasjoner gjennomtrengt av brønn-boringer. F.eks. omfatter en vanlig brukt produksjons-stimulerende teknikk å frembringe og utvide sprekker eller frakturer i den underjordiske formasjonen for å tilveie-bringe strømningskanaler hvorigjennom hydrokarboner strømmer fra formasjonen til brønnhullet. Sprekkene frembringes ved å innføre en fraktureringsfluid i formasjonen ved en strømningshastighet som påsetter et tilstrekkelig høyt trykk på formasjonen til å frembringe og utvide sprekker i den. Faste proppematerialer for sprekker, slik som sand, suspen-deres vanligvis i fraktureringsfluidet slik at proppematerialet, etter innføring av fraktureringsfluidet i formasjonen og frembringelse og utvidelse av sprekker deri, bringes inn i sprekkene og avleires der hvorved sprekkene forhindres fra å lukke seg p.g.a. underjordiske krefter etter at innføringen av fraktureringsfluidet er avsluttet.
Ved slik f ormas jonsf rakturering og andre produksjons-stimulerende fremgangsmåter er det viktig å etterlate formasjonen med maksimal permeabilitet eller ledningsevne hvorved hydrokarboner som befinner seg i formasjonen strømmer til brønnhullet med minst mulig hindringer. For å oppnå maksimal ledningsevne for hydrokarboner fra underjordiske formasjoner, enten slike formasjoner er blitt brutt opp eller stimulert på annen måte, har praksisen hittil vært å forårsake at for-mas jonsoverf låtene er blitt vannfuktet. Det er påvist at slik vannfukting tilveiebringer en forbedret strømning av hydrokarboner gjennom strømningskanaler og kapillærer i stør-relsesorden ca. tre ganger større enn når formasjonsoverflåtene er fuktet med hydrokarboner.
Vannfuktingen av faste overflater i underjordiske hydrokarbonholdige formasjoner såvel som overflatene av faste proppematerialer avleiret deri har hittil blitt utført ved å anvende overflateaktive midler hvorved en hinne av vann eller vann og overflateaktivt middel spres utover de faste overflatene. Slike hinner av vann eller vann og overflateaktivt middel er svært viskøse nær grenseflaten mellom hinnen og den faste overflaten, og mens hinnen tilveiebringer en glidende eller smørende virkning på grenseflaten mellom den og hydrokarboner som minker motstanden mot strømning, reduserer hinnen den effektive diameter av kapillarrørene og strømnings-kanalene. Denne reduksjon av effektiv diameter begrenser væskestrømning og i svært små kapillarrør eller strømnings-kanaler blir virkningen vesentlig, dvs. når kapillarradiene er lik tykkelsen av den viskøse fuktingshinnen, slik at strøm-men av hydrokarboner blokkeres av hinnen.
Ved den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte hvorved visse forbindelser bringes til å adsorberes på faste overflater i underjordiske hydrokarbonholdige formasjoner i en svært tynn hinne, dvs. en hinne som fortrinnsvis er ett molekyl tykk og vesentlig tynnere enn en hinne av vann eller en blanding av vann og overflateaktivt middel. Forbindelsene som således adsorberes på overflatene motvirker eller reduserer vesentlig fuktingen av overflatene med vann og hydrokarboner, og tilveiebringer sterke grenseflatespenning-er mellom overflatene og vann og hydrokarboner som gir anled-ning til glidning av hydrokarboner på grenseflaten mot hydro-karbonoverflaten, og øker vesentlig strømningen av hydrokarboner gjennom kapillarrør eller strømningskanaler i formasjonene .
