BR112021004952A2 - métodos e composições para recuperação de petróleo melhorada - Google Patents
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Abstract
MÉTODOS E COMPOSIÇÕES PARA RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO MELHORADA. As presentes modalidades geralmente se referem a métodos e composições compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, tal como quando presente em um ambiente aquoso desejado. O uso de tais composições e métodos compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa durante a recuperação melhorada de petróleo pode resultar em um aumento na produção de petróleo em relação aos métodos e/ou composições que não compreendem um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODOS E COMPOSIÇÕES PARA RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO MELHORADA".
[0001] A presente divulgação geralmente se refere a métodos e composições compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade quando presente em uma solução aquosa desejada ou composição aquosa, por exemplo, aquela compreendida em uma solução aquosa ambiente, como água do mar ou salmoura. O dito um ou mais polímeros podem ser usados durante a recuperação de petróleo melhorada, por exemplo, recuperação de petróleo quimicamente melhorada.
[0002] A recuperação melhorada de petróleo (EOR) é uma técnica que pode ser usada para aumentar a quantidade de petróleo não refinado (por exemplo, petróleo bruto) que pode ser extraído de um reservatório de petróleo (por exemplo, um campo de petróleo). A título de exemplo, usando EOR, cerca de 40-60% do petróleo original do reservatório pode tipicamente ser extraído, em comparação com apenas 20-40% usando técnicas tradicionais de recuperação primária e secundária (por exemplo, por injeção de água ou injeção de gás natural). Um tipo de técnica EOR é a inundação de polímero, que normalmente envolve a injeção de grandes volumes de uma solução de polímero em um reservatório de petróleo subterrâneo. A solução de polímero pode mobilizar o petróleo em direção a um poço de produção, onde pode ser recuperado. O polímero (ou polímeros) usado para a inundação de polímero pode impactar a viscosidade e as propriedades viscoelásticas da solução que é injetada em um reservatório. O desenvolvimento adicional de polímeros e soluções compreendendo o uso em métodos de EOR são altamente desejáveis na indústria.
[0003] A presente divulgação geralmente se refere a um método para aumentar gradualmente a viscosidade em um ambiente aquoso desejado, cujo método compreende a introdução de um ou mais polímeros no dito ambiente aquoso desejado, cujos um ou mais polímeros quando introduzidos no dito ambiente aquoso desejado compreendem carga baixa ou nenhuma carga, e ainda compreendem unidades monoméricas lábeis, em que os ditos um ou mais polímeros, quando presentes por uma duração prolongada no ambiente aquoso desejado, aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade no dito ambiente aquoso como resultado das unidades monoméricas lábeis nos ditos um ou mais polímeros sendo quebrados ou hidrolisados no ambiente aquoso desejado. Em algumas modalidades, o dito ambiente aquoso pode conter sais inorgânicos. Em algumas modalidades, o dito ambiente aquoso desejado pode compreender água do mar, salmoura ou outra água salgada, por exemplo, água com uma salinidade variando de cerca de 1 parte a cerca de 150 partes por mil, por exemplo, cerca de 35 partes por mil, e tendo um temperatura de cerca de 55-140ºC, por exemplo, cerca de 58ºC. Em algumas modalidades, a carga aniônica inicial de pelo menos um dos um ou mais polímeros pode ser inferior a 25 por cento molar, tal como em que o teor inicial de monômeros aniônicos é inferior a 25 por cento molar. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode conter 1-100 por cento molar de unidades monoméricas lábeis que se rompem ou hidrolisam gradualmente no ambiente aquoso desejado e, opcionalmente, em que a dita quebra ou hidrólise das ditas unidades monoméricas lábeis podem resultar em um aumento gradual da carga aniônica e da viscosidade no ambiente aquoso. Em algumas modalidades, a carga aniônica inicial de pelo menos um dos um ou mais polímeros pode ser 100 por cento molar, tal como em que o teor inicial de monômeros aniônicos é 100 por cento molar. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode conter 1-100 por cento molar de acrilamida. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode não ser reticulado quando introduzido no ambiente aquoso. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros podem não ser reticulados quando introduzidos no ambiente aquoso e, além disso, não se tornam reticulados no ambiente aquoso. Em algumas modalidades, o ambiente aquoso desejado pode compreender um ambiente aquoso contendo petróleo. Em algumas modalidades, o ambiente aquoso desejado pode compreender um reservatório de petróleo ou gás. Em algumas modalidades, o dito método pode compreender introduzir em um reservatório de petróleo ou gás uma inundação de polímero compreendendo os ditos um ou mais polímeros que proporcionam um aumento na recuperação de petróleo ou gás do dito reservatório de petróleo ou gás.
