hjkvbkddkv ldvl
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7.18.06 / 8am
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asdfghwertasdfgh
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7.31.06 / 4am
ES TODO TUYO
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2.3.07 / 1pm
I want know more about you.
love to have you for myself. -
2.5.07 / 3pm
mme gustaria penetrarte hasta sangrar
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10.9.07 / 9pm
u r so damn hot i wuld like to have u as my gf or even more
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12.4.07 / 9pm
cuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amo
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6.21.08 / 6pm
remove this old comments
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12.22.08 / 3pm
wow i love your pussy
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Fuck you simple minded animal like idiots! who don’t respect what has been given to them! think about all those of who live in misfortune! and all you think is as that of animals!
I despise this ignorance to face reality. -
Why do i write on this page? Longing! You re gorges Lauren. A Viking From Norway. Just another passenger in the world wide web??
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wheres the pussy there was no pussy in that?!?!?!?! nice big tits. im hard and i want to fuck you so email me baby
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She’s very HOT! Great ass and a beautiful face. She’s the proof that girls with small boobs can be as hot and attractive as girls with bigger boobs. Love small Boobs!!
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what is the rate of this babe.
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cuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amo
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cuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te 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amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amocuando te veo me exito tanto k mi pene ya no damas y nesesita tu vaguina para meterse aaaa estoy exitado te amo
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SPE 37236 presented at the 1997 SPE Int. Symp. on Oilfield Chem.,
Houston, TX, Feb. 18–21.
Austad, T., et al., 1998. Chemical flooding of oil reservoirs: 8. Spontaneous
oil expulsion from oil-and water-wet low-permeable chalk
material by imbibition of aqueous surfactant solutions. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 137, 117.
Babadagli, T., 1996. Temperature effect on heavy-oil recovery imbibition
in fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Technol. 14, 197.
Babadagli, T., 2001. Scaling of capillary co-current and counter-current
capillary imbibition for surfactant and polymer injection in naturally
fractured reservoirs. SPEJ 465 (Dec).
Babadagli, T., 2002. Dynamics of capillary imbibition when surfactant,
polymer and hotwater are used as aqueous phase. J. Colloid Interface
Sci. 246 (1), 203.
Babadagli, T., 2003a. Evaluation of EOR methods for heavy-oil
recovery in naturally fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Eng. 37, 25.
Babadagli, T., 2003b. Selection of proper enhanced oil recovery fluid
for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 223, 157.
Babadagli, T., 2005. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition
of surfactant solution. Oil Gas Sci. Technol.-Revue de l’IFP
60 (4).
Babadagli, T., Boluk, Y., 2005. Oil recovery performances of surfactant
solutions by capillary imbibition. J. Colloid Interface Sci. 282 (1), 158.
Babadagli, T., Al-Bemani, A., Boukadi, F., 1999. Analysis of capillary
imbibition recovery considering the simultaneous effects of gravity,
low IFT, and boundary conditions. Paper SPE 57321, 1999 SPE Asia
Pacific Improved Oil Recovery Conf., Kuala Lumpur, Malaysia, Oct.
25–26.
Babadagli, T., et al., 2005. A laboratory feasibility study of dilute
surfactant injection for the Yibal Field, Oman. J. Pet. Sci. Eng. 48
(1–2), 37–52.
Bae, J.H., 1985. Glenn Pool Surfactant–Flood Expansion Project: a
technical summary. SPE Reserv. Eng. 123 (May).
Bae, J.H., Petrick, C.B., 1986. Glenn Pool Surfactant Flood Pilot Test:
comparison of laboratory and observation-well data. SPE Reserv.
Eng. 593 (Nov.).
Barua, J., Prescott, T., Haldorsen, H.H., 1986. Financial and technical
decision making for surfactant flooding. Paper SPE 15074, 1986
SPE 56th Calif. Reg. Meet., Oakland, CA, April 2–4.
Baviere, M., et al., 1994. Improvement of the efficiency/cost ratio of
chemical EOR processes by using surfactants, polymers, and alkalis
in combination. Paper SPE/DOE 27821 presented at the 1994 SPE
Ninth Symposium on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Boneau, D.F., Clampitt, R.L., 1977. A surfactant system for the oil-wet
sandstone of the North Burbank Unit. JPT 501 (May).
Cil, M., et al., 1998. An examination of countercurrent capillary imbibition
recovery from single matrix blocks and recovery predictions
by analytical matrix/fracture transfer functions. Paper SPE 49005
presented at the 1998 SPE Annual Tech. Conf. and Exh., New
Orleans, LA, 27–30 Sept.
Chen, H.L., et al., 2000. Laboratory monitoring of surfactant imbibition
using computerized tomography. Paper SPE 59006 presented at the
2000 SPE Int. Petr. Conf. and Exh., Veracruz, Mexico, Feb. 1–3.
Clark, S.R., Pitts, M.J., Smith, S.M., 1988. Design and application of
an alkaline-surfactant-polymer recovery system to the West Kiehl
Field. Paper SPE 17538 presented at the 1988 SPE Rocky
Mountain Regional Meeting held in Casper, WY, May 11–13.
Cuiec, L., Bourbiaux, B., Kalaydjian, F., 1994. Oil recovery by imbibition
in low-permeability chalk. SPEFE 200 (Sept.).
Flumerfelt, R.W., et al., 1993. A cyclic surfactant-based imbibition/
solution gas drive process for low-permeability, fractured reservoirs.
Paper SPE 26373 presented at the 1993 SPE Ann. Tech.
Conf. and Exh., Houston, TX, Oct. 3–6.
Graue, A., Viksund, B.G., Baldwin, B.A., 1999. Reproducible
wettability alteration of low-permeable outcrop chalk. SPE Reserv.
Evalu. Eng. 2, 134.
Griffin, W.C., 1949. Classification of surface active agents by HLB.
J. Soc. Cosmet. Chem. 1, 311.
Jakobsen, S.R., Hovland, F., 1994. Surfactant flooding: technical and
economical conditions to succeed. Paper SPE 27824, 1994 SPE/
DOE Ninth Symp. on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Keijzer, P.P.M., de Vries, A.S., 1990. Imbibition of surfactant solutions.
Paper SPE 20222, 1990 SPE/DOE 7th Symp. on Enhanced Oil
Recovery, Tulsa, OK, April 22–25.
Li, K., Firoozabadi, A., 2000. Experimental study of wettability
alteration to preferential gas-wetting in porous media and its effects.
SPE Res. Eval. and Eng. 3, 139.
Li, K., Chow, K., Horne, R., 2002. Effect of initial water saturation on
spontaneous water imbibition. Paper SPE 76727 presented at the
2002 SPE Western Reg. Meet., Anchorage, Alaska, May 20–22.
Maerker, J.M., Gale, W.W., 1992. Surfactant flood process design for
Loudon. SPE Reserv. Eng. 36 (Feb.).
Michels, A.M., et al., 1996. Enhanced waterflooding design with dilute
surfactant concentrations for North Sea conditions. SPE Reserv.
Eng. 189 (Aug.).
Milter, J., Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs: 6.