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveie-bragt en fremgangsmåte for å øke produksjonen av hydrokarboner fra en hydrokarbonholdig underjordisk formasjon, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at formasjonen bringes i kontakt med en kcitionisk perfluorforbindelse hvorved forbindelsen adsorberes på overflater i formasjonen, idet den kationiske perfluorforbindelsen velges fra gruppen bestående av en forbindelse elle^ blanding av forbindelser med formelen:
hvor: x er et helt tall fra 2 til 12 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en ;gjennomsnittsverdi på fra 2 til 12,
w og y er begge hver for seg hele tall fra 0 til 20
eller hele tall eller brøker av hele tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 0 til 20,
z er et helt tall fra 0 til 20 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 0 til 20, idet summen av y og z er fra 1 til 20,
R er hydrogen, metyl-, etyl- eller et propylradikal,
A er et halogen valgt fra klor, brom eller iod, og Q er en gruppe med formelen:
hvor: R-^, R2 og R., er hydrokarbonradikaler som inneholder fra 1 til 10 karbonatomer, eller to av sub-stituentene R^, og R^ sammen med nitrogenatomet til hvilket de er bundet, danner en 5-7 leddet ring som eventuelt er kondensert med en hydrokarbonring.
I formelen ovenfor er x fortrinnsvis et helt tall
fra 4 til 10 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi fra 4 til 10, w er fortrinnsvis et helt tall fra 0 til 12 eller er et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi fra 0 til 12, y er fortrinnsvis 0, z er fortrinnsvis et helt tall fra 1 til 8 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi fra 1 til 8, R er fortrinnsvis valgt fra gruppen bestående av hydrogen og metylradikaler,
eller blandinger derav, A er fortrinnsvis klor, og Q er fortrinnsvis valgt fra gruppen av kationiske nitrogenholdige radikaler dannet ved å omsette trimetylamin, pyridin, kinolin, isokinolin, N,N-dimetylanilin, N-metylmorfolin eller morfolin med en funksjonell gruppe med et klorradikal.
Mest foretrukket er i formelen ovenfor x et helt tall fra 6 til 8 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi fra 6 til 8, w er et helt tall fra 0 til 8 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall soir. angir en gjennnomsnittsverdi fra 0 til 8, y er 0, z er et helt tall fra 1 til 4 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi fra 1 til 4, R er fra gruppen av hydrogenradikaler og metylradikaler og/eller blandinger derav, A er klor, og Q er fra gruppen av kationiske nitrogenholdige radikaler dannet ved omsetning av trimetylamin, pyridin, kinolin, morfolin og isokinolin med et tilsvarende klorradikal.
Uttrykket "helt tall eller brøk av helt tall som angir en gjennomsnittsverdi" indikerer at formelen kan være for en blanding av forbindelser hvor gjennomsnittsverdiene av x, w, y og z kan være hvilket som helst tall innenfor det angitte område slik som 8 eller en brøk av et helt tall slik som 7,5, 7,8, 8,5 o.l.
En foretrukket gruppe av nitrogenholdige kationiske perfluorerte forbindelser for bruk i overensstemmelse med fremgangsmåtene ifølge denne oppfinnelsen har den følgende formel:
hvor x er et helt tall fra 2 til 12 eller et helt tall eller en brøk av et helt tal] som angir en gjennomsnittsverdi fra 2 til 22, w er et helt tall fra 1 til 20 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi fra 1 til 20, z er et helt tall fra 1 til 20 eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi fra 1 til 20,
R er fra gruppen av hydrogen, metyl-, etyl-, propyl-radikaler og blandinger derav, A er et halogenanion fra gruppen bestående av klor, brom og iod, og Q har den for formel I definerte betydning.
Når Q er et aromatisk/heterocyklisk aminoradikal, er de mest foretrukne forbindelser innen denne gruppen av forbindelser de hvor x er et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på 8, w er et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 6 til 10, z er et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 1 til 3, R er metyl, og Q er et pyridino- eller kinolinradikal.
Når Q er et aminradikal, er de mest foretrukne forbindelser dem hvor x er et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på 8, w er et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 6 til 8, z er et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 1 til 3, R er metyl, R^, R^ og R^ er alle metyl, og A er klor.
En annen foretrukket gruppe av forbindelser har formelen:
hvor x er et helt tall fra 2 til 12 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 2 til 12, z er et helt tall på fra 1 til 20 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 1 til 20, R^, R^ og R^ er valgt er hver valgt fra gruppen bestående av lavere alifatiske hydrokarbonradikaler som inneholder fra 1 til 4 karbonatomer, og A er halogen valgt fra klor, brom og jod.
