NO173706B - Fremgangsmaate for aa forbedre mobiliteten til en viskoes raaolje og transportere en viskoes raaolje gjennom en roerledning, samt en olje-i-vann-emulsjon - Google Patents
Fremgangsmaate for aa forbedre mobiliteten til en viskoes raaolje og transportere en viskoes raaolje gjennom en roerledning, samt en olje-i-vann-emulsjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO173706B NO173706B NO86864236A NO864236A NO173706B NO 173706 B NO173706 B NO 173706B NO 86864236 A NO86864236 A NO 86864236A NO 864236 A NO864236 A NO 864236A NO 173706 B NO173706 B NO 173706B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- weight
- oil
- parts
- surfactant
- mixture
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 title claims description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 83
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 63
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 48
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 48
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 18
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 18
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 16
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 16
- -1 nonylphenyl Chemical group 0.000 claims description 9
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 7
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 6
- 229910006069 SO3H Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 claims description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 8
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 7
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical compound [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 description 6
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000013504 Triton X-100 Substances 0.000 description 1
- 229920004890 Triton X-100 Polymers 0.000 description 1
- 229920004894 Triton X-305 Polymers 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- XMRUJYGYYCLRGJ-UHFFFAOYSA-N azanium;2-[2-[2-[2-(4-nonylphenoxy)ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethyl sulfate Chemical compound [NH4+].CCCCCCCCCC1=CC=C(OCCOCCOCCOCCOS([O-])(=O)=O)C=C1 XMRUJYGYYCLRGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-M benzenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000003701 inert diluent Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 125000002347 octyl 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])[H] 0.000 description 1
- 229920001983 poloxamer Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
- C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
- C10L1/192—Macromolecular compounds
- C10L1/198—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds homo- or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon to carbon double bond, and at least one being terminated by an acyloxy radical of a saturated carboxylic acid, of carbonic acid
- C10L1/1985—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds homo- or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon to carbon double bond, and at least one being terminated by an acyloxy radical of a saturated carboxylic acid, of carbonic acid polyethers, e.g. di- polygylcols and derivatives; ethers - esters
-
- 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
- C09K3/00—Materials not provided for elsewhere
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
- C10L1/143—Organic compounds mixtures of organic macromolecular compounds with organic non-macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
- C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Emergency Medicine (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører fremgangsmåter for å forbedre pro-duksjonshastigheten av en viskøs råolje ved å danne en olje-i-vann-emulsjon med blandinger av bestemte overflateaktive midler .
Pumping av viskøse råoljer fra produksjonsbrønner og på-følgende rørledningstransport er vanskelig pga. den lave mobilitet av oljen. Tidligere fremgangsmåter for å overvinne dette problem inkluderte tilsetning av lettere hydrokarboner, slik som kerosin eller lett kondensat, og oppvarming av råoljen. Disse tidligere fremgangsmåter på området er dyre og energislø-sende.
Enda en annen fremgangsmåte for å redusere viskositeten
av tunge råoljer er ved hjelp av en olje-i-vann-emulsjon. De følgende patenter vedrører slike fremgangsmåter som bruker en rekke stoffer for å danne emulsjoner for dette formål: US-patent 3 380 531;
US-patent 3 467 195;
US-patent 4 108 193;
US-patent 4 152 290;
US-patent 4 153 573;
US-patent 4 153 575;
US-patent 4 162 989;
US-patent 4 192 767 og
US-patent 4 214 999.
Imidlertid har hver av disse fremgangsmåter alvorlige ulemper i f.eks.at den resulterende emulsjon fortsatt er relativt viskøs, de krever oppvarming for å gi en emulsjon med tilstrekkelig lav viskositet, eller påfølgende separering av oljen er vanskelig.
US-patent 4 239 052 beskriver anvendelse av en kombinasjon av en etoksylert alkylfenol og et lav-molekylært alkaryl-sulfonat for å redusere viskositeten av viskøse hydrokarboner. US-patent 4 246 919 beskriver en fremgangsmåte som anvender
en kombinasjon av en etoksylert alkylfenol og en etoksylert polypropylenglykol. US-patent 4 249 554 beskriver en emulsjon av en kombinasjon av etoksylert alkylfenol og et salt av et etoksylert alkoholsulfat. US-patent 4 265 264 vedrører en fremgangsmåte som anvender en kombinasjon av et salt av en etoksylert alkoholsulfat og bestemte polyoksyetylen/polyoksypropylen-kopolymerer eller en etoksylert alkohol. US-patent 4 285 356
beskriver en fremgangsmåte for å redusere viskositeten av viskøse hydrokarboner ved å danne en emulsjon med en kombinasjon av bestemte alkylpolyeter-etoksylerte sulfater og et alkoholeter-sulfat.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte
som har klare fordeler i forhold til de tidligere på området i at olje-i-vann-emulsjoner med svært lav viskositet ved rom-temperatur er oppnådd, hvilket byr på markerte forbedringer i produktiviteten av brønner som produserer viskøse råoljer. Således beskriver oppfinnelsen en fremgangsmåte for å forbedre mobiliteten av en viskøs råolje og en fremgangsmåte for å transportere en viskøs råolje gjennom en rørledning, hvor hver av nevnte fremgangsmåter omfatter dannelse av en olje-i-vann-emuls jon med den visk øse råolje, og 20-80% i vekt av vann i nærvær av 170 - 4000 deler i vekt av en overflateaktiv blanding pr. million deler i vekt av olje, hvor nevnte blanding omfatter fra 3 0 til 70 deler i vekt av et anionisk eller amfotert overflateaktivt middel (A), som er valgt blant slike som har formlene
et natrium- og ammoniumsalt av disse; og fra 30 til 70 deler i vekt av et ikke-ionisk overflateaktivt middel valgt fra disse formlene
(B) Ar(OCH2CH2) OH eller
idet nevnte overflateaktive middel (C) har en HLB-verdi på fra 10
til 20;
hvor Ar er oktylfenyl eller nonylfenyl,
n er et tall fra 2 til 10,
p er et tall fra 10 til 100,
m er et tall fra 20 til 40,
r er et tall fra 20 til 50,
R1 er Cg til C18-alkyl og
R2 er C12 til Cjg-alkyl.