Evaluation of the mechanism for oil expulsion by spontaneous
imbibition of brine with and without surfactant in water-wet, lowpermeable,
chalk material. Colloids Surf., A Physicochem. Eng.
Asp. 113, 269.
Saad, N., Pope, G.A., Sepehrnoori, K., 1989. Simulation of big muddy
surfactant pilot. SPE Reserv. Eng. 24 (Feb.).
Salager, J.L., et al., 1979. Optimum formulation of surfactant/water/oil
systems for minimum interfacial tension or phase behavior. SPEJ
107 (April).
Schechter, D.S., Zhou, D., Orr, F.M., 1994. Low IFT drainage and
imbibition. J. Pet. Sci. Eng. 11, 283.
Seethepalli, A., Adibhatla, B., Mohanty, K.K., 2004. Wettability
alteration during surfactant flooding of carbonate reservoirs. Paper
SPE 89423 presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symp. on
Imp. Oil Rec., Tulsa, Oklahoma, April 17–21.
Spinler, E.A., 2000. Enhancement of oil recovery using a low
concentration of surfactant to improve spontaneous and forced
imbibition in chalk. Paper SPE 59290 presented at the 2000 SPE/
DOE Imp. Oil. Rec. Symp., Tulsa, OK, April 3–5.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000a. Wettability alteration in chalk:
1. Preparation of core material and oil properties. J. Pet. Sci. Eng.
28, 111.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000b. Wettability alteration in chalk: 2.
Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet
using surfactants. J. Pet. Sci. Eng. 28, 123.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003a. Nontoxic low cost amines as
wettability alteration chemicals in carbonates. J. Petr. Sci. Eng. 39,
431.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003b.Wettability alteration in carbonates:
interaction between cationic surfactant and carboxylates as a key
factor in wettability alteration from oil-wet to water-wet conditions.
Colloids Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 216, 243.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003c.Wettability alteration in carbonates:
low-cost ammonium surfactants based on bio-derivatives from the
coconut palm as active chemicals to change the wettability from
oil-wet to water-wet conditions. Colloids Surf., A Physicochem.
Eng. Asp. 218, 161.
T. Babadagli / Journal of Petroleum Science and Engineering 54 (2006) 43–54 53SPE 37236 presented at the 1997 SPE Int. Symp. on Oilfield Chem.,
Houston, TX, Feb. 18–21.
Austad, T., et al., 1998. Chemical flooding of oil reservoirs: 8. Spontaneous
oil expulsion from oil-and water-wet low-permeable chalk
material by imbibition of aqueous surfactant solutions. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 137, 117.
Babadagli, T., 1996. Temperature effect on heavy-oil recovery imbibition
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Babadagli, T., 2001. Scaling of capillary co-current and counter-current
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fractured reservoirs. SPEJ 465 (Dec).
Babadagli, T., 2002. Dynamics of capillary imbibition when surfactant,
polymer and hotwater are used as aqueous phase. J. Colloid Interface
Sci. 246 (1), 203.
Babadagli, T., 2003a. Evaluation of EOR methods for heavy-oil
recovery in naturally fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Eng. 37, 25.
Babadagli, T., 2003b. Selection of proper enhanced oil recovery fluid
for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 223, 157.
Babadagli, T., 2005. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition
of surfactant solution. Oil Gas Sci. Technol.-Revue de l’IFP
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Babadagli, T., Boluk, Y., 2005. Oil recovery performances of surfactant
solutions by capillary imbibition. J. Colloid Interface Sci. 282 (1), 158.
Babadagli, T., Al-Bemani, A., Boukadi, F., 1999. Analysis of capillary
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low IFT, and boundary conditions. Paper SPE 57321, 1999 SPE Asia
Pacific Improved Oil Recovery Conf., Kuala Lumpur, Malaysia, Oct.
25–26.
Babadagli, T., et al., 2005. A laboratory feasibility study of dilute
surfactant injection for the Yibal Field, Oman. J. Pet. Sci. Eng. 48
(1–2), 37–52.
Bae, J.H., 1985. Glenn Pool Surfactant–Flood Expansion Project: a
technical summary. SPE Reserv. Eng. 123 (May).
Bae, J.H., Petrick, C.B., 1986. Glenn Pool Surfactant Flood Pilot Test:
comparison of laboratory and observation-well data. SPE Reserv.
Eng. 593 (Nov.).
Barua, J., Prescott, T., Haldorsen, H.H., 1986. Financial and technical
decision making for surfactant flooding. Paper SPE 15074, 1986
SPE 56th Calif. Reg. Meet., Oakland, CA, April 2–4.
Baviere, M., et al., 1994. Improvement of the efficiency/cost ratio of
chemical EOR processes by using surfactants, polymers, and alkalis
in combination. Paper SPE/DOE 27821 presented at the 1994 SPE
Ninth Symposium on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Boneau, D.F., Clampitt, R.L., 1977. A surfactant system for the oil-wet
sandstone of the North Burbank Unit. JPT 501 (May).
Cil, M., et al., 1998. An examination of countercurrent capillary imbibition
recovery from single matrix blocks and recovery predictions
by analytical matrix/fracture transfer functions. Paper SPE 49005
presented at the 1998 SPE Annual Tech. Conf. and Exh., New
Orleans, LA, 27–30 Sept.
Chen, H.L., et al., 2000. Laboratory monitoring of surfactant imbibition
using computerized tomography. Paper SPE 59006 presented at the
2000 SPE Int. Petr. Conf. and Exh., Veracruz, Mexico, Feb. 1–3.
Clark, S.R., Pitts, M.J., Smith, S.M., 1988. Design and application of
an alkaline-surfactant-polymer recovery system to the West Kiehl
Field. Paper SPE 17538 presented at the 1988 SPE Rocky
Mountain Regional Meeting held in Casper, WY, May 11–13.
Cuiec, L., Bourbiaux, B., Kalaydjian, F., 1994. Oil recovery by imbibition
in low-permeability chalk. SPEFE 200 (Sept.).
Flumerfelt, R.W., et al., 1993. A cyclic surfactant-based imbibition/
solution gas drive process for low-permeability, fractured reservoirs.
Paper SPE 26373 presented at the 1993 SPE Ann. Tech.
Conf. and Exh., Houston, TX, Oct. 3–6.
Graue, A., Viksund, B.G., Baldwin, B.A., 1999. Reproducible
wettability alteration of low-permeable outcrop chalk. SPE Reserv.
Evalu. Eng. 2, 134.
Griffin, W.C., 1949. Classification of surface active agents by HLB.
J. Soc. Cosmet. Chem. 1, 311.
Jakobsen, S.R., Hovland, F., 1994. Surfactant flooding: technical and
economical conditions to succeed. Paper SPE 27824, 1994 SPE/
DOE Ninth Symp. on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Keijzer, P.P.M., de Vries, A.S., 1990. Imbibition of surfactant solutions.
Paper SPE 20222, 1990 SPE/DOE 7th Symp. on Enhanced Oil
Recovery, Tulsa, OK, April 22–25.
Li, K., Firoozabadi, A., 2000. Experimental study of wettability
alteration to preferential gas-wetting in porous media and its effects.