I denne gruppen av forbindelser er de mest foretrukne de hvor x er et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på 8, z er et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 1-3, R^, L og R 3 er alle metyl og A er klor.
Nok en foretrukket gruppe av forbindelser for anvendelse i overensstemmelse med fremgangsmåtene ifølge den foreliggende oppfinnelse har formelen:
hvor x er et helt tall fra 2 til 12 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 2 til 12, z er et helt tall fra 1 til 20 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 1 til 20, Q er et nitrogenholdig heterocyklisk/aromatisk kationisk radikal, og A er halogen valgt fra klor, brom eller jod.
Innen denne gruppen av forbindelser er de mest foretrukne de hvor x er et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på 8, z er et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 1 - 3, Q er et pyridino- eller kinolinoradikal og A er klor.
De mest foretrukne forbindelser for anvendelse i overensstemmelse med den foreliggende oppfinnelse er de som har formel II ovenfor hvor x er et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på 8, w er et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 6 til 8,
z er et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 1 til 3, Q er et aminradikal hvor R^ R2 og R^ alle er metyl og A er klor.
Ved utøvelsen av fremgangsmåtene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan den kationiske perfluorforbindelse eller -forbindelsene tilføres direkte til en underjordisk formasjon hvorved forbindelsene kommer i kontakt med overflatene i formasjonen og adsorberes på disse. Fortrinnsvis oppløses eller dispergeres den kationiske perfluorforbindelsen eller -forbindelsene som anvendes i et bærer-fluid som igjen innføres i formasjoner hvorved de innførte kationiske perfluorforbindelsene fordeles i formasjonen og kommer i kontakt med den faste overflate deri og derved adsorberes på disse. Bærerfluider på vann- eller hydro-karbonbasis kan anvendes i form av flytende væsker, skum, emulsjoner, etc. Den bestemte mengde perfluorforbindelser kombinert med bærerfluidet kan variere vidt avhengig av typen formasjon som skal behandles og andre faktorer, men vanligvis kombineres de kationiske perfluorforbindelsene som anvendes med bærerfluidet, i en mengde i området på fra 0,01 vekt-%
til 10 vekt-% på bærerfluidet.
Ved utførelse av fraktureringsprosesser i underjordiske formasjoner et fraktureringsfluid innføres i en underjordisk formasjon ved en hastighet slik at sprekker dannes i formasjonen og utvides, kombineres vanligvis den kationiske perfluorforbindelsen eller -forbindelsene som anvendes med fraktureringsfluidet før innføringen av den i formasjonen.
Vanligvis injiseres en ikke-viskøs forskyllings-oppløsning inn i formasjonen etterfulgt av et viskøst fraktureringsfluid uten proppemateriale som igjen etterfølges av et viskøst fraktureringsfluid som medbringer fast proppemateriale, slik som sand, bauxitt eller glasskuler. Fraktureringsfluidene danner og utvider sprekker i formasjonen, og det faste proppematerialet bringes inn i og avleires i prekkene. Ved utførelsen av slike fraktureringsfremgangs-måter i overensstemmelse med denne oppfinnelse, kan den kationiske perfluorforbindelsen eller -forbindelsene som anvendes, oppløses eller dispergeres i den ikke-viskøse for-skyllingsoppløsningen like så vel som de i de viskøse fraktureringsfluidene på en hvilken som helst vanlig måte. Dertil kan proppematerialet forbehandles med forbindelsene. Etter innføringen av forskyllingsvæskene og de frakturerings-midlene i den under i den underjordiske formasjonen adsorberes de kationiske perfluorforbindelsene på de faste overflatene i formasjonen. Således er det både på overflatene i formasjonen og på overflatene av proppematerialet adsorbert kationiske perfluorforbindelser hvorved disse overflatene forhindres vesentlig fra å bli fuktet av vann eller hydrokarboner, og strømmer av hydrokarboner gjennom formasjonen og proppematerialet økes i vesentlig grad.