[0004] Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presentes no ambiente aquoso desejado, pode compreender monômeros de acrilamida ou monômeros tipo acrilamida. Em algumas modalidades, os ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presentes no ambiente aquoso desejado, podem compreender monômeros aniônicos. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presentes no ambiente aquoso desejado, pode compreender ácido acrílico.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presentes no ambiente aquoso desejado, pode compreender ácido butil sulfônico terciário de acrilamida ("ATBS"). Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presentes no ambiente aquoso desejado, pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros de ácido acrílico.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presentes no ambiente aquoso desejado, pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros ATBS.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presentes no ambiente aquoso desejado, pode compreender PAM sulfonado.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presentes no ambiente aquoso desejado, pode compreender um ou mais monômeros de ácido sulfônico, por exemplo, um ou mais ATBS, ácido vinilsulfônico; ácido 4- estirenossulfônico; e quaisquer sais de qualquer um dos monômeros acima mencionados.
[0005] Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, pode fornecer um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa no ambiente aquoso desejado pode compreender 1% ou menos, 2,5% ou menos, 5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95,0% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100% de carga antes da dita inundação de polímero.
Em algumas modalidades, a introdução do dito um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa no ambiente aquoso desejado pode resultar em um aumento na viscosidade em cerca de 1% ou menos, 1% ou mais, 5% ou mais, 10% ou mais, 15% ou mais, 20% ou mais, 25% ou mais, 30% ou mais, 35% ou mais, 40% ou mais, ou 45% ou mais após o início da inundação de polímero.
Em algumas modalidades, o dito método pode resultar em um aumento de 1% ou menos, um aumento de 1% ou mais, um aumento de 2% ou mais, um aumento de 3% ou mais, um aumento de 5% ou mais, um aumento de 5,0% ou mais, um aumento de 6% ou mais, um aumento de 7% ou mais, um aumento de 8% ou mais, um aumento de 9% ou mais, um aumento de 10% ou mais, um aumento de 11% ou mais, um aumento de 12% ou mais, um aumento de 13% ou mais, um aumento de 14% ou mais, ou um aumento de 15% ou mais na produção de petróleo em comparação com um método de EOR que não compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa.
[0006] Além disso, a presente divulgação geralmente se refere a um método de recuperação melhorada de petróleo que compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, em que o dito método compreende: (i) obter ou fornecer uma composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado, tal como aqueles aqui descritos; (ii) colocar a composição em uma formação subterrânea no fundo do poço; e (iii) extrair material compreendendo petróleo da formação subterrânea no fundo do poço por meio de um furo de poço de produção.
Além disso, a presente divulgação geralmente abrange um método de recuperação melhorada de petróleo compreendendo o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, em que o dito método compreende: (i) obter ou fornecer uma composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo; (ii) colocar a composição em uma formação subterrânea no fundo do poço; e (iii) extrair material compreendendo petróleo da formação subterrânea no fundo do poço por meio de um furo de poço de produção. A presente divulgação também se refere geralmente a um método de recuperação melhorada de petróleo compreendendo o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, em que o dito método compreende colocar o dito um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo em uma formação subterrânea no fundo do poço que compreende colocar o um ou mais polímeros em uma zona de produção de fundo de poço, e em que a extração de material compreendendo petróleo a partir da formação subterrânea no fundo do poço compreende extrair o material da zona de produção.
[0007] Além disso, a presente divulgação geralmente se refere a uma composição adequada para uso na recuperação melhorada de petróleo, em que a dita composição compreende um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo e um fluido aquoso. Em algumas modalidades, a dita composição pode ser adequada para uso em inundação de polímero. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode compreender monômeros de acrilamida ou monômeros tipo acrilamida. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode compreender monômeros aniônicos.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode compreender ácido acrílico.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode compreender ATBS.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros aniônicos.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode compreender monômeros de acrilamida acrílico e monômeros ácidos.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros ATBS.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode compreender PAM sulfonado. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode compreender um ou mais monômeros de ácido sulfônico, por exemplo, um ou mais ATBS, ácido vinil sulfônico; ácido 4- estirenossulfônico; e quaisquer sais de qualquer um dos monômeros acima mencionados.