SPE Res. Eval. and Eng. 3, 139.
Li, K., Chow, K., Horne, R., 2002. Effect of initial water saturation on
spontaneous water imbibition. Paper SPE 76727 presented at the
2002 SPE Western Reg. Meet., Anchorage, Alaska, May 20–22.
Maerker, J.M., Gale, W.W., 1992. Surfactant flood process design for
Loudon. SPE Reserv. Eng. 36 (Feb.).
Michels, A.M., et al., 1996. Enhanced waterflooding design with dilute
surfactant concentrations for North Sea conditions. SPE Reserv.
Eng. 189 (Aug.).
Milter, J., Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs: 6.
Evaluation of the mechanism for oil expulsion by spontaneous
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chalk material. Colloids Surf., A Physicochem. Eng.
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Saad, N., Pope, G.A., Sepehrnoori, K., 1989. Simulation of big muddy
surfactant pilot. SPE Reserv. Eng. 24 (Feb.).
Salager, J.L., et al., 1979. Optimum formulation of surfactant/water/oil
systems for minimum interfacial tension or phase behavior. SPEJ
107 (April).
Schechter, D.S., Zhou, D., Orr, F.M., 1994. Low IFT drainage and
imbibition. J. Pet. Sci. Eng. 11, 283.
Seethepalli, A., Adibhatla, B., Mohanty, K.K., 2004. Wettability
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Spinler, E.A., 2000. Enhancement of oil recovery using a low
concentration of surfactant to improve spontaneous and forced
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DOE Imp. Oil. Rec. Symp., Tulsa, OK, April 3–5.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000a. Wettability alteration in chalk:
1. Preparation of core material and oil properties. J. Pet. Sci. Eng.
28, 111.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000b. Wettability alteration in chalk: 2.
Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet
using surfactants. J. Pet. Sci. Eng. 28, 123.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003a. Nontoxic low cost amines as
wettability alteration chemicals in carbonates. J. Petr. Sci. Eng. 39,
431.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003b.Wettability alteration in carbonates:
interaction between cationic surfactant and carboxylates as a key
factor in wettability alteration from oil-wet to water-wet conditions.
Colloids Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 216, 243.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003c.Wettability alteration in carbonates:
low-cost ammonium surfactants based on bio-derivatives from the
coconut palm as active chemicals to change the wettability from
oil-wet to water-wet conditions. Colloids Surf., A Physicochem.
Eng. Asp. 218, 161.
T. Babadagli / Journal of Petroleum Science and Engineering 54 (2006) 43–54 53SPE 37236 presented at the 1997 SPE Int. Symp. on Oilfield Chem.,
Houston, TX, Feb. 18–21.
Austad, T., et al., 1998. Chemical flooding of oil reservoirs: 8. Spontaneous
oil expulsion from oil-and water-wet low-permeable chalk
material by imbibition of aqueous surfactant solutions. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 137, 117.
Babadagli, T., 1996. Temperature effect on heavy-oil recovery imbibition
in fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Technol. 14, 197.
Babadagli, T., 2001. Scaling of capillary co-current and counter-current
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fractured reservoirs. SPEJ 465 (Dec).
Babadagli, T., 2002. Dynamics of capillary imbibition when surfactant,
polymer and hotwater are used as aqueous phase. J. Colloid Interface
Sci. 246 (1), 203.
Babadagli, T., 2003a. Evaluation of EOR methods for heavy-oil
recovery in naturally fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Eng. 37, 25.
Babadagli, T., 2003b. Selection of proper enhanced oil recovery fluid
for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 223, 157.
Babadagli, T., 2005. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition
of surfactant solution. Oil Gas Sci. Technol.-Revue de l’IFP
60 (4).
Babadagli, T., Boluk, Y., 2005. Oil recovery performances of surfactant
solutions by capillary imbibition. J. Colloid Interface Sci. 282 (1), 158.
Babadagli, T., Al-Bemani, A., Boukadi, F., 1999. Analysis of capillary
imbibition recovery considering the simultaneous effects of gravity,
low IFT, and boundary conditions. Paper SPE 57321, 1999 SPE Asia
Pacific Improved Oil Recovery Conf., Kuala Lumpur, Malaysia, Oct.
25–26.
Babadagli, T., et al., 2005. A laboratory feasibility study of dilute
surfactant injection for the Yibal Field, Oman. J. Pet. Sci. Eng. 48
(1–2), 37–52.
Bae, J.H., 1985. Glenn Pool Surfactant–Flood Expansion Project: a
technical summary. SPE Reserv. Eng. 123 (May).
Bae, J.H., Petrick, C.B., 1986. Glenn Pool Surfactant Flood Pilot Test:
comparison of laboratory and observation-well data. SPE Reserv.
Eng. 593 (Nov.).
Barua, J., Prescott, T., Haldorsen, H.H., 1986. Financial and technical
decision making for surfactant flooding. Paper SPE 15074, 1986
SPE 56th Calif. Reg. Meet., Oakland, CA, April 2–4.
Baviere, M., et al., 1994. Improvement of the efficiency/cost ratio of
chemical EOR processes by using surfactants, polymers, and alkalis
in combination. Paper SPE/DOE 27821 presented at the 1994 SPE
Ninth Symposium on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Boneau, D.F., Clampitt, R.L., 1977. A surfactant system for the oil-wet
sandstone of the North Burbank Unit. JPT 501 (May).
Cil, M., et al., 1998. An examination of countercurrent capillary imbibition
recovery from single matrix blocks and recovery predictions
by analytical matrix/fracture transfer functions. Paper SPE 49005
presented at the 1998 SPE Annual Tech. Conf. and Exh., New
Orleans, LA, 27–30 Sept.
Chen, H.L., et al., 2000. Laboratory monitoring of surfactant imbibition
using computerized tomography. Paper SPE 59006 presented at the
2000 SPE Int. Petr. Conf. and Exh., Veracruz, Mexico, Feb. 1–3.
Clark, S.R., Pitts, M.J., Smith, S.M., 1988. Design and application of
an alkaline-surfactant-polymer recovery system to the West Kiehl
Field. Paper SPE 17538 presented at the 1988 SPE Rocky
Mountain Regional Meeting held in Casper, WY, May 11–13.
Cuiec, L., Bourbiaux, B., Kalaydjian, F., 1994. Oil recovery by imbibition
in low-permeability chalk. SPEFE 200 (Sept.).
Flumerfelt, R.W., et al., 1993. A cyclic surfactant-based imbibition/
solution gas drive process for low-permeability, fractured reservoirs.
Paper SPE 26373 presented at the 1993 SPE Ann. Tech.
Conf. and Exh., Houston, TX, Oct. 3–6.
Graue, A., Viksund, B.G., Baldwin, B.A., 1999. Reproducible
wettability alteration of low-permeable outcrop chalk. SPE Reserv.
Evalu. Eng. 2, 134.
Griffin, W.C., 1949. Classification of surface active agents by HLB.