Ved fremgangsmåter for frakturering i underjordiske formasjoner kombineres de kationiske perfluorforbindelsene med fluidene som innføres i formasjonen i en tilstrekkelig mengde hvorved forbindelsene adsorberes på proppematerialet som anvendes (dersom det ikke er forbehandlet) og fordeles og absorberes på overflatene av formasjonen som brytes opp. Denne mengde kan variere avhengig av formasjonstype og
mengde proppemateriale som.anvendes, men er vanligvis i området 0,01-10 vekt-% av fraktureringsfluidet og proppematerialet som anvendes. For å forbedre fordelingen av de kationiske perfluorforbindelsene over formasjonsoverflåtene, og når vandige fluider anvendes, kan forskjellige lavere-alkoholer slik som metanol eller isopropanol tilsettes til fluidene,eller pH-verdien i fluidene kan reguleres.
For en lettere forståelse av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse gis følgende eksempler.
Eksempel 1
Forskjellige kationiske perfluorforbindelser med strukturformel II ovenfor prøves for å fastlegge deres effek-tivitet med hensyn til å frembringe en ikke-fuktende overflate. Fremgangsmåter for prøven
40-60 Ottawa-sand (fra Minnesota) siktes 3 ganger gjennom en sikt på 50 mesh. Den siktede sanden (93 g) føres over i 300 ml metanol som inneholder 0,01 vekt-% av de kationiske perfluorforbindelsene som skal prøves. Oppslemming-en omrøres kraftig for å sikre best mulig kontakt mellom opp-løsning og sand, og metanolen avdampes. Den behandlede sanden
avkjøles til værelsestemperatur og plasseres så i et hori-sontalt stilt 30,5 cm langt sylindrisk polypropylenrør med indre diameter 3,8 cm. Endene av den pakkede kolonnen luk-kes med en 3,8 cm i diameter 60 mesh sikt og en nr. 0 propp med et 9 mm hull. Tilførselspunktet for kolonnevæske ut-styres med et stykke Y-formet 9 mm rør med en stopphane på hver arm av Y-en, den ene armen fører til kolonnen, de to andre armene føres til 500 ml vann- og oljereservoarer, som er plassert 4 5 cm over den horisontale kolonnen for å til-veiebringe et konstant forråd. Væskens utløpspunkt på kolonnen er utstyrt med en 7,6 cm, 120° albu formet fra 9 mm glassrør. Et 2,5 cm stykke av 5 mm glasstav er festet til bøyningspunktet i albuen for å lede strømmende væske inn i oppsamlingskar. Albuen peker oppover for å holde et konstant maksimalt væskevolum (ingen dannelse av luftbobler).
Man lar destillert vann strømme gjennom kolonnen i 10 minutter (ca. 5 kolonnevolumer), etterfulgt umiddelbart av Phillips "Soltrol 160" (en raffinert alifatisk olje). Tiden det tar oljen å fortrenge vannet noteres, og strømningshastig-heten til oljen måles (fra tidspunktet for den først oppsam-lede dråpe) i 10 minutter. Hver prøve kjøres to eller tre ganger.
Resultatene av disse prøvene er vist i tabell I nedenunder.
Ved prøver hvor olje etterfulgte vann på ubehandlet sand, kunne det ikke påvises noen strømning av olje i 15 minutter og bare 2 ml olje samles opp i løpet av 1 time. Ved prøver hvor sand behandlet med kationiske perfluorforbindelser (tabell I ovenfor) er den tiden som kreves for å fortrenge vannet i sandpakningen, mindre enn 4 minutter, og etter-følgende oljestrømningshastigheter er i området 2-5 ml/min., avhengig av den bestemte strukturen til den kationiske perfluorforbindelsen. Jo høyere den strømningshastighet som kan opprettholdes for olje som etterfølger vann er, jo mer ut-trykt er den ikke-fuktende virkning for prøven.
Eksempel 2
Fremgangsmåten ifølge eksempel 1 gjentas ved å
bruke kationiske perfluorforbindelser og forskjellige van-
lig brukte brukte overflateaktive midler av hydrokarbon-
type. Resultatene fra disse prøvene er gjengitt i tabell II nedenunder.