[0008] Em algumas modalidades, a dita composição compreende uma viscosidade maior em comparação com a viscosidade de uma composição que não compreende os ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, podem fornecer um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa desejada.
[0009] Figura 1A e a Figura 1B ilustram o envelhecimento de um polímero de acordo com o Exemplo 1. Figura 1A ilustra as medições de viscosidade que foram tomadas durante o experimento de envelhecimento, e Figura 1B ilustra as medições do teor de ácido acrílico que foram tomadas durante o experimento de envelhecimento, de acordo com o Exemplo 1.
[0010] Figura 2A e Figura 2B ilustram o envelhecimento de um polímero de acordo com o Exemplo 1. Figura 2A ilustra as medições de viscosidade que foram tomadas durante o experimento de envelhecimento, e Figura 2B ilustra as medições do teor de ácido acrílico que foram tomadas durante o experimento de envelhecimento, de acordo com o Exemplo 1.
[0011] Figura 3A e Figura 3B ilustram o envelhecimento de um polímero de acordo com o Exemplo 2. Figura 3A ilustra as medições de viscosidade que foram tomadas durante o experimento de envelhecimento, e Figura 3B ilustra as medições do teor de ácido acrílico que foram tomadas durante o experimento de envelhecimento, de acordo com o Exemplo 2.
[0012] Figura 4 ilustra as eficiências de produção de petróleo sob várias condições de inundação de polímero diferentes, conforme obtido por uma simulação que foi realizada de acordo com o Exemplo 3.
[0013] Conforme usado aqui, as formas singulares "um(a)", e "o/a" incluem referentes no plural, a menos que o contexto dite claramente o contrário. Todos os termos técnicos e científicos usados aqui têm o mesmo significado como comumente entendido por alguém versado na técnica à qual esta invenção pertence, a menos que seja claramente indicado o contrário.
[0014] Conforme usado aqui, o termo "recuperação melhorada de petróleo" ou "EOR" (às vezes também conhecido como recuperação aprimorada de petróleo ("IOR") ou produção de petróleo mineral terciário) geralmente se refere a técnicas para aumentar a quantidade de petróleo não refinado (por exemplo, petróleo bruto) que pode ser extraído de um reservatório de petróleo, como um campo de petróleo. Exemplos de técnicas de EOR incluem, por exemplo, injeção de gás miscível (por exemplo, inundação de dióxido de carbono), injeção química, que às vezes é referida como recuperação química aprimorada de petróleo ("CEOR"), e que inclui, por exemplo, inundação de polímero, inundação alcalina, inundação de surfactante, inundação de polímero micelar, operações de controle de conformidade, bem como combinações dos mesmos, tais como inundação de polímero alcalino ou inundação de polímero surfactante alcalino, injeção microbiana e recuperação térmica (por exemplo, vapor cíclico, inundação de vapor,
ou inundação de fogo). Em algumas modalidades, a operação EOR pode incluir uma operação de inundação de polímero ("P"), uma operação de inundação de polímero alcalino ("AP"), uma operação de inundação de surfactante-polímero ("SP"), uma operação de inundação de polímero-surfactante alcalino ("ASP"), uma operação de controle de conformidade, ou qualquer combinação das mesmas.
[0015] Conforme usado aqui, os termos "inundação de polímero" ou "inundando de polímero" geralmente se referem a uma técnica de EOR aprimorada química que tipicamente envolve a injeção de um fluido aquoso que é viscosificado com um ou mais polímeros solúveis em água através de furos de injeção em um reservatório de petróleo para mobilizar o petróleo deixado para trás após a recuperação primária e/ou secundária. Como resultado geral da injeção de um ou mais polímeros, o petróleo pode ser forçado na direção do poço de produção e o petróleo pode ser produzido através do poço de produção. Detalhes de exemplos de inundação de polímero e de polímeros adequados para esta finalidade são divulgados, por exemplo, em "Petroleum, Enhanced Oil Recovery, Kirk-Othmer, Encyclopedia of Chemical Technology, edição online, John Wiley & Sons, 2010", que é aqui incorporado por referência em sua totalidade. Um ou mais surfactantes podem ser injetados (ou formados in situ) como parte da técnica EOR. Os surfactantes podem funcionar reduzindo a tensão interfacial entre o petróleo e a água, o que pode reduzir a pressão capilar e melhorar a mobilização do petróleo. Os surfactantes podem ser injetados com polímeros (por exemplo, uma inundação de surfactante-polímero (SP)), ou formados in situ (por exemplo, uma inundação de polímero alcalino (AP)), ou uma combinação dos mesmos (por exemplo, uma inundação de polímero- surfactante alcalino ("ASP")). Conforme usado aqui, os termos "inundação de polímero" e "inundando de polímero" abrangem todas essas técnicas EOR.