J. Soc. Cosmet. Chem. 1, 311.
Jakobsen, S.R., Hovland, F., 1994. Surfactant flooding: technical and
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DOE Ninth Symp. on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Keijzer, P.P.M., de Vries, A.S., 1990. Imbibition of surfactant solutions.
Paper SPE 20222, 1990 SPE/DOE 7th Symp. on Enhanced Oil
Recovery, Tulsa, OK, April 22–25.
Li, K., Firoozabadi, A., 2000. Experimental study of wettability
alteration to preferential gas-wetting in porous media and its effects.
SPE Res. Eval. and Eng. 3, 139.
Li, K., Chow, K., Horne, R., 2002. Effect of initial water saturation on
spontaneous water imbibition. Paper SPE 76727 presented at the
2002 SPE Western Reg. Meet., Anchorage, Alaska, May 20–22.
Maerker, J.M., Gale, W.W., 1992. Surfactant flood process design for
Loudon. SPE Reserv. Eng. 36 (Feb.).
Michels, A.M., et al., 1996. Enhanced waterflooding design with dilute
surfactant concentrations for North Sea conditions. SPE Reserv.
Eng. 189 (Aug.).
Milter, J., Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs: 6.
Evaluation of the mechanism for oil expulsion by spontaneous
imbibition of brine with and without surfactant in water-wet, lowpermeable,
chalk material. Colloids Surf., A Physicochem. Eng.
Asp. 113, 269.
Saad, N., Pope, G.A., Sepehrnoori, K., 1989. Simulation of big muddy
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Salager, J.L., et al., 1979. Optimum formulation of surfactant/water/oil
systems for minimum interfacial tension or phase behavior. SPEJ
107 (April).
Schechter, D.S., Zhou, D., Orr, F.M., 1994. Low IFT drainage and
imbibition. J. Pet. Sci. Eng. 11, 283.
Seethepalli, A., Adibhatla, B., Mohanty, K.K., 2004. Wettability
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SPE 89423 presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symp. on
Imp. Oil Rec., Tulsa, Oklahoma, April 17–21.
Spinler, E.A., 2000. Enhancement of oil recovery using a low
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DOE Imp. Oil. Rec. Symp., Tulsa, OK, April 3–5.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000a. Wettability alteration in chalk:
1. Preparation of core material and oil properties. J. Pet. Sci. Eng.
28, 111.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000b. Wettability alteration in chalk: 2.
Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet
using surfactants. J. Pet. Sci. Eng. 28, 123.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003a. Nontoxic low cost amines as
wettability alteration chemicals in carbonates. J. Petr. Sci. Eng. 39,
431.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003b.Wettability alteration in carbonates:
interaction between cationic surfactant and carboxylates as a key
factor in wettability alteration from oil-wet to water-wet conditions.
Colloids Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 216, 243.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003c.Wettability alteration in carbonates:
low-cost ammonium surfactants based on bio-derivatives from the
coconut palm as active chemicals to change the wettability from
oil-wet to water-wet conditions. Colloids Surf., A Physicochem.
Eng. Asp. 218, 161.
T. Babadagli / Journal of Petroleum Science and Engineering 54 (2006) 43–54 53SPE 37236 presented at the 1997 SPE Int. Symp. on Oilfield Chem.,
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Austad, T., et al., 1998. Chemical flooding of oil reservoirs: 8. Spontaneous
oil expulsion from oil-and water-wet low-permeable chalk
material by imbibition of aqueous surfactant solutions. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 137, 117.
Babadagli, T., 1996. Temperature effect on heavy-oil recovery imbibition
in fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Technol. 14, 197.
Babadagli, T., 2001. Scaling of capillary co-current and counter-current
capillary imbibition for surfactant and polymer injection in naturally
fractured reservoirs. SPEJ 465 (Dec).
Babadagli, T., 2002. Dynamics of capillary imbibition when surfactant,
polymer and hotwater are used as aqueous phase. J. Colloid Interface
Sci. 246 (1), 203.
Babadagli, T., 2003a. Evaluation of EOR methods for heavy-oil
recovery in naturally fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Eng. 37, 25.
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for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 223, 157.
Babadagli, T., 2005. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition
of surfactant solution. Oil Gas Sci. Technol.-Revue de l’IFP
60 (4).
Babadagli, T., Boluk, Y., 2005. Oil recovery performances of surfactant
solutions by capillary imbibition. J. Colloid Interface Sci. 282 (1), 158.
Babadagli, T., Al-Bemani, A., Boukadi, F., 1999. Analysis of capillary
imbibition recovery considering the simultaneous effects of gravity,
low IFT, and boundary conditions. Paper SPE 57321, 1999 SPE Asia
Pacific Improved Oil Recovery Conf., Kuala Lumpur, Malaysia, Oct.
25–26.
Babadagli, T., et al., 2005. A laboratory feasibility study of dilute
surfactant injection for the Yibal Field, Oman. J. Pet. Sci. Eng. 48
(1–2), 37–52.
Bae, J.H., 1985. Glenn Pool Surfactant–Flood Expansion Project: a
technical summary. SPE Reserv. Eng. 123 (May).
Bae, J.H., Petrick, C.B., 1986. Glenn Pool Surfactant Flood Pilot Test:
comparison of laboratory and observation-well data. SPE Reserv.
Eng. 593 (Nov.).
Barua, J., Prescott, T., Haldorsen, H.H., 1986. Financial and technical
decision making for surfactant flooding. Paper SPE 15074, 1986
SPE 56th Calif. Reg. Meet., Oakland, CA, April 2–4.
Baviere, M., et al., 1994. Improvement of the efficiency/cost ratio of
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in combination. Paper SPE/DOE 27821 presented at the 1994 SPE
Ninth Symposium on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Boneau, D.F., Clampitt, R.L., 1977. A surfactant system for the oil-wet
sandstone of the North Burbank Unit. JPT 501 (May).
Cil, M., et al., 1998. An examination of countercurrent capillary imbibition
recovery from single matrix blocks and recovery predictions
by analytical matrix/fracture transfer functions. Paper SPE 49005
presented at the 1998 SPE Annual Tech. Conf. and Exh., New
Orleans, LA, 27–30 Sept.
Chen, H.L., et al., 2000. Laboratory monitoring of surfactant imbibition
using computerized tomography. Paper SPE 59006 presented at the
2000 SPE Int. Petr. Conf. and Exh., Veracruz, Mexico, Feb. 1–3.
Clark, S.R., Pitts, M.J., Smith, S.M., 1988. Design and application of
an alkaline-surfactant-polymer recovery system to the West Kiehl
Field. Paper SPE 17538 presented at the 1988 SPE Rocky
Mountain Regional Meeting held in Casper, WY, May 11–13.
Cuiec, L., Bourbiaux, B., Kalaydjian, F., 1994. Oil recovery by imbibition
in low-permeability chalk. SPEFE 200 (Sept.).
Flumerfelt, R.W., et al., 1993. A cyclic surfactant-based imbibition/
solution gas drive process for low-permeability, fractured reservoirs.
Paper SPE 26373 presented at the 1993 SPE Ann. Tech.