Av tabell II vil det ses at de kationiske perfluorforbindelsene er mye mer effektive til å forhindre fukting av faste overflater enn vanlig brukte overflateaktive midler av hydrokarbontype.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for å øke produksjonen av hydrokarboner fra en hydrokarbonholdig underjordisk formasjon, karakterisert ved at formasjonen bringes i kontakt med en kationisk perfluorforbindelse hvorved forbindelsen adsorberes på overflater i formasjonen, idet den kationiske perfluorforbindelsen velges fra gruppen bestående av en forbindelse eller blanding av forbindelser med formelen:
hvor: x er et helt tall fra 2 til 12 eller et helt tall
eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 2 til 12,
w og y er begge hver for seg hele tall fra 0 til 20 eller
hele tall eller brøker av hele tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 0 til 20,
z er et helt tall fra 0 til 20 eller et helt tall eller
en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 0 til 20, idet summen av y og z er fra 1 til 20,
R er hydrogen, metyl-, etyl- eller et propylradikal,
A er et halogen valat fra klor, brom eller jod, og O er en gruppe med formelen:
hvor: R^, R£ og R^ er hydrokarbonradikaler som Inneholder fra 1 til 10 karbonatomer, eller to av substitu-entene R^, R2 og R^ sammen med nitrogenatomet til a hvilket de er bundet, danner en 5-7 leddet ring som
eventuelt er kondensert med en hydrokarbonring.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det anvendes en forbindelse hvor: x er fra 4 til 10, w er fra 0 til 12, y er 0, z er fra 1 til 8, R er hydrogen eller metyl, A er klor, og Q er valgt fra trimetylamino, pyridino- og kinolinoradikaler.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den kationiske perfluorforbindelse velges fra fra gruppen bestående av en forbindelse eller blanding av forbindelser med formelen:
hvor: x er et helt tall fra 2 til 12 eller et helt tall eller
en brøk av et helt tall på fra 2 til 12,
w er et helt tall fra 1 til 20, eller et helt tall eller en brøk av et helt tall på fra 1 til 20,
z et er helt tall fra 1 til 20 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall på fra 1 til 20,
R er valgt fra hydrogen, metyl-, etyl-, eller et propylradikal,
A er valgt fra klor, brom og iod, og
Q har den i krav 1 angitte oetydning.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert ved at det anvendes en forbindelse hvor: x er 8, w er fra 6 til 10, z er fra 1 til 3, R er et metylradikal, A er klor og Q er pyridino eller kinolino.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert ved at det anvendes en forbindelse hvor: x er 8, w er fra 6 til 8, z er fra 1 til 3, A er klor og Q er et trimetylaminoradikal.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at den kationiske perfluorforbindelsen velges fra gruppen bestående av en forbindelse eller blanding av forbindelser med formelen:
hvor: x er et helt tall fra 2 til 12 eller et helt tall eller
en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 2 til 12,
z er et helt tall på fra 1 til 20 eller et helt tall
eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra ltil20,
Rl' R2°-f R3 er hver val9t fra lavere alifatiske hydro
karbonradikaler som inneholder fra 1 til 4 karbonatomer, og
A er et halogen valgt fra klor, brom og jod.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at det anvendes en forbindelse hvor: x er 8, z er fra 1 til 3,<R>l' <R>2°^ R3 er ^ver metylradikaler, og A er klor.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det anvendes en kationisk perfluorforbindelse eller forbindelser med formelen:
hvor: x er et helt tall fra 2 til 12 eller et helt tall
eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 2 til 12,
z er et helt tall fra 1 til 20 eller et helt tall eller en brøk av et helt tall som angir en gjennomsnittsverdi på fra 1 til 20,