Oppfinnelsen vedrører også emulsjonen dannet ved de ovenfor nevnte fremgangsmåter.
I emulsjonen ovenfor og fremgangsmåtene for dens anvendelse er en spesielt foretrukket vannmengde tilstede i emulsjonen fra 25 til 50% i vekt av viskøs råolje. En spesielt foretrukket blanding av overflateaktive midler består av 50 deler i vekt av nevnte overflateaktive middel (A) og 50 deler i vekt av nevnte overflateaktive middel (B) eller nevnte overflateaktive middel
(C) .
En spesielt foretrukket mengde av nevnte overflateaktive
middel anvendt i emulsjonen er fra 200 til 1500 deler i vekt av nevnte blanding pr. million deler i vekt av nevnte viskøse råolje.
En klasse av spesielt foretrukne overflateaktive blandinger er de hvor (A) er et anionisk overflateaktivt middel valgt fra (A 1 ), (A 2 ) eller (A 3), som definert ovenfor, eller et natrium- eller ammoniumsalt av disse og nevnte ikke-ioniske overflateaktive middel er (B), som definert ovenfor; også inkludert i nevnte klasse er blandinger hvor (A) er det anioniske overflateaktive middel (A 1), som definert ovenfor, og nevnte ikke-ioniske overflateaktive middel er (C), som definert ovenfor, men som har en HLB-verdi på fra 12 til 16.
Spesifikke overflateaktive blandinger som er spesielt foretrukne for fremstilling av emulsjonene av oppfinnelsen og for å utføre fremgangsmåten av oppfinnelsen, er de som hår samme vekt av følgende aktive ingredienser: 1. (A 1) Natrium- eller ammoniumsaltet av
4-C9H19CgH4(OCH2CH2)4<O>S03H og
(B) 4-CgH17C6H4(OCH2CH2)7()OH;
2. (A^) Natrium- eller ammoniumsaltet av
4-C9H19CgH4(OCH2CH2)4OS03H og
(B) 4-<C>g<H>17C6H4(OCH2CH2)30<O>H;
3. (A 1) Natrium- eller ammoniumsaltet av
4-<C>gHigC6H4(OCH2CH2)4OS03H og
(C)
som har en HLB på 16;
4. (A 1) Natrium- eller ammoniumsaltet av
4-C9H19C6H4(OCH2CH2)4OS03H og
(B) 4-C9H19C6H4(OCH2CH2)10Q<O>H,
5. (A<1>) Natrium- eller ammoniumsaltet av
<4>-<C>9H19C6H4(OCH2CH2)4OS03H og
(B) 4-C8H17C6H4(OCH2CH2) 1()0H;
6. (A<5>) Natrium- eller ammoniumsaltet av det amfotere
overflateaktive middel
C12 til C18-alkyl og (B) 4-Cg<H>17C6H4(OCH2CH2)30<O>H; 7. (A 4) Dinatriumsaltet av hvor R<1> er Cg- til Cjg-alkyl og (B) 4-C9H19C6H4(OCH2CH2)10QOH;
8. (A 2) Natrium- eller ammoniumsaltet av
4-Cg<H>17C6H4(OCH2CH2)4OCH2COOH og
(B) 4-CgH17C6H4(OCH2CH2)30<O>H;
9. (A 3) Natrium- eller ammoniumsaltet av
C1QH21(OCH2CH2)4OCH2COOH og
(B) 4-CgH17C6H4(OCH2CH2)30<O>H.
Som nevnt ovenfor vedrører oppfinnelsen også en fremgangsmåte for å øke produktiviteten av en viskøs råolje ved å forbedre mobiliteten av oljen ved brønnhodet, og dens transport gjennom rørledningene ved å danne en olje-i-vann-emulsjon med bestemte nye blandinger av overflateaktive midler.
De overflateaktive midler og blandinger av disse ble i utgangspunktet selektert i laboratoriet til å ha evne til å danne olje-i-vann-emulsjoner med vesentlig redusert viskositet ved omgivelsestemperatur og også hadde tilstrekkelig stabilitet til å tillate transport av emulsjonen til stedet for olje-utvinning. Foretrukne emulsjoner vil selvfølgelig ikke være så stabile at tilstrekkelig oljeseparering vil være vanskelig. Således er den ideelle emulsjon en som er svært mobil ved omgivelsestemperatur ved brønnhodet og under transport, og lett gir så å si fullstendig oljeseparering ved utvinnings-stedet.
Laboratorietestingen ble utført ved å danne olje-i-vann-emulsjoner med prøver av forskjellige viskøse råoljer og ved å måle deres viskositet og emulsjonsstabilitet ved fremgangsmåter som er vel kjent på området. Disse tester ble utført ved å anvende enten vann eller en saltløsning som den vandige fase.
De anvendte saltløsninger var enten naturlige saltløsninger
tatt fra et brønnsted eller syntetiske saltløsninger som simu-lerte de som forekommer naturlig.
Som et resultat av disse tester ble det funnet at blandinger av bestemte kjente anioniske eller amfotere overflateaktive midler, her betegnet som overflateaktivt middel (A) med bestemte kjente ikke-ioniske overflateaktive midler, her betegnet som enten overflateaktivt middel (B) eller overflateaktivt middel
(C), ga vann-i-olje-emulsjoner som demonstrerte overlegen mobilitet ved omgivelsestemperatur og hadde den ønskede stabilitet som er
angitt ovenfor.