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Li, K., Firoozabadi, A., 2000. Experimental study of wettability
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Maerker, J.M., Gale, W.W., 1992. Surfactant flood process design for
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Michels, A.M., et al., 1996. Enhanced waterflooding design with dilute
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Milter, J., Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs: 6.
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Saad, N., Pope, G.A., Sepehrnoori, K., 1989. Simulation of big muddy
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Salager, J.L., et al., 1979. Optimum formulation of surfactant/water/oil
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107 (April).
Schechter, D.S., Zhou, D., Orr, F.M., 1994. Low IFT drainage and
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Spinler, E.A., 2000. Enhancement of oil recovery using a low
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DOE Imp. Oil. Rec. Symp., Tulsa, OK, April 3–5.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000a. Wettability alteration in chalk:
1. Preparation of core material and oil properties. J. Pet. Sci. Eng.
28, 111.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000b. Wettability alteration in chalk: 2.
Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet
using surfactants. J. Pet. Sci. Eng. 28, 123.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003a. Nontoxic low cost amines as
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431.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003b.Wettability alteration in carbonates:
interaction between cationic surfactant and carboxylates as a key
factor in wettability alteration from oil-wet to water-wet conditions.
Colloids Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 216, 243.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003c.Wettability alteration in carbonates:
low-cost ammonium surfactants based on bio-derivatives from the
coconut palm as active chemicals to change the wettability from
oil-wet to water-wet conditions. Colloids Surf., A Physicochem.
Eng. Asp. 218, 161.
T. Babadagli / Journal of Petroleum Science and Engineering 54 (2006) 43–54 53SPE 37236 presented at the 1997 SPE Int. Symp. on Oilfield Chem.,
Houston, TX, Feb. 18–21.
Austad, T., et al., 1998. Chemical flooding of oil reservoirs: 8. Spontaneous
oil expulsion from oil-and water-wet low-permeable chalk
material by imbibition of aqueous surfactant solutions. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 137, 117.
Babadagli, T., 1996. Temperature effect on heavy-oil recovery imbibition
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Babadagli, T., 2001. Scaling of capillary co-current and counter-current
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fractured reservoirs. SPEJ 465 (Dec).
Babadagli, T., 2002. Dynamics of capillary imbibition when surfactant,
polymer and hotwater are used as aqueous phase. J. Colloid Interface
Sci. 246 (1), 203.
Babadagli, T., 2003a. Evaluation of EOR methods for heavy-oil
recovery in naturally fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Eng. 37, 25.
Babadagli, T., 2003b. Selection of proper enhanced oil recovery fluid
for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 223, 157.
Babadagli, T., 2005. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition
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60 (4).
Babadagli, T., Boluk, Y., 2005. Oil recovery performances of surfactant
solutions by capillary imbibition. J. Colloid Interface Sci. 282 (1), 158.
Babadagli, T., Al-Bemani, A., Boukadi, F., 1999. Analysis of capillary
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Pacific Improved Oil Recovery Conf., Kuala Lumpur, Malaysia, Oct.
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Babadagli, T., et al., 2005. A laboratory feasibility study of dilute
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Barua, J., Prescott, T., Haldorsen, H.H., 1986. Financial and technical
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Boneau, D.F., Clampitt, R.L., 1977. A surfactant system for the oil-wet
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Cil, M., et al., 1998. An examination of countercurrent capillary imbibition
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Orleans, LA, 27–30 Sept.
Chen, H.L., et al., 2000. Laboratory monitoring of surfactant imbibition
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Clark, S.R., Pitts, M.J., Smith, S.M., 1988. Design and application of
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Field. Paper SPE 17538 presented at the 1988 SPE Rocky
Mountain Regional Meeting held in Casper, WY, May 11–13.
Cuiec, L., Bourbiaux, B., Kalaydjian, F., 1994. Oil recovery by imbibition
in low-permeability chalk. SPEFE 200 (Sept.).
Flumerfelt, R.W., et al., 1993. A cyclic surfactant-based imbibition/
solution gas drive process for low-permeability, fractured reservoirs.
Paper SPE 26373 presented at the 1993 SPE Ann. Tech.
Conf. and Exh., Houston, TX, Oct. 3–6.
Graue, A., Viksund, B.G., Baldwin, B.A., 1999. Reproducible
wettability alteration of low-permeable outcrop chalk. SPE Reserv.
Evalu. Eng. 2, 134.
Griffin, W.C., 1949. Classification of surface active agents by HLB.
J. Soc. Cosmet. Chem. 1, 311.
Jakobsen, S.R., Hovland, F., 1994. Surfactant flooding: technical and
economical conditions to succeed. Paper SPE 27824, 1994 SPE/
DOE Ninth Symp. on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Keijzer, P.P.M., de Vries, A.S., 1990. Imbibition of surfactant solutions.
Paper SPE 20222, 1990 SPE/DOE 7th Symp. on Enhanced Oil
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Li, K., Firoozabadi, A., 2000. Experimental study of wettability
alteration to preferential gas-wetting in porous media and its effects.
SPE Res. Eval. and Eng. 3, 139.
Li, K., Chow, K., Horne, R., 2002. Effect of initial water saturation on
spontaneous water imbibition. Paper SPE 76727 presented at the
2002 SPE Western Reg. Meet., Anchorage, Alaska, May 20–22.
Maerker, J.M., Gale, W.W., 1992. Surfactant flood process design for
Loudon. SPE Reserv. Eng. 36 (Feb.).
Michels, A.M., et al., 1996. Enhanced waterflooding design with dilute
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Eng. 189 (Aug.).
Milter, J., Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs: 6.
Evaluation of the mechanism for oil expulsion by spontaneous
imbibition of brine with and without surfactant in water-wet, lowpermeable,
chalk material. Colloids Surf., A Physicochem. Eng.
Asp. 113, 269.
Saad, N., Pope, G.A., Sepehrnoori, K., 1989. Simulation of big muddy
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Salager, J.L., et al., 1979. Optimum formulation of surfactant/water/oil
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Schechter, D.S., Zhou, D., Orr, F.M., 1994. Low IFT drainage and
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Seethepalli, A., Adibhatla, B., Mohanty, K.K., 2004. Wettability
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SPE 89423 presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symp. on
Imp. Oil Rec., Tulsa, Oklahoma, April 17–21.
Spinler, E.A., 2000. Enhancement of oil recovery using a low
concentration of surfactant to improve spontaneous and forced
imbibition in chalk. Paper SPE 59290 presented at the 2000 SPE/
DOE Imp. Oil. Rec. Symp., Tulsa, OK, April 3–5.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000a. Wettability alteration in chalk:
1. Preparation of core material and oil properties. J. Pet. Sci. Eng.
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Standnes, D.C., Austad, T., 2000b. Wettability alteration in chalk: 2.
Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet
using surfactants. J. Pet. Sci. Eng. 28, 123.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003a. Nontoxic low cost amines as
wettability alteration chemicals in carbonates. J. Petr. Sci. Eng. 39,
431.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003b.Wettability alteration in carbonates:
interaction between cationic surfactant and carboxylates as a key
factor in wettability alteration from oil-wet to water-wet conditions.