Q har den i krav 1 angitte betydning, og A er halogen valgt fra klor, brom og jod.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert ved at det anvendes en forbindelse hvor: x er 8, z er fra 1 til 3, Q er pyridino- eller kinolinoradikaler, og A er klor.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at det anvendes en forbindelse hvor: X er 8, w er fra 6 til 8,2 er fra 1 til 3,
Q er et trimetylaminoradikal, og A er klor.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/355,660 US4425242A (en) | 1982-03-08 | 1982-03-08 | Methods of increasing hydrocarbon production from subterranean formations |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO830552L NO830552L (no) | 1983-09-09 |
| NO162481B true NO162481B (no) | 1989-09-25 |
| NO162481C NO162481C (no) | 1990-01-03 |
Family
ID=23398297
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO830552A NO162481C (no) | 1982-03-08 | 1983-02-17 | Fremgangsmaate for aa oeke produksjonen av hydrokarboner fraen hydrokarbonholdig underjordisk formasjon. |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4425242A (no) |
| AU (1) | AU549500B2 (no) |
| BR (1) | BR8300581A (no) |
| CA (1) | CA1190034A (no) |
| DK (1) | DK112083A (no) |
| GB (1) | GB2116228B (no) |
| IT (1) | IT1163050B (no) |
| NL (1) | NL188765C (no) |
| NO (1) | NO162481C (no) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4476931A (en) * | 1982-09-17 | 1984-10-16 | Hughes Tool Company | Water control well treating solution and method |
| US4565639A (en) * | 1983-01-07 | 1986-01-21 | Halliburton Company | Method of increasing hydrocarbon production by remedial well treatment |
| AU557047B2 (en) * | 1983-01-07 | 1986-12-04 | Halliburton Company | Increasing hydrocarbon production by remedial treatment |
| US4536304A (en) * | 1984-09-21 | 1985-08-20 | Halliburton Company | Methods of minimizing fines migration in subterranean formations |
| NO853269L (no) * | 1984-11-15 | 1986-05-16 | Halliburton Co | Preparater for oeket hydrokarbonproduksjon for underjordiske formasjoner. |
| US4585065A (en) * | 1984-11-15 | 1986-04-29 | Halliburton Company | Methods of increasing hydrocarbon production from subterranean formations |
| US4702849A (en) * | 1986-02-25 | 1987-10-27 | Halliburton Company | Method of increasing hydrocarbon production from subterranean formations |
| US4997580A (en) * | 1986-07-31 | 1991-03-05 | Ciba-Geigy Corporation | Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof |
| US4767545A (en) * | 1986-07-31 | 1988-08-30 | Ciba-Geigy Corporation | Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof |
| US4769160A (en) * | 1986-07-31 | 1988-09-06 | Ciba-Geigy Corporation | Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in asphaltenic crude oils as viscosity reducing agents |
| US4823873A (en) * | 1987-12-07 | 1989-04-25 | Ciba-Geigy Corporation | Steam mediated fluorochemically enhanced oil recovery |
| US4921619A (en) * | 1988-04-12 | 1990-05-01 | Ciba-Geigy Corporation | Enhanced oil recovery through cyclic injection of fluorochemicals |
| DE19745736A1 (de) | 1997-10-16 | 1999-04-22 | Wacker Chemie Gmbh | Verfahren zur Behandlung von wasserhaltigen Erdgas- und Erdgasspeicherbohrungen |
| US9057012B2 (en) * | 2008-12-18 | 2015-06-16 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated phosphate and phosphonate compositions |
| WO2010080473A1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-07-15 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ether compositions |
| US9879512B2 (en) | 2011-06-13 | 2018-01-30 | Ecolab Usa Inc. | Additives for improving hydrocarbon recovery |
| US9150776B2 (en) * | 2011-06-13 | 2015-10-06 | Nalco Company | Additives for improving hydrocarbon recovery |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3083224A (en) | 1961-12-08 | 1963-03-26 | Du Pont | Polyfluoroalkyl phosphates |
| US4165338A (en) | 1968-11-18 | 1979-08-21 | Daikin Kogyo Co., Ltd. | 2-Hydroxy-1,1,2,3,3-pentahydro-perfluoroalkyl derivatives, their production and use |
| US4293441A (en) | 1979-03-12 | 1981-10-06 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Corrosion inhibiting heat transfer liquid |