[0016] Conforme usado aqui, o termo "monômero" geralmente se refere a monômeros não-iônicos, monômeros aniônicos, monômeros catiônicos, monômeros zwitteriônicos, monômeros de betaína, e monômeros de pares de íons anfotéricos.
[0017] Conforme usado aqui, os termos "polímero", "polímeros", "polimérico" e termos semelhantes são usados em seu sentido comum, conforme entendido por um versado na técnica e, portanto, podem ser usados aqui para se referir a ou descrever uma molécula grande (ou grupo de tais moléculas) que pode conter unidades recorrentes. Os polímeros podem ser formados de várias maneiras, incluindo pela polimerização de monômeros e/ou modificação quimicamente de uma ou mais unidades recorrentes de um polímero precursor. A menos que especificado de outra forma, um polímero pode compreender um "homopolímero" que pode compreender unidades recorrentes substancialmente idênticas que podem ser formadas por vários métodos, por exemplo, pela polimerização de um monômero particular. A menos que especificado de outra forma, um polímero também pode compreender um "copolímero" que pode compreender duas ou mais unidades recorrentes diferentes que podem ser formadas, por exemplo, copolimerizando dois ou mais monômeros diferentes, e/ou modificando quimicamente uma ou mais unidades recorrentes de um polímero precursor. A menos que especificado de outra forma, um polímero ou copolímero também pode compreender um "terpolímero" que pode compreender polímeros que podem compreender três ou mais unidades recorrentes diferentes. O termo "polímero", conforme usado aqui, destina-se a incluir tanto a forma ácida do polímero quanto seus vários sais. Os polímeros podem ser de natureza anfotérica, isto é, contendo substituintes aniônicos e catiônicos, embora não necessariamente nas mesmas proporções.
[0018] Conforme usado aqui, o termo "monômero não iônico"
geralmente se refere a um monômero que possui uma carga neutra. Monômeros não iônicos podem compreender, mas não estão limitados a, compreender monômeros selecionados a partir do grupo que consiste em acrilamida ("AMD"), acrílico, metacrílico, metacrilamido, vinila, alila, etila e semelhantes, todos os quais podem ser substituído com uma cadeia lateral selecionada a partir de, por exemplo, um grupo alquila, arilalquila, dialquila, etoxila e/ou hidrofóbico. Em algumas modalidades, um monômero não iônico pode compreender AMD. Em algumas formas, monômeros não iônicos podem compreender, mas não estão limitados a, compreender vinilamida (por exemplo, acrilamida, metacrilamida, N- metilacrilamida, N,N-dimetilacrilamida), acriloilmorfolina, acrilato, anidrido maleico, N-vinilpirrolidona, acetato de vinila, N-vinilformamida e seus derivados, como hidroxietil(metil)acrilato CH2=CR-COO- CH2CH2OH (I) e CH2=CR-CO-N (Z1)(Z2) (2) N-substituído (metil)acrilamida (II). R = H ou Me; Z1 = 5-15C alquila; 1-3C alquila substituída por 1-3 fenila, fenila ou 6-12C cicloalquila (ambas opcionalmente substituídas) e Z2 = H; ou Z1 e Z2 são cada um 3-10C alquila; (II) é N-terc. hexila, terc. octila, metilundecila, ciclohexila, benzila, difenilmetila ou trifenil acrilamida. Monômeros não iônicos ainda podem incluir dimetilaminoetilacrilato ("DMAEMA"), dimetilaminoetilmetacrilato ("DMAEM"), N-isopropilacrilamida e N- vinilformamida. Monômeros não iônicos podem ser combinados, por exemplo, para formar um terpolímero de acrilamida, N-vinilformamida e ácido acrílico.
[0019] Conforme usado aqui, o termo "monômeros aniônicos" pode se referir a monômeros aniônicos que são substancialmente aniônicos no todo ou (em equilíbrio) em parte, a um pH na faixa de cerca de 4,0 a cerca de 9,0. Os "monômeros aniônicos" podem ser neutros em pH baixo (de um pH de cerca de 2 a cerca de 6) ou para monômeros aniônicos que são aniônicos em pH baixo.