Colloids Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 216, 243.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003c.Wettability alteration in carbonates:
low-cost ammonium surfactants based on bio-derivatives from the
coconut palm as active chemicals to change the wettability from
oil-wet to water-wet conditions. Colloids Surf., A Physicochem.
Eng. Asp. 218, 161.
T. Babadagli / Journal of Petroleum Science and Engineering 54 (2006) 43–54 53SPE 37236 presented at the 1997 SPE Int. Symp. on Oilfield Chem.,
Houston, TX, Feb. 18–21.
Austad, T., et al., 1998. Chemical flooding of oil reservoirs: 8. Spontaneous
oil expulsion from oil-and water-wet low-permeable chalk
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Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 137, 117.
Babadagli, T., 1996. Temperature effect on heavy-oil recovery imbibition
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Babadagli, T., 2001. Scaling of capillary co-current and counter-current
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fractured reservoirs. SPEJ 465 (Dec).
Babadagli, T., 2002. Dynamics of capillary imbibition when surfactant,
polymer and hotwater are used as aqueous phase. J. Colloid Interface
Sci. 246 (1), 203.
Babadagli, T., 2003a. Evaluation of EOR methods for heavy-oil
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Babadagli, T., 2003b. Selection of proper enhanced oil recovery fluid
for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 223, 157.
Babadagli, T., 2005. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition
of surfactant solution. Oil Gas Sci. Technol.-Revue de l’IFP
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Babadagli, T., Boluk, Y., 2005. Oil recovery performances of surfactant
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Babadagli, T., Al-Bemani, A., Boukadi, F., 1999. Analysis of capillary
imbibition recovery considering the simultaneous effects of gravity,
low IFT, and boundary conditions. Paper SPE 57321, 1999 SPE Asia
Pacific Improved Oil Recovery Conf., Kuala Lumpur, Malaysia, Oct.
25–26.
Babadagli, T., et al., 2005. A laboratory feasibility study of dilute
surfactant injection for the Yibal Field, Oman. J. Pet. Sci. Eng. 48
(1–2), 37–52.
Bae, J.H., 1985. Glenn Pool Surfactant–Flood Expansion Project: a
technical summary. SPE Reserv. Eng. 123 (May).
Bae, J.H., Petrick, C.B., 1986. Glenn Pool Surfactant Flood Pilot Test:
comparison of laboratory and observation-well data. SPE Reserv.
Eng. 593 (Nov.).
Barua, J., Prescott, T., Haldorsen, H.H., 1986. Financial and technical
decision making for surfactant flooding. Paper SPE 15074, 1986
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Baviere, M., et al., 1994. Improvement of the efficiency/cost ratio of
chemical EOR processes by using surfactants, polymers, and alkalis
in combination. Paper SPE/DOE 27821 presented at the 1994 SPE
Ninth Symposium on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Boneau, D.F., Clampitt, R.L., 1977. A surfactant system for the oil-wet
sandstone of the North Burbank Unit. JPT 501 (May).
Cil, M., et al., 1998. An examination of countercurrent capillary imbibition
recovery from single matrix blocks and recovery predictions
by analytical matrix/fracture transfer functions. Paper SPE 49005
presented at the 1998 SPE Annual Tech. Conf. and Exh., New
Orleans, LA, 27–30 Sept.
Chen, H.L., et al., 2000. Laboratory monitoring of surfactant imbibition
using computerized tomography. Paper SPE 59006 presented at the
2000 SPE Int. Petr. Conf. and Exh., Veracruz, Mexico, Feb. 1–3.
Clark, S.R., Pitts, M.J., Smith, S.M., 1988. Design and application of
an alkaline-surfactant-polymer recovery system to the West Kiehl
Field. Paper SPE 17538 presented at the 1988 SPE Rocky
Mountain Regional Meeting held in Casper, WY, May 11–13.
Cuiec, L., Bourbiaux, B., Kalaydjian, F., 1994. Oil recovery by imbibition
in low-permeability chalk. SPEFE 200 (Sept.).
Flumerfelt, R.W., et al., 1993. A cyclic surfactant-based imbibition/
solution gas drive process for low-permeability, fractured reservoirs.
Paper SPE 26373 presented at the 1993 SPE Ann. Tech.
Conf. and Exh., Houston, TX, Oct. 3–6.
Graue, A., Viksund, B.G., Baldwin, B.A., 1999. Reproducible
wettability alteration of low-permeable outcrop chalk. SPE Reserv.
Evalu. Eng. 2, 134.
Griffin, W.C., 1949. Classification of surface active agents by HLB.
J. Soc. Cosmet. Chem. 1, 311.
Jakobsen, S.R., Hovland, F., 1994. Surfactant flooding: technical and
economical conditions to succeed. Paper SPE 27824, 1994 SPE/
DOE Ninth Symp. on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Keijzer, P.P.M., de Vries, A.S., 1990. Imbibition of surfactant solutions.
Paper SPE 20222, 1990 SPE/DOE 7th Symp. on Enhanced Oil
Recovery, Tulsa, OK, April 22–25.
Li, K., Firoozabadi, A., 2000. Experimental study of wettability
alteration to preferential gas-wetting in porous media and its effects.
SPE Res. Eval. and Eng. 3, 139.
Li, K., Chow, K., Horne, R., 2002. Effect of initial water saturation on
spontaneous water imbibition. Paper SPE 76727 presented at the
2002 SPE Western Reg. Meet., Anchorage, Alaska, May 20–22.
Maerker, J.M., Gale, W.W., 1992. Surfactant flood process design for
Loudon. SPE Reserv. Eng. 36 (Feb.).
Michels, A.M., et al., 1996. Enhanced waterflooding design with dilute
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Eng. 189 (Aug.).
Milter, J., Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs: 6.
Evaluation of the mechanism for oil expulsion by spontaneous
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chalk material. Colloids Surf., A Physicochem. Eng.
Asp. 113, 269.
Saad, N., Pope, G.A., Sepehrnoori, K., 1989. Simulation of big muddy
surfactant pilot. SPE Reserv. Eng. 24 (Feb.).
Salager, J.L., et al., 1979. Optimum formulation of surfactant/water/oil
systems for minimum interfacial tension or phase behavior. SPEJ
107 (April).
Schechter, D.S., Zhou, D., Orr, F.M., 1994. Low IFT drainage and
imbibition. J. Pet. Sci. Eng. 11, 283.
Seethepalli, A., Adibhatla, B., Mohanty, K.K., 2004. Wettability
alteration during surfactant flooding of carbonate reservoirs. Paper
SPE 89423 presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symp. on
Imp. Oil Rec., Tulsa, Oklahoma, April 17–21.
Spinler, E.A., 2000. Enhancement of oil recovery using a low
concentration of surfactant to improve spontaneous and forced
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DOE Imp. Oil. Rec. Symp., Tulsa, OK, April 3–5.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000a. Wettability alteration in chalk:
1. Preparation of core material and oil properties. J. Pet. Sci. Eng.
28, 111.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000b. Wettability alteration in chalk: 2.
Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet
using surfactants. J. Pet. Sci. Eng. 28, 123.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003a. Nontoxic low cost amines as
wettability alteration chemicals in carbonates. J. Petr. Sci. Eng. 39,
431.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003b.Wettability alteration in carbonates:
interaction between cationic surfactant and carboxylates as a key
factor in wettability alteration from oil-wet to water-wet conditions.
Colloids Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 216, 243.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003c.Wettability alteration in carbonates:
low-cost ammonium surfactants based on bio-derivatives from the
coconut palm as active chemicals to change the wettability from
oil-wet to water-wet conditions. Colloids Surf., A Physicochem.
Eng. Asp. 218, 161.
T. Babadagli / Journal of Petroleum Science and Engineering 54 (2006) 43–54 53SPE 37236 presented at the 1997 SPE Int. Symp. on Oilfield Chem.,
Houston, TX, Feb. 18–21.
Austad, T., et al., 1998. Chemical flooding of oil reservoirs: 8. Spontaneous
oil expulsion from oil-and water-wet low-permeable chalk
material by imbibition of aqueous surfactant solutions. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 137, 117.
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in fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Technol. 14, 197.
Babadagli, T., 2001. Scaling of capillary co-current and counter-current
capillary imbibition for surfactant and polymer injection in naturally
fractured reservoirs. SPEJ 465 (Dec).
Babadagli, T., 2002. Dynamics of capillary imbibition when surfactant,
polymer and hotwater are used as aqueous phase. J. Colloid Interface
Sci. 246 (1), 203.
Babadagli, T., 2003a. Evaluation of EOR methods for heavy-oil
recovery in naturally fractured reservoirs. J. Pet. Sci. Eng. 37, 25.
Babadagli, T., 2003b. Selection of proper enhanced oil recovery fluid
for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 223, 157.
Babadagli, T., 2005. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition
of surfactant solution. Oil Gas Sci. Technol.-Revue de l’IFP
60 (4).
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solutions by capillary imbibition. J. Colloid Interface Sci. 282 (1), 158.
Babadagli, T., Al-Bemani, A., Boukadi, F., 1999. Analysis of capillary
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low IFT, and boundary conditions. Paper SPE 57321, 1999 SPE Asia
Pacific Improved Oil Recovery Conf., Kuala Lumpur, Malaysia, Oct.
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Babadagli, T., et al., 2005. A laboratory feasibility study of dilute
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Bae, J.H., 1985. Glenn Pool Surfactant–Flood Expansion Project: a
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comparison of laboratory and observation-well data. SPE Reserv.
Eng. 593 (Nov.).
Barua, J., Prescott, T., Haldorsen, H.H., 1986. Financial and technical
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Baviere, M., et al., 1994. Improvement of the efficiency/cost ratio of
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Ninth Symposium on Imp. Oil Rec., Tulsa, OK, April 17–20.
Boneau, D.F., Clampitt, R.L., 1977. A surfactant system for the oil-wet
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Cil, M., et al., 1998. An examination of countercurrent capillary imbibition
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by analytical matrix/fracture transfer functions. Paper SPE 49005
presented at the 1998 SPE Annual Tech. Conf. and Exh., New
Orleans, LA, 27–30 Sept.
Chen, H.L., et al., 2000. Laboratory monitoring of surfactant imbibition
using computerized tomography. Paper SPE 59006 presented at the
2000 SPE Int. Petr. Conf. and Exh., Veracruz, Mexico, Feb. 1–3.
Clark, S.R., Pitts, M.J., Smith, S.M., 1988. Design and application of
an alkaline-surfactant-polymer recovery system to the West Kiehl
Field. Paper SPE 17538 presented at the 1988 SPE Rocky
Mountain Regional Meeting held in Casper, WY, May 11–13.
Cuiec, L., Bourbiaux, B., Kalaydjian, F., 1994. Oil recovery by imbibition
in low-permeability chalk. SPEFE 200 (Sept.).
Flumerfelt, R.W., et al., 1993. A cyclic surfactant-based imbibition/
solution gas drive process for low-permeability, fractured reservoirs.
Paper SPE 26373 presented at the 1993 SPE Ann. Tech.
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Griffin, W.C., 1949. Classification of surface active agents by HLB.
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Jakobsen, S.R., Hovland, F., 1994. Surfactant flooding: technical and
economical conditions to succeed. Paper SPE 27824, 1994 SPE/
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Keijzer, P.P.M., de Vries, A.S., 1990. Imbibition of surfactant solutions.
Paper SPE 20222, 1990 SPE/DOE 7th Symp. on Enhanced Oil
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Li, K., Firoozabadi, A., 2000. Experimental study of wettability
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Li, K., Chow, K., Horne, R., 2002. Effect of initial water saturation on
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2002 SPE Western Reg. Meet., Anchorage, Alaska, May 20–22.
Maerker, J.M., Gale, W.W., 1992. Surfactant flood process design for
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Michels, A.M., et al., 1996. Enhanced waterflooding design with dilute
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Milter, J., Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs: 6.
Evaluation of the mechanism for oil expulsion by spontaneous
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chalk material. Colloids Surf., A Physicochem. Eng.
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Saad, N., Pope, G.A., Sepehrnoori, K., 1989. Simulation of big muddy
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Salager, J.L., et al., 1979. Optimum formulation of surfactant/water/oil
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1. Preparation of core material and oil properties. J. Pet. Sci. Eng.
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Standnes, D.C., Austad, T., 2000b. Wettability alteration in chalk: 2.
Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet
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interaction between cationic surfactant and carboxylates as a key
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Colloids Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 216, 243.
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T. Babadagli / Journal of Petroleum Science and Engineering 54 (2006) 43–54 53SPE 37236 presented at the 1997 SPE Int. Symp. on Oilfield Chem.,
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Austad, T., et al., 1998. Chemical flooding of oil reservoirs: 8. Spontaneous
oil expulsion from oil-and water-wet low-permeable chalk
material by imbibition of aqueous surfactant solutions. Colloids
Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 137, 117.
Babadagli, T., 1996. Temperature effect on heavy-oil recovery imbibition
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Babadagli, T., 2002. Dynamics of capillary imbibition when surfactant,
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Babadagli, T., 2003a. Evaluation of EOR methods for heavy-oil
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Babadagli, T., 2005. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition
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Babadagli, T., Boluk, Y., 2005. Oil recovery performances of surfactant
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Barua, J., Prescott, T., Haldorsen, H.H., 1986. Financial and technical
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Chen, H.L., et al., 2000. Laboratory monitoring of surfactant imbibition
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Clark, S.R., Pitts, M.J., Smith, S.M., 1988. Design and application of
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Cuiec, L., Bourbiaux, B., Kalaydjian, F., 1994. Oil recovery by imbibition
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Flumerfelt, R.W., et al., 1993. A cyclic surfactant-based imbibition/
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Paper SPE 26373 presented at the 1993 SPE Ann. Tech.
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Graue, A., Viksund, B.G., Baldwin, B.A., 1999. Reproducible
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Jakobsen, S.R., Hovland, F., 1994. Surfactant flooding: technical and
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Keijzer, P.P.M., de Vries, A.S., 1990. Imbibition of surfactant solutions.