De anioniske eller amfotere overflateaktive midler, betegnet
(A) i de ovenfor nevnte overflateaktive blandinger, er valgt blant slike med formlene: (A<1>): Ar(OCH2CH2)nOS03H, hvor Ar er oktylfenyl eller nonylfenyl, og n er et tall fra 2 til 10, som representerer gjen-nomsnittantallet av etylenoksydenheter, et natrium- og ammoniumsalt av disse;
(A 2): Ar(OCH2CH2)n0CH2C00H, et natrium- eller ammonium-
salt av disse, hvor Ar og n er som definert for (A^), ovenfor;
salt av (A d3 i)s: sR e1, (hOvCHor 2CHR2^ )neOCr He2t COOrHet, tket jednaett reiulml- er elfolerr graemnmeot nCiugm--
til C18-alkyl;
et natrium- og ammoniumsalt
av dette, hvor R 1 er et rettkjedet eller forgrenet Co „- til C1lQo-alkyl; og
z 2
et natrium- og ammcniumsalt av dette, hvor R er et rettkjedet eller forgrenet C^- til C^g-alkyl.
Det ikke-ioniske overflateaktive middel betegnet som (B) i de ovenfor nevnte overflateaktive blandinger er valgt blant dem av formel Ar(OCH2CH2)pOH hvor Ar er som tidligere definert og p er et tall fra 10 til 100 som representerer gjennomsnitts-tallet av etylenoksydenheter.
De alternativt brukte ikke-ioniske overflateaktive midler
betegnet som (C) i de ovenfor nevnte overflateaktive blandinger
er valgt blant dem av formel
hvor r representerer gjennomsnittsantallet av etylenoksydenheter og m representerer gjennomsnittsantallet av propylenoksydenheter.
Eksempler på egnede overflateaktive midler (A ), ovenfor, som er kommersielt tilgjengelige, inkluderer Alipal®CO-433 og Alipal®CO-436, tilgjengelige fra GAF Corporation, New York,
NY 10020. Andre som leverer overflateaktive midler (A<l>) hvor gjennomsnittsverdien av n er fra 2 til 10, inkluderer Witco Chemical Corporation, New York, NY 10022; Onyx Chemical Company, Jersey City, NJ 07302; Conococ Chemicals, Houston, Texas og Rohm and Haas Co., Philadelphia, PA 19105.
Eksempler på egnede overflateaktive midler (A 2), ovenfor, som er kommersielt tilgjengelige, er Huls®BW 1142 og deres homo-loger, tilgjengelige fra Chemische Werke Huls AG, Postfach 1230, D-4370 MARL, Forbundsrepublikken Tyskland.
Eksempler på egnede overflateaktive midler (A 3), ovenfor, som er kommersielt tilgjengelige, er Huls®BW 1109 og deres homo-loger, også tilgjengelige fra Chemische Werke Huls AG.
Eksempler på egnede overflateaktive midler (A<4>), ovenfor, som er kommersielt tilgjengelige, inkluderer Eleminol®MION-7
fra Sanyo Chemical Industries, Ltd., Lyoto, Japan; og Dowfax<® >overflateaktive midler 2A0, 2A1 og 3B2 fra Dow Chemical, USA, Specialty Chemicals Department, Midland, Michigan 48640.
Eksempler på egnede overflateaktive midler (A^), ovenfor, som er kommersielt tilgjengelige, inkluderer Miranol RC2MSF, Miranol<R>H2M, Miranol<R>L2M-SF; Miranol<R>02M og Miranol<R>C2M tilgjen-gelig fra Mirancl Chemical Company, Dayton, NJ, 08810; og Cyclo-teric DC-SF fra Cyclo Chemical Corp., Miami, Florida.
Egnede ikke-ioniske overflateaktive midler (B), som er kommersielt tilgjengelige, inkluderer Triton R X-100, Triton RX-305, Triton<R>X-405, Triton<R>X-705 og Triton<R>N-998, som inneholder hen-holdsvis et gjennomsnitt på 10, 30, 40, 70 og 100 etylenoksydenheter, tilgjengelige fra Rohm and Haas Co., Philadelphia,
PA 19105; T-DETRN-4 07 og T-DET<R>507 fra Thompson Hayward, Kansas City, KS 66110 og Tergitol<R>NP-40 fra Union Carbide Corp., Danbury, CT 06817.
Egnede ikke-ioniske overflateaktive midler (C), ovenfor, som er kommersielt tilgjengelige, inkluderer flere av de Pluro-nie overflateaktive midler fra BASF Wyandotte Corp., Wyandotte, Michigan, 48192, inkludert Pluronic<R>L35 (HLB 18,5), L43 (HLB 12), L44 (HLB 16), P65 (HLB 17), L64 (HLB 17), L63 (HLB 11), P75
(HLB 16,5, P85 (HLB 16), P84 (HLB 14), P94 (HLB 13,5, P104 (HLB 13) og P105 (HLB 15). Som det er vel kjent på området av overflateaktive midler, er HLB den hydrofile-lipofile balanse, som er et mål på den relative samtidige tiltrekning av et emulgerende stoff for de to faser (olje og vann) i et emulsjonssystem. De høyere HLB-verdier er indikative for høyere hydrofilisitet.
Idet vi antar enkel separering av faser i hvert tilfelle, vil det gjenkjennes av en fagmann på området at jo høyere nivå av olje i emulsjonene av oppfinnelsen er, desto mer effektiv vil utvinningsprosessen være. Således er effektive emulsjoner av oppfinnelsen de som inneholder fra 20 deler i vekt av olje og 8 0 deler i vekt av vann til de som har 80 deler i vekt av olje og 20 deler i vekt av vann. Spesielt foretrukne emulsjoner er de som har fra 50 til 75 deler i vekt av olje og fra 25
til 50 deler i vekt av vann. Selvfølgelig, som angitt ovenfor, kan "vannet" som anvendes i emulsjonen, enten være friskt vann, som inneholder lite eller ingen oppløste faste stoffer, eller en saltløsning som inneholder relativt høye nivåer (opptil 15% i vekt) av totalt oppløste faste stoffer (TDS), inkludert vanlig salt. I de fleste tilfeller er "vannet" som anvendes i emulsjonen, det vannet som produseres fra brønnen sammen med den tunge råolje.