| US4301868A (en) | 1979-10-15 | 1981-11-24 | Petrolite Corporation | Method using hydrocarbon foams as well stimulants |
| US4288334A (en) | 1980-01-17 | 1981-09-08 | Texaco Development Corporation | Process for secondary recovery of hydrocarbons |
-
1982
- 1982-03-08 US US06/355,660 patent/US4425242A/en not_active Expired - Lifetime
-
1983
- 1983-01-20 AU AU10653/83A patent/AU549500B2/en not_active Ceased
- 1983-01-25 CA CA000420144A patent/CA1190034A/en not_active Expired
- 1983-01-26 GB GB08302070A patent/GB2116228B/en not_active Expired
- 1983-01-27 IT IT19297/83A patent/IT1163050B/it active
- 1983-02-01 NL NLAANVRAGE8300373,A patent/NL188765C/xx not_active IP Right Cessation
- 1983-02-07 BR BR8300581A patent/BR8300581A/pt unknown
- 1983-02-17 NO NO830552A patent/NO162481C/no unknown
- 1983-03-07 DK DK112083A patent/DK112083A/da unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU1065383A (en) | 1983-09-15 |
| NL188765B (nl) | 1992-04-16 |
| BR8300581A (pt) | 1983-11-08 |
| GB8302070D0 (en) | 1983-03-02 |
| DK112083D0 (da) | 1983-03-07 |
| AU549500B2 (en) | 1986-01-30 |
| CA1190034A (en) | 1985-07-09 |
| IT1163050B (it) | 1987-04-08 |
| NO830552L (no) | 1983-09-09 |
| US4425242A (en) | 1984-01-10 |
| NL188765C (nl) | 1992-09-16 |
| NL8300373A (nl) | 1983-10-03 |
| NO162481C (no) | 1990-01-03 |
| GB2116228A (en) | 1983-09-21 |
| DK112083A (da) | 1983-09-09 |
| GB2116228B (en) | 1985-08-07 |
| IT8319297A0 (it) | 1983-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO162481B (no) | Fremgangsm te fo oeke produksjonen av hydrokarboner n hydrokarbonholdig underjordisk formasjon. | |
| US10590324B2 (en) | Fiber suspending agent for lost-circulation materials | |
| US5101903A (en) | Method for modifying the permeability of an underground formation | |
| EA022566B1 (ru) | Катионный фторированный полимер и способ обработки нефтегазоносного пласта с его использованием | |
| US20070225176A1 (en) | Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells | |
| NO177198B (no) | Fremgangsmåte for å forbedre reguleringen av mobiliteten av fluider i en i det vesentlige oljefri sone av en underjordisk formasjon | |
| US20080047706A1 (en) | Method of obtaining a treatment composition for improving the productivity of hydrocarbon producing wells | |
| US10590333B2 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| US8772204B2 (en) | Fluorosurfactants and treatment fluids for reduction of water blocks, oil blocks, and/or gas condensates and associated methods | |
| Collins et al. | Field application of a scale inhibitor squeeze enhancing additive | |
| US11578572B2 (en) | Methods of controlling water production from hydrocarbon bearing subterranean formations using dense carbon dioxide compositions | |
| AU2021201823A1 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| US20110100631A1 (en) | Flooding fluid and enhancing oil recovery method | |
| AU2016203005A1 (en) | A treatment fluid containing a corrosion inhibitor of a weak base | |
| EP2714838B1 (en) | Composition and method for enhanced hydrocarbon recovery | |
| US11708750B2 (en) | Methods of enhanced oil recovery using dense carbon dioxide compositions | |
| US20230303912A1 (en) | Foaming agents, gas mobility control agents, methods, and systems for enhanced oil recovery | |
| Achour et al. | A novel method to mitigate top of the line corrosion in wet gas pipelines: Part I-proof of concept | |
| Wilson | Breakthrough Polymer Water-Shutoff System Shows Promise for Carbonate Ghawar Field | |
| Bagareddy | Surfactant Design for EOR Project and Dynamic Surface Tension for Fluid Analysis | |
| Onbergenov | Simulation of thermally active and pH-sensitive polymers for conformance control | |
| Abbas et al. | Evaluation of optimum surfactant concentration needed for Niger delta oil recovery in Nigeria | |
| NO165158B (no) | Fremgangsmaate for oekning av produksjonen av hydrokarbonerfra en underjordisk formasjon. | |
| CN108611073A (zh) | 一种粉砂岩天然气水合物储藏复配型钻井液 | |
| US10947443B2 (en) | Viscoelastic surfactant gel for perforation operations |