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Li, K., Firoozabadi, A., 2000. Experimental study of wettability
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Li, K., Chow, K., Horne, R., 2002. Effect of initial water saturation on
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Maerker, J.M., Gale, W.W., 1992. Surfactant flood process design for
Loudon. SPE Reserv. Eng. 36 (Feb.).
Michels, A.M., et al., 1996. Enhanced waterflooding design with dilute
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Eng. 189 (Aug.).
Milter, J., Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs: 6.
Evaluation of the mechanism for oil expulsion by spontaneous
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Saad, N., Pope, G.A., Sepehrnoori, K., 1989. Simulation of big muddy
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Salager, J.L., et al., 1979. Optimum formulation of surfactant/water/oil
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Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet
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Standnes, D.C., Austad, T., 2003a. Nontoxic low cost amines as
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431.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003b.Wettability alteration in carbonates:
interaction between cationic surfactant and carboxylates as a key
factor in wettability alteration from oil-wet to water-wet conditions.
Colloids Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 216, 243.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003c.Wettability alteration in carbonates:
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T. Babadagli / Journal of Petroleum Science and Engineering 54 (2006) 43–54 53SPE 37236 presented at the 1997 SPE Int. Symp. on Oilfield Chem.,
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Austad, T., et al., 1998. Chemical flooding of oil reservoirs: 8. Spontaneous
oil expulsion from oil-and water-wet low-permeable chalk
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Surf., A Physicochem. Eng. Asp. 137, 117.
Babadagli, T., 1996. Temperature effect on heavy-oil recovery imbibition
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Babadagli, T., 2001. Scaling of capillary co-current and counter-current
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fractured reservoirs. SPEJ 465 (Dec).
Babadagli, T., 2002. Dynamics of capillary imbibition when surfactant,
polymer and hotwater are used as aqueous phase. J. Colloid Interface
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Babadagli, T., 2003a. Evaluation of EOR methods for heavy-oil
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Babadagli, T., 2003b. Selection of proper enhanced oil recovery fluid
for efficient matrix recovery in fractured oil reservoirs. Colloids
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Babadagli, T., 2005. Analysis of oil recovery by spontaneous imbibition
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Babadagli, T., Boluk, Y., 2005. Oil recovery performances of surfactant
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Babadagli, T., Al-Bemani, A., Boukadi, F., 1999. Analysis of capillary
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Babadagli, T., et al., 2005. A laboratory feasibility study of dilute
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Barua, J., Prescott, T., Haldorsen, H.H., 1986. Financial and technical
decision making for surfactant flooding. Paper SPE 15074, 1986
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Baviere, M., et al., 1994. Improvement of the efficiency/cost ratio of
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in combination. Paper SPE/DOE 27821 presented at the 1994 SPE
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Boneau, D.F., Clampitt, R.L., 1977. A surfactant system for the oil-wet
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Cil, M., et al., 1998. An examination of countercurrent capillary imbibition
recovery from single matrix blocks and recovery predictions
by analytical matrix/fracture transfer functions. Paper SPE 49005
presented at the 1998 SPE Annual Tech. Conf. and Exh., New
Orleans, LA, 27–30 Sept.
Chen, H.L., et al., 2000. Laboratory monitoring of surfactant imbibition
using computerized tomography. Paper SPE 59006 presented at the
2000 SPE Int. Petr. Conf. and Exh., Veracruz, Mexico, Feb. 1–3.
Clark, S.R., Pitts, M.J., Smith, S.M., 1988. Design and application of
an alkaline-surfactant-polymer recovery system to the West Kiehl
Field. Paper SPE 17538 presented at the 1988 SPE Rocky
Mountain Regional Meeting held in Casper, WY, May 11–13.
Cuiec, L., Bourbiaux, B., Kalaydjian, F., 1994. Oil recovery by imbibition
in low-permeability chalk. SPEFE 200 (Sept.).
Flumerfelt, R.W., et al., 1993. A cyclic surfactant-based imbibition/
solution gas drive process for low-permeability, fractured reservoirs.
Paper SPE 26373 presented at the 1993 SPE Ann. Tech.
Conf. and Exh., Houston, TX, Oct. 3–6.
Graue, A., Viksund, B.G., Baldwin, B.A., 1999. Reproducible
wettability alteration of low-permeable outcrop chalk. SPE Reserv.
Evalu. Eng. 2, 134.
Griffin, W.C., 1949. Classification of surface active agents by HLB.
J. Soc. Cosmet. Chem. 1, 311.
Jakobsen, S.R., Hovland, F., 1994. Surfactant flooding: technical and
economical conditions to succeed. Paper SPE 27824, 1994 SPE/
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Keijzer, P.P.M., de Vries, A.S., 1990. Imbibition of surfactant solutions.
Paper SPE 20222, 1990 SPE/DOE 7th Symp. on Enhanced Oil
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Li, K., Firoozabadi, A., 2000. Experimental study of wettability
alteration to preferential gas-wetting in porous media and its effects.
SPE Res. Eval. and Eng. 3, 139.
Li, K., Chow, K., Horne, R., 2002. Effect of initial water saturation on
spontaneous water imbibition. Paper SPE 76727 presented at the
2002 SPE Western Reg. Meet., Anchorage, Alaska, May 20–22.
Maerker, J.M., Gale, W.W., 1992. Surfactant flood process design for
Loudon. SPE Reserv. Eng. 36 (Feb.).
Michels, A.M., et al., 1996. Enhanced waterflooding design with dilute
surfactant concentrations for North Sea conditions. SPE Reserv.
Eng. 189 (Aug.).
Milter, J., Austad, T., 1996. Chemical flooding of oil reservoirs: 6.
Evaluation of the mechanism for oil expulsion by spontaneous
imbibition of brine with and without surfactant in water-wet, lowpermeable,
chalk material. Colloids Surf., A Physicochem. Eng.
Asp. 113, 269.
Saad, N., Pope, G.A., Sepehrnoori, K., 1989. Simulation of big muddy
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Salager, J.L., et al., 1979. Optimum formulation of surfactant/water/oil
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107 (April).
Schechter, D.S., Zhou, D., Orr, F.M., 1994. Low IFT drainage and
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Seethepalli, A., Adibhatla, B., Mohanty, K.K., 2004. Wettability
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Imp. Oil Rec., Tulsa, Oklahoma, April 17–21.
Spinler, E.A., 2000. Enhancement of oil recovery using a low
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imbibition in chalk. Paper SPE 59290 presented at the 2000 SPE/
DOE Imp. Oil. Rec. Symp., Tulsa, OK, April 3–5.
Standnes, D.C., Austad, T., 2000a. Wettability alteration in chalk:
1. Preparation of core material and oil properties. J. Pet. Sci. Eng.
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Standnes, D.C., Austad, T., 2000b. Wettability alteration in chalk: 2.
Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet
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Standnes, D.C., Austad, T., 2003a. Nontoxic low cost amines as
wettability alteration chemicals in carbonates. J. Petr. Sci. Eng. 39,
431.
Standnes, D.C., Austad, T., 2003b.Wettability alteration in carbonates:
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