I noen tilfeller er fluidet som er produsert i en brønn,
en svært viskøs vann-i-olje-emulsjon. Det er funnet at ved introduksjon av en overflateaktiv blanding som her beskrevet ned i brønnåpningen med moderat blanding nedover i hullet, vil den viskøse vann-i-olje-emulsjon inverteres til å danne en olje-i-vann-emulsjon med svært lav viskositet.
Mens nivåer av den overflateaktive blanding, som er basert på oljevekten, kan variere over et vidt område, er foretrukne nivåer de som er innen området på 170 til 4000 deler i vekt av overflateaktiv blanding pr. million deler i vekt av olje,
og spesielt foretrukne blandinger er de som har fra 200 til 1500 deler i vekt av overflateaktivt middel pr. million deler i vekt av olje.
I alle de her nevnte tilfeller refererer delene av overflateaktive midler til delene av aktiv ingrediens, idet inerte fortynningsmidler som vanligvis anvendes i dannelsen av disse, f.eks. vann, er utelukket.
De overflateaktive blandinger omfatter fra 30 til 70 deler
i vekt av overflateaktivt middel (A) og 3 0 til 70 deler i vekt av enten overflateaktivt middel (B) eller overflateaktivt middel (C), og spesielt foretrukne er de som har 50 deler i vekt av hver av de ovenfor aktive ingredienser, (A) og (B) eller (A) og (C).
De følgende eksempler er illustrative for oppfinnelsen.
EKSEMPEL 1
Viskositetsreduksjon og emulsjonsstabilitet av en 13, 5 - 15 API vekt California råolje med forskjellige emulgerende stoffer
FREMGANGSMÅTE:
Råoljeprøven, 280 g, saltløsning<*>, 120 g, og emulgerende stoff, 0,224 g (800 ppm basert på oljevekt), ble plassert i en blander og blandet ved en høy-skjærkraft-hastighet i 30 sek. Viskositeten av den resulterende emulsjon ble målt med et Brookfield LVTD-viskosimeter ved spindelhastigheter på 6, 12, 30
og 60 rpm. Alle viskositetsavlesninger var omtrent de samme.
En 100 ml del av emulsjonen ble helt inn i en gradert sylinder og tillatt å stå ved 25°C. Etter seks timer ble hver graderte sylinder snudd opp ned tre ganger for å redispergere blandingen. Viskositeten ble målt igjen og notert som viskositeten ved 6 timer. Graden av viskositetsreduksjon og lettheten av redisper-pergering etter henstand er målt for mengden av sammenflytning av oljefasen, og er således et mål for stabiliteten av emulsjonen. Resultatene er oppsummert i tabellen nedenfor.
<*>Saltløsningen inneholdt 10% i vekt av totalt oppløste faste stoffer (TDS) og 1% hardhet.
EKSEMPEL 2
Virkningen av forskjellige forhold mellom overflateaktive midler av blanding 2 i eksempel 1 ble bestemt ved å anvende den samme tunge California-råolje betegnet som olje type A nedenfor og en annen tung California-råolje, type B, ved fremgangsmåten i eksempel 1, med unntak av at forholdet mellom overflateaktive midler i blandingen er som vist nedenfor.
EKSEMPEL 3
Virkningen av variasjon av den totale vekt av overflateaktive midler ved å anvende blanding 2 i eksempel 1, ble utført med en 12° API tung Central California-råolje som hadde Brookfield-viskositet (centipoise) som følger: ved 25°C >20 000 cP
ved 33°C 18 500 cP
ved 40°C 6 320 cP
og et paraffin/asfaltenforhold på 10,9. Den anvente fremgangsmåte var den i eksempel 1, med unntak av at emulsjonsstabiliteten ble bestemt etter henstand i 2 timer, fremfor 6 timer. Prosent faseseparasjon etter at emulsjonen sto i 2 timer ble også notert. Resultatene er oppsummert nedenfor.
EKSEMPEL 4
Virkningen av forskjellige overflateaktive blandinger, hver på 800 ppm (basert på oljevekt), på viskositeten og stabiliteten av 70:30 (olje:vann) emulsjoner av en tung råolje fra Nord-Mon-tana ble bestemt ved metoden ovenfor. Den anvendte tunge råolje hadde viskositeten vist nedenfor:
ved 22°C 12000 centipoise
ved 38°C 2700 centipoise
ved 49°C 1100 centipoise
I hvert tilfelle ble duplikatemulsjoner fremstilt i Waring-blander ved 60°C ved å anvende springvann og saltløsning som inneholdt 5 vektprosent av totalt oppløste faste stoffer (TDS). Emulsjonsviskositet ble bestemt etter avkjøling til 25°C og faseseparasjon pr. time ble bestemt over en to-timers periode. Resultatene er oppsummert nedenfor: Startviskositet og stabilitet av tunge råoljeemulsjoner fra Nord-Montana ( 70:30 vann/ olje) med forskjellige overflateaktive
blandinger ved 800 ppm ( basert på oljevekt)
Blanding 2 - en 50:50 (vekt) blanding av overflateaktivt middel I, ovenfor, og overflateaktivt middel II fra eksempel I (Triton X-305, Rohm and Haas Co., Philadelphia, PA 19105);
Blanding 4 - en 50:50 (vekt) blanding av overflateaktivt middel I, ovenfor, og overflateaktivt middel IV fra eksempel I, (Triton N-998, Rohm and Haas, Philadelphia, PA 19105).
Blanding 5 - en 50:50 (vekt) blanding av overflateaktivt middel I, ovenfor, og oktylf enoksypoly (etylenoksy) etanol, CoH^C,H.0(CHoCHo0)-AH (Triton X-100, Rohm and Haas, Philadel-81764 Z Z 10
phia, PA 19105).