[0020] Exemplos de monômeros aniônicos que podem ser usados aqui que podem ainda ser substituídos por outros grupos incluem, mas não estão limitados a, aqueles que compreendem acrilamida ("AMD"), acrílico, metacrílico, metacrilamido, vinila, alila, etila e semelhantes; monômeros maleicos e semelhantes; diacrilato de cálcio; e/ou qualquer monômero substituído com um grupo de ácido carboxílico ou sal do mesmo.
Em algumas modalidades, esses monômeros aniônicos podem ser substituídos por um grupo de ácido carboxílico e incluem, por exemplo, ácido acrílico e ácido metacrílico.
Em algumas modalidades, um monômero aniônico que pode ser usado aqui pode ser um monômero de (met)acrilamida em que o grupo amida foi hidrolisado a um grupo carboxila.
O dito monômero pode ser um derivado ou sal de um monômero de acordo com as modalidades.
Exemplos adicionais de monômeros aniônicos compreendem, mas não estão limitados a, aqueles que compreendem ácidos sulfônicos ou um grupo de ácido sulfônico, ou ambos.
Em algumas modalidades, os monômeros aniônicos que podem ser usados aqui podem compreender uma função sulfônica que pode compreender, por exemplo, ácido butil sulfônico terciário de acrilamida (também conhecido como ácido 2-acrilamido-2- metilpropano sulfônico ou ácido N-t-butil acrilamida sulfônico) ("ATBS"); ácido vinilsulfônico; ácido 4-estirenossulfônico; e/ou quaisquer sais de qualquer uma dessas porções/monômeros.
Em algumas modalidades, os monômeros aniônicos podem conter ácidos orgânicos.
Em algumas modalidades, os monômeros aniônicos podem compreender ácido acrílico, ácido metacrílico, ácido maleico, ácido itacônico, ácido acrilamido metilpropanossulfônico, ácido vinilfosfônico, ácido estireno sulfônico e seus sais, tais como de sódio, amônio e potássio.
Monômeros aniônicos podem ser combinados, por exemplo, para formar um terpolímero de acrilamida, ácido acrílico e ácido 2-acrilamido- 2-metilpropano sulfônico.
[0021] Conforme usado aqui, o termo "monômero catiônico" geralmente se refere a um monômero que possui uma carga positiva. Exemplos de monômeros catiônicos podem compreender, mas não estão limitados a, aqueles que compreendem cloreto de acriloiloxietil trimetilamônio ("AETAC"), cloreto de metacriloiloxietiltrimetilamônio, cloreto de metacrilamidopropiltrimetilamônio ("MAPTAC"), cloreto de acrilamidopropiltrimetilamônio, sulfato de metacriloiloxietildimetilamônio, acrilato de dimetilaminoetila, dimetilaminopropilmetacrilamida, Q6, Q6o 4 e/ou cloreto de dialildimetilamônio ("DADMAC").
[0022] Os ditos monômeros catiônicos também podem compreender, mas não estão limitados a, compreender acrilatos e metacrilatos de dialquilaminoalquila e seus sais quaternários ou ácidos, incluindo, mas não se limitando a, sal quaternário de cloreto de metil acrilato de dimetilaminoetila ("DMAEA.MCQ"), sal quaternário de dimetilaminoetil acrilato de metilsulfato ("DMA-EM.MCQ"), sal quaternário de cloreto de benzil acrilato de dimetiaminoetila ("DMAEA.BCQ"), sal de ácido sulfúrico de acrilato de dimetilaminoetila, sal de ácido clorídrico de acrilato de dimetilaminoetila, acrilato de dietilaminoetila, sal quaternário de cloreto de metila, sal quaternário de dimetilaminoetil metacrilato de cloreto de metila, sal quaternário de dimetilaminoetil metacrilato de sulfato de metila, sal quaternário de metacrilato de dimetilaminoetil de cloreto de benzila, sal de ácido sulfúrico de metacrilato de dimetilaminoetila, sal de ácido clorídrico de metacrilato de dimetilaminoetila, sal de ácido clorídrico de dimetilaminoetil metacriloila, dialquilaminoalquilacrilamidas ou metacrilamidas e seus sais quaternários ou ácidos, tais como cloreto de acrilamidopropiltrimetilamônio, sal quaternário de metil sulfato de dimetilaminopropil acrilamida, sal de ácido sulfúrico de dimetilaminopropil acrilamida, sal de ácido clorídrico de dimetilaminopropil acrilamida, cloreto de metacrilamidopropiltrimetilamônio, sal quaternário de metil sulfato de dimetilaminopropil metacrilamida, sal de ácido sulfúrico de dimetilaminopropil metacrilamida, sal de ácido clorídrico de dimetilaminopropil metacrilamida, dietilaminoetilacrilato, dietilaminoetilmetacrilato e haletos de dialildialquilamônio, tais como cloreto de dialildietilamônio e cloreto de dialildimetilamônio. Os grupos alquila podem geralmente, mas não estão limitados a, aqueles que compreendem grupos C1-8 alquila. Em algumas modalidades, os monômeros catiônicos podem compreender sais de amônio quaternário ou sais ácidos de vinil amida, ácido vinil carboxílico, metacrilato e seus derivados. Monômeros catiônicos podem compreender, mas não estão limitados a, compreender monômeros selecionados a partir do grupo que consiste em sal quaternário de cloreto de metila de di- metilaminoetilacrilato, sal quaternário de cloreto de metila de dimetilaminoetilmetacrilato e cloreto de dialildimetil amônio. Os monômeros catiônicos podem ser combinados, por exemplo, para formar um terpolímero de sal quaternário de cloreto de metila de dimetilaminoetilmetacrilato e cloreto de dialildimetilamônio e acrilamida.
[0023] O termo "polímero solúvel em água" geralmente se refere a qualquer polímero que pode se dissolver, dispersar ou inchar na água. Os ditos polímeros podem modificar as propriedades físicas de sistemas aquosos submetidos a gelificação, espessamento, viscosificação ou emulsificação/estabilização. Os ditos polímeros podem desempenhar uma variedade de funções, incluindo, mas não se limitando a, o uso como agentes dispersantes e de suspensão, estabilizantes, espessantes, viscosificantes, gelificantes, floculantes e coagulantes, formadores de filme, umectantes, aglutinantes e lubrificantes.
[0024] No contexto de inundação de polímero, um polímero solúvel em água pode incluir, mas não está limitado a incluir, um ou polímeros à base de acrilamida e/ou copolímeros de acrilamida e outros monômeros, por exemplo, ácido vinilsulfônico ou ácido acrílico. A poliacrilamida pode ser poliacrilamida parcialmente hidrolisada ("HPAM"), na qual algumas das unidades de acrilamida foram hidrolisadas em ácido acrílico. Em alguns casos, um polímero solúvel em água pode compreender uma poliacrilamida sulfonada. Em algumas modalidades, um ou mais (co)polímeros de acrilamida podem ser um polímero útil para aplicações de recuperação melhorada de petróleo (EOR).
[0025] Conforme usado aqui, os termos "poliacrilamida" ou "PAM" geralmente referem-se a polímeros e copolímeros compreendendo porções de acrilamida e os termos abrangem quaisquer polímeros ou copolímeros compreendendo porções de acrilamida, por exemplo, um ou mais (co)polímeros de acrilamida. Além disso, os PAMs podem compreender qualquer um dos polímeros ou copolímeros aqui discutidos. Em algumas modalidades, o PAMS pode compreender PAM sulfonado, como, por exemplo, copolímeros de acrilamida e ácido terc- butil sulfônico de acrilamida (também conhecido como ácido 2- acrilamido-2-metilpropano sulfônico ou ácido N-t-butil acrilamida sulfônico) ("ATBS"); ácido vinilsulfônico; ácido 4-estirenossulfônico; e/ou quaisquer sais de qualquer uma dessas porções/monômeros. Além disso, os PAMs descritos aqui, por exemplo, um ou mais (co)polímeros de acrilamida, podem ser fornecidos em uma de várias formas, incluindo, por exemplo, forma seca (pó) (por exemplo, DPAM), emulsão de água em petróleo (emulsão inversa), suspensão, dispersão ou parcialmente hidrolisada (por exemplo, HPAM, em que algumas das unidades de acrilamida foram hidrolisadas em ácido acrílico). Em algumas modalidades, os PAMs, por exemplo, um ou mais (co)polímeros de acrilamida, podem ser usados para inundação de polímero. Em algumas modalidades, PAMS, por exemplo, um ou mais
(co)polímeros de acrilamida, podem ser usados em qualquer técnica EOR.