EKSEMPEL 5
En peruviansk høy-asfalt-tungråolje, 280 g, 10% TDS salt-løsning, 120 g og 800 ppm av en 50/50 overflateaktiv blanding (i vekt) ble emulgert, og start-Brookfield-viskositeten som i eksempel 1 for å bestemme fortynningseffektiviteten av den overflateaktive blanding ved 25°C. Emulsjonen ble så rystet i 24 timer ved 27°C i en hastighet på 150 omdreininger/minutt for å bestemme emulsjonsstabiliteten basert på oljesammenflytning ved bestemmelse av oljedråpestørrelse. En dråpestørrelse på mindre enn 2 mm under disse betingelser (størrelse 1) passerer testen.
EKSEMPEL 6
Virkning av total konsentrasjon av overflateaktiv blanding 2
på emulsjonsstabilitet med tung California- råolie Blandinger av 380 g råolje, 163 g 10% (vekt) saltløsning og 100, 200, 400 eller 800 ppm i vekt, basert på oljevekt, av overflateaktiv blanding 2 (en 50/50 (vekt) blanding av overflateaktive midler I og II fra eksempel 1) ble emulgert ved å pumpe blandingen gjennom en rørsløyfe med diameter 0,635 cm ved 1000 sek-1 skjærkraft i forhold til veggen i 5 min. Start-tilsynekomsten og viskositeten ble oppnådd som i eksempel 1,
og emulsjonen ble så pumpet gjennom røret ved 500 sek~l skjærkraft i forhold til veggen, og tilsynekomsten og vannutbrudd notert etter passering gjennom 7,63 m av røret. Resultatene er oppsummert nedenfor:
EKSEMPEL 7
TCimilsionsstflhi- litet med tung råolje fra California
Idet man anvendte en tung Cat Canyon-råolje fra California, viskositet 7860 cP ved 21°C, ble 70:30 olje/saltløsnings-emulsjoner (saltløsning innehold 6260 ppm TDS; 42 ppm hardhet) som inneholdt fra 200 til 1000 ppm overflateaktiv blanding, fremstilt ved å pumpe blandingen ved 27°C i 3 0 sek gjennom en rørsløyfe med diameter 0,635 cm ved 1000 sek~l skjærkraft. Pumping ved 500 sek"! skjærkrafthastighet ble så fortsatt inntil emulsjonen ble brutt. Nedbrytningstiden for emulsjonen testet på denne måte er oppsummert nedenfor.
EKSEMPEL 8
Utførelse med tung råolje fra Sør- Amerika
En tung råolje fra Sør-Amerika som hadde en Brookfield-viskositet på 11 000 cP ved 20°C og 2800 cP ved 27"C og et paraffin/asfaltenforhold på 4,1, ble emulgert i en saltløsning som inneholdt 6,7% eller 9,1% totalt oppløste faste stoffer med tre forskjellige overflateaktive blandinger som vist nedenfor. I hvert tilfelle inneholdt emulsjonene 70% råolje og 30% saltløsning i vekt, og 800 ppm av overflateaktiv blanding. Emulsjonene ble fremstilt i Waring-blander ved 60°C, avkjølt til 25°C; og start-Brookfield-viskositeten ble bestemt ved å bruke spindel 3 ved 6 rpm. Emulsjonsstabiliteten ble bestemt ved oljedråpestørrelse etter rysting i 24 timer ved 27°C som beskrevet i eksempel 5. Resultatene er oppsummert nedenfor.
R
<**>Eleminol MON-7, Sanyo Chemical Co. er et natriumalkyl-4-(sul-fofenoksy)benzensulfonat med formel
hvor R er C4Hg til CjgH^ som kan være en rettlinjet eller forgrenet kjede.
EKSEMPEL 9
Utførelse med Vest- Canada- jordbek Fremgangsmåten i eksempel 8 ble gjentatt med en Vest-Canada-jordbek som hadde Brookfield-viskositet på 34 800 cP ved 25 °C
I tillegg til startviskositeten og emulsjonsstabiliteten ble prosent separasjon etter henstand i 24 timer bestemt. Resultatene er oppsummert i tabellen nedenfor.
EKSEMPEL 10
Utførelse av overflateaktive blandinger 2 . 8 og 9 med
tung Geisinger- råolie fra California
Prøver fra tung Geisinger-råolje fra California, som hadde en Brookfield-viskositet på mer enn 10 000 cP (13,5° API) ved 25°C, ble emulgert i en saltløsning som hadde 10% totalt oppløste faste stoffer i et forhold på 70 deler i vekt av olje og 30 deler i vekt av saltløsning, med de overflateaktive blandinger angitt nedenfor ved 400 ppm av hver komponent (total overflateaktiv blanding, 800 ppm basert på olje). Startviskositeten (cP) og faseseparasjon ved henstand ved 25°C ble bestemt. Resultatene er oppsummert nedenfor.
EKSEMPEL 11
Nedhulls- emulgeringsprøve ved Reward Field, McKittrich, California
En marginelt produktiv brønn ble anvendt, som i løpet
av en forprøveperiode på 26 dager hadde en gjennomsnittlig daglig oljeproduksjon på 0,7 fat (111,3 1) med en gjennomsnittsvekt på 12°C API (0,986 g/cm<3>) og en gjennomsnitts Brookfield-viskositet større enn 20 000 cP. Viskositeten av forskjellige prøver av denne råolje ble redusert til 130 - 180 cP med 400 - 800 ppm av overflateaktiv blanding 2 ved fremgangsmåten i eksempel 1.
I løpet av 10 dager-prøveperioden ble en vandig løsning av blanding 2, som inneholdt 250 ppm av hver av de to overflateaktive midler, * kontinuerlig injisert ned i brønnåpningen. Fluidet som ble produsert i løpet av denne periode, inneholdt i gjennomsnitt 3 6% av vandig fase og 64% olje, i vekt. Gjennom-snittsfluidproduksjonen i brønnen økte 240%, og oljeproduksjonen økte med 450%. Gjennomsnitt-brønnhodetemperaturen var 30°C.