[0026] Conforme usado aqui, os termos "poliacrilamida sulfonada" ou "PAM sulfonado" geralmente se referem a polímeros de poliacrilamida ou PAMs conforme definido acima, que compreendem uma ou mais frações de ácido sulfônico, por exemplo, um ou mais monômeros de ácido sulfônico. Exemplos dos mesmos incluem ácido butil sulfônico terciário de acrilamida (também conhecido como ácido 2- acrilamido-2-metilpropano sulfônico ou ácido N-t-butil acrilamida sulfônico) ("ATBS"); ácido vinilsulfônico; ácido 4-estirenossulfônico; e quaisquer sais de qualquer uma dessas porções/monômeros.
[0027] Conforme usado aqui, os termos "polímero que gradualmente aumenta em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa presente em um ambiente aquoso desejado", " polímero que gradualmente aumenta em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa", "polímero que gradualmente aumenta em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma composição aquosa" e semelhantes, geralmente se referem a um polímero e/ou uma composição e/ou uma solução que compreende um polímero em que a carga do dito polímero aumenta em relação ao seu valor inicial e/ou a viscosidade de uma composição aquosa e/ou solução aquosa compreendendo o dito um ou mais polímeros aumenta em viscosidade em relação ao seu valor inicial, ou seja, como resultado do dito aumento na carga dos ditos um ou mais polímeros. Em algumas modalidades, tal polímero pode ser usado para efetuar um aumento gradual na viscosidade de um ambiente aquoso desejado, por exemplo, água do mar, salmoura ou outra composição aquosa salina. O dito aumento gradual pode ser efetuado, por exemplo, por um método que pode compreender a introdução de um ou mais polímeros, por exemplo,
um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa e/ou uma composição aquosa, no dito ambiente aquoso desejado, em que um ou mais polímeros quando introduzidos no dito ambiente aquoso desejado compreendem baixa carga e baixa viscosidade e compreendem ainda unidades monoméricas lábeis, em que os ditos um ou mais polímeros quando presentes por duração prolongada no ambiente aquoso desejado aumentam gradualmente em carga, por exemplo, um aumento na carga aniônica, e a solução, desse modo, aumenta em viscosidade como resultado das unidades monoméricas lábeis em um ou mais polímeros serem quebradas ou hidrolisadas no ambiente aquoso desejado.
Em algumas modalidades, o dito ambiente aquoso pode ser um ambiente aquoso contendo petróleo.
Além disso, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, pode ser compreendido por uma solução para uso em inundação de polímero, e a viscosidade da solução que compreende pode ter um valor de viscosidade mais alto após uma injeção para efetuar uma inundação de polímero em comparação com o valor de viscosidade inicial da solução que compreende antes da injeção de polímero e/ou solução de polímero para efetuar uma inundação de polímero.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender um polímero solúvel em água, em que o dito polímero solúvel em água compreende unidades monoméricas lábeis compreendendo ligações que podem ser quebradas e em que a quebra das ditas ligações pode resultar em um aumento na carga aniônica.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender monômeros de acrilamida.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender monômeros aniônicos, como monômeros de ácido acrílico.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender ATBS.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga pode compreender uma ou mais porções/monômeros de ácido sulfônico, como ATBS, ácido vinilsulfônico; Ácido 4-estirenossulfônico; e quaisquer sais de qualquer uma dessas porções/monômeros.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros aniônicos.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros de ácido acrílico.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros ATBS.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender acrilamida e/ou ácido acrílico.
Em algumas modalidades, a porcentagem de acrilamida em um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar.
Em algumas modalidades, a porcentagem de ácido acrílico em um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar.
Em algumas modalidades, um polímero que gradualmente aumenta em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender ácido acrílico e a porcentagem de ácido acrílico no polímero compreende 30% molar ou menos, 25% molar ou menos, 20% molar ou menos, 15% molar ou menos, 10% molar ou menos, 5% molar ou menos, ou 1% molar ou menos.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender PAM sulfonado, por exemplo, um polímero compreendendo uma ou mais moléculas de ácido sulfônico e/ou monômeros e um ou mais monômeros à base de acrilamida, como um ou mais monômeros de acrilamida não iônicos e/ou um ou mais aniônicos.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender acrilamida e ATBS.
Em algumas modalidades, a porcentagem de acrilamida no polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada compreende 1% ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, ou 99% molar ou mais.
Em algumas modalidades, a porcentagem de