I tillegg ble overflatestrøm-linjetrykket redusert fra et for-prøvetrykk på 300 psig til 26 psig i løpet av prøveperioden.
I løpet av en 15 dagers etterprøveperiode falt oljeproduksjonen til 1,2 fat/dag, som fortsatt er 70% ovenfor forprøvehastigheten. Data er oppsummert i tabellen nedenfor.
Oppsummering av gjennomsnittsdata fra prøve ved Reward Field Brønn, McKittrick, California, med overflate-
aktiv blanding 2 ( 500 ppm)
EKSEMPEL 12
Nedhulls- emulgeringsprøve ved Midway- Sunset Field,
Fellows, California
Denne prøve ble utført med en brønn som allerede var moderat produktiv, idet den ga et gjennomsnitt på 6 fat (954 1) olje pr. dag i løpet av den 8 dagers forprøve-perioden, og hadde en konstant Brookfield-viskositet ved 40"C på 29 000 cP. På den niende dag ble kontinuerlig injeksjon av 440 ppm (basert på oljevekt) av overflateaktiv blanding 2 startet. Siden viskositeten forble høy (28 400 cP), ble nivået av blanding 2 økt til 650 ppm på dag 10 og 740 ppm på dag 11, og i løpet av denne periode falt viskositeten til 12 800 cP (dag 10) og 12 cP
(dag 11). Dosering ble opprettholdt ved omtrent 740 ppm inntil dag 13 da den ble videre økt til 1040 ppm og opprettholdt ved 1000 til 1300 ppm inntil slutten av prøveperioden på dag 18.
I løpet av dagene 11 - 18 forble viskositeten lav (12 - 90 cP) med unntak av avlesninger på 5200 og 2000 på dag 12.
I løpet av 10-dagers-prøveperioden økte fluidproduksjonen med 30% og oljeproduksjonen med 63% til et gjennomsnitt på 9,8 fat pr. dag. I løpet av prøveperioden var brønnhodetemperaturen 39°c. Resultatene er oppsummert nedenfor.
Oppsummering av qjennomsnittsdata fra prøve ved Midwell- Sunset Field, Fellows, California, med overflateaktiv blanding 2
ved 440 til 1300 ppm
Claims (9)
1. Fremgangsmåte for å forbedre mobiliteten til en viskøs råolje,
karakterisert ved å danne en olje-i-vann-emulsjon med nevnte olje og 20 - 80 vektprosent vann i nærvær av 170 - 4000 vektdeler av en blanding av overflateaktive midler pr. million vektdeler olje, idet blandingen omfatter 30 - 70 vektdeler av et anionisk eller amfotert overflateaktivt middel (A) valgt fra dem som har formlene Ar(OCH2CH2)n0SO3H, Ar(OCH2CH)nOCH2COOH, R<1>(O<CH>2CH2)n0CH2C00H,
et natrium- eller ammoniumsalt derav; og 30 - 70 vektdeler av et ikke-ionisk overflateaktivt middel valgt fra (B) forbindelser med formel Ar(0CHoCHn) OH, eller 2 2 p (C) forbindelser med formel H(0CH„CHo) 2 2 r
idet nevnte overflateaktive middel (C) har en HLB-verdi på 10 - 20; hvor Ar er oktylfenyl eller nonylfenyl,
n er et tall fra 2 til 10,
p er et tall fra 10 til 100,
m er et tall fra 20 til 40,
r er et tall fra 20 til 50,
R<1> er <C>g<->C18-alkyl og R<2> er C12 - C18-alkyl.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at vannet er tilstede i en mengde av 25 - 50 vektprosent regnet på oljen, idet blandingen består av 50 vektdeler av overflateaktivt middel (A) og 50 vektdeler av overflateaktivt middel (B) eller overflateaktivt middel (C) og nevnte blanding av overflateaktive midler er tilstede i fra 200 til 1500 vektdeler pr. million vektdeler av oljen.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, karakterisert ved at (a) det overflateaktive middel (A) er Ar(0CH„CH~) OSCUH og 2 2 n 3 ^ nevnte ikke-ioniske overflateaktive middel er (B) eller (C) som har en HLB-verdi på 12 - 16; eller (b) det overflateaktive middel (A) er Ar(OCH2CH2)nOCH2COOH
eller R1(0CH„CHo) OCH-COOH og det ikke-ioniske overflataktive 2 2 n 2 r
middel er (B).
4. Fremgangsmåte for å transportere en viskøs råolje gjennom en rørledning,
karakterisert ved å danne en olje-i-vann-emulsjon med oljen og 20 - 80 vektprosent vann i nærvær av 170 - 4000 vektdeler av en blanding av overflateaktive midler pr. million vektdeler olje, idet blandingen omfatter 30 - 70 vektdeler av et anionisk eller amfotert overflateaktivt middel (A) valgt blant dem som har formel Ar(OCH2CH2)n<0>S03H, Ar(O<CH>2CH2)nOCH2COOH, R<1>(OCH2CH2)n<0>CH2C00H,
eller et natrium- eller ammoniumsalt derav; og 30 - 70 vektdeler av et ikke-ionisk overflateaktivt middel valgt fra (B) forbindelser med formel Ar(OCH2CH2) pOH, eller (C) forbindelser med formel H(OCH2CH2)r
idet det overflateaktivt middel (C) har en HLB-verdi på 10 - 20;
hvor Ar er oktylfenyl eller nonylfenyl,
n er et tall fra 2 til 10,
p er et tall fra 10 til 100,
m er et tall fra 20 til 40,
r er et tall fra 20 til 50,
R<1> er CQ- C10-alkyl og
~ o lo
R er C12- - Cj<g->alkyl.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 4, karakterisert ved at vannet er tilstede i en mengde av 25 - 50 vektprosent regnet på oljen, idet blandingen består av 50 vektdeler av overflateaktivt middel (A) og 50 vektdeler av overflateaktivt middel (B) eller overflateaktivt middel (C) og nevnte blanding av overflateaktive midler er tilstede i 200 - 1500 vektdeler pr. million vektdeler av oljen.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, karakterisert ved at (a) det overf lateaktive middel (A) er Ar (OCH2CH2 )nOSC>3H og det ikke-ioniske overflateaktive middel er (B) eller (C) som har en HLB-verdi på 12 - 16; eller (b) det overflateaktive middel (A) er Ar(0CH„CHo) OCH-COOH ., Z Z n 2 eller R (OCH„CH„) OCH-COOH og det ikke-ioniske overflateaktive 2 2 n 2
middel er (B).
7. 01je-i-vann-emulsjon,
karakterisert ved at den omfatter 20 - 80 volumprosent av en viskøs råolje, 20 - 80 vektprosent vann og 170 - 4000 vektdeler av en blanding av overflateaktive midler pr. million vektdeler olje, idet blandingen omfatter 30 - 70 vektdeler av et anionisk eller amfotert overflateaktivt middel (A) valgt fra dem som har formel
Ar(0CH~CHo) OSO,H, Ar(OCH~CH~) OCH-COOH, R<1>(OCH-CH-) OCH-COOH,
z z ti i z z n z z z n z
eller et natrium- eller ammoniumsalt derav; og 30 - 70 vektdeler av et ikke-ionisk overflateaktivt middel valgt fra (B) forbindelser med formel Ar(OCH2CH2)p0H, eller (C) forbindelser med formel H(0CHoCH~) (0CHoCH) OH,
CH3 idet det overflateaktive middel (C) har en HLB-verdi på 10 - 20; hvor Ar er oktylfenyl eller nonylfenyl,
n er et tall fra 2 til 10,
p er et tall fra 10 til 100,
m er et tall fra 20 til 40,
r er et tall fra 20 til 50,
R<1> er Cg- - Cjg-alkyl og R2 er C^ 2~ - C^-alkyl.
8. Emulsjon som angitt i krav 7,
karakterisert ved at vannet er tilstede i en mengde av 25 - 50 vektprosent regnet på oljen, idet blandingen består av 50 vektdeler av overflateaktivt middel (A) og 50 vektdeler av overflateaktivt middel (B) eller overflateaktivt middel (C) og blandingen av overflateaktive midler er tilstede i 200 - 1500 vektdeler pr. million vektdeler av oljen.
9. Emulsjon som angitt i krav 8,
karakterisert ved at (a) det overflateaktive middel (A) er ArtOCH-CH-) 0S0-.H og 2 2 n 3 det ikke-ioniske overflateaktive middel er (B) eller (C) som har en HLB-verdi på 12 - 16; eller (b) det overflateaktive middel (A) er Ar(OCH„CH„) OCH-COOH - 2 2 n 2 eller R (COH~CH_) OCH^COOH og det ikke-ioniske overflateaktive 2 2. n 2 J
middel er (B).
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US79091685A | 1985-10-24 | 1985-10-24 |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO864236D0 NO864236D0 (no) | 1986-10-23 |
| NO864236L NO864236L (no) | 1987-04-27 |
| NO173706B true NO173706B (no) | 1993-10-11 |
| NO173706C NO173706C (no) | 1994-01-19 |
Family
ID=25152112
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO864236A NO173706C (no) | 1985-10-24 | 1986-10-23 | Fremgangsmaate for aa forbedre mobiliteten til en viskoes raaolje og transportere en viskoes raaolje gjennom en roerledning, samt en olje-i- vann-emulsjon |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA1268936A (no) |
| DE (1) | DE3634644A1 (no) |
| FR (1) | FR2595752A1 (no) |
| GB (1) | GB2182345B (no) |
| NO (1) | NO173706C (no) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH068424B2 (ja) * | 1988-06-10 | 1994-02-02 | 花王株式会社 | 劣化したｏ／ｗ型超重質油エマルション燃料の再生方法 |
| JPH01313594A (ja) * | 1988-06-10 | 1989-12-19 | Kao Corp | 超重質油エマルション燃料 |
| US5354504A (en) * | 1991-08-19 | 1994-10-11 | Intevep, S.A. | Method of preparation of emulsions of viscous hydrocarbon in water which inhibits aging |
| JP2709027B2 (ja) * | 1994-07-11 | 1998-02-04 | 花王株式会社 | 超重質油エマルション燃料 |
| CN1048798C (zh) * | 1997-03-28 | 2000-01-26 | 大庆石油管理局油田建设设计研究院 | 高含水油井和集油管线降粘防蜡剂及其制备方法 |
| US6743764B1 (en) | 1999-07-30 | 2004-06-01 | Dow Global Technologies Inc. | Low viscosity alkyl diphenyl oxide sulfonic acid blends |
| WO2013053036A1 (en) * | 2011-10-14 | 2013-04-18 | Diamond Qc Technologies Inc. | Use of oil-in-water emulsion for enhanced oil recovery |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE1284378B (de) * | 1966-06-01 | 1968-12-05 | Hoechst Ag | Verfahren zur Verhuetung von Paraffin- und Asphaltablagerungen bei der Erdoelfoerderung |
| US3380531A (en) * | 1967-05-18 | 1968-04-30 | Chevron Res | Method of pumping viscous crude |
| US3467195A (en) * | 1968-04-25 | 1969-09-16 | Chevron Res | Pumping viscous crude |
| BE791231Q (fr) * | 1968-11-04 | 1973-03-01 | Continental Oil Co | Agents de dispersion des huiles repandues |
| US4059154A (en) * | 1973-12-03 | 1977-11-22 | Texaco Inc. | Micellar dispersions with tolerance for extreme water hardness for use in petroleum recovery |
| US3943954A (en) * | 1974-04-29 | 1976-03-16 | Texaco Inc. | Pipeline transportation of viscous hydrocarbons |
| US4192767A (en) * | 1976-03-08 | 1980-03-11 | Texaco Inc. | Aqueous surfactant solutions and oil-in-water emulsions |
| US4099537A (en) * | 1976-03-08 | 1978-07-11 | Texaco Inc. | Method for transportation of viscous hydrocarbons by pipeline |
| US4108193A (en) * | 1976-03-08 | 1978-08-22 | Texaco Inc. | Pipeline method for transporting viscous hydrocarbons |
| US4214999A (en) * | 1978-03-20 | 1980-07-29 | Texaco Inc. | Surfactant flooding oil recovery process |
| US4246919A (en) * | 1978-12-13 | 1981-01-27 | Conoco, Inc. | Method of transporting viscous hydrocarbons |
| US4249554A (en) * | 1979-01-26 | 1981-02-10 | Conoco, Inc. | Method of transporting viscous hydrocarbons |
| US4239052A (en) * | 1979-02-21 | 1980-12-16 | Conoco, Inc. | Method of transporting viscous hydrocarbons |
| US4265264A (en) * | 1979-04-30 | 1981-05-05 | Conoco, Inc. | Method of transporting viscous hydrocarbons |
| US4285356A (en) * | 1979-10-12 | 1981-08-25 | Conoco, Inc. | Method of transporting viscous hydrocarbons |
| EP0032072B1 (en) * | 1979-12-03 | 1983-05-18 | The Dow Chemical Company | Surfactant compositions useful in enhanced oil recovery processes |
| EP0073894B1 (de) * | 1981-09-01 | 1986-01-29 | Hüls Aktiengesellschaft | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| JPS5944489A (ja) * | 1982-09-07 | 1984-03-12 | 帝国石油株式会社 | 原油回収用ミセル溶液組成物 |
| US4684372A (en) * | 1983-11-02 | 1987-08-04 | Petroleum Fermentations N.V. | Combustion of viscous hydrocarbons |
-
1986
- 1986-10-10 DE DE19863634644 patent/DE3634644A1/de active Granted
- 1986-10-15 GB GB8624748A patent/GB2182345B/en not_active Expired - Lifetime
- 1986-10-22 CA CA000521085A patent/CA1268936A/en not_active Expired - Lifetime
- 1986-10-23 FR FR8614714A patent/FR2595752A1/fr not_active Withdrawn
- 1986-10-23 NO NO864236A patent/NO173706C/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR2595752A1 (fr) | 1987-09-18 |
| NO173706C (no) | 1994-01-19 |
| NO864236D0 (no) | 1986-10-23 |
| GB2182345A (en) | 1987-05-13 |
| GB2182345B (en) | 1990-01-24 |
| GB8624748D0 (en) | 1986-11-19 |
| DE3634644A1 (de) | 1987-04-30 |
| CA1268936A (en) | 1990-05-15 |
| NO864236L (no) | 1987-04-27 |
| DE3634644C2 (no) | 1989-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5013462A (en) | Method for improving production of viscous crude oil | |
| US4757833A (en) | Method for improving production of viscous crude oil | |
| RU2452851C2 (ru) | Способы добычи нефти из нефтяного месторождения | |
| CA2111942C (en) | Emulsion of viscous hydrocarbon in aqueous buffer solution and method for preparing same | |
| CA1078160A (en) | Aqueous anionic surfactant systems | |
| BR112020020356A2 (pt) | Método para deslocar um material de hidrocarboneto em contato com um material sólido, método para reduzir a viscosidade de um material de hidrocarboneto, método de transporte de um material de hidrocarboneto através de uma tubulação, método para deslocar um petróleo não refinado de um reservatório de petróleo, método de conversão de um ácido de petróleo não refinado em um tensoativo, método para deslocar um material betuminoso em contato com um material sólido, método de conversão de um ácido de um material betuminoso em um tensoativo, método para reduzir a viscosidade de um material betuminoso e método de transporte de um material betuminoso através de uma tubulação | |
| CN107652961A (zh) | 一种抗凝析油泡排剂及其制备方法和应用 | |
| NO176165B (no) | Blanding for dispergering av oljesöl på vann | |
| HU191239B (en) | Method for gaining oil from underground sites by emulsion flushing | |
| NO322216B1 (no) | Anvendelse av surfaktantblandinger for borehullsoperasjoner | |
| US4764285A (en) | Oil spill microemulsion dispersants | |
| NO147528B (no) | Konsentrat for fremstilling av mikro-emulsjoner av olje og saltholdig vann samt mikro-emulsjon for anvendelse ved utvinning av olje | |
| US4269271A (en) | Emulsion oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations | |
| NO173706B (no) | Fremgangsmaate for aa forbedre mobiliteten til en viskoes raaolje og transportere en viskoes raaolje gjennom en roerledning, samt en olje-i-vann-emulsjon | |
| CA1209465A (en) | Method for oil recovery from reservoir rock formations | |
| JPH0340756B2 (no) | ||
| US4460481A (en) | Surfactant waterflooding enhanced oil recovery process | |
| CN102834170A (zh) | 使用具有链长为6-10个碳原子的疏水嵌段的阳离子表面活性剂开采矿物油的方法 | |
| EP2940114B1 (en) | Cleaning composition for use as dispersant for oil spills or as surface washing agent to enhance oil removal from substrates | |
| US4978459A (en) | Oil spill microemulsion dispersants | |
| FR3116283A1 (fr) | Procédé de traitement d’un effluent de production issu d’un procédé de récupération assistée du pétrole au moyen d’une formulation désémulsifiante à base de gomme guar modifiée cationique | |
| US4100966A (en) | Oil recovery process using an emulsion slug with tapered surfactant concentration | |
| Bocard et al. | Dispersant effectiveness evaluation in a dynamic flow-through system: The IFP dilution test | |
| NO823414L (no) | Fremgangsmaate og middel for surgjoering av olje- eller gassbroenner. | |
| US4970007A (en) | Aqueous surfactant mixtures, and the use thereof in the recovery of crude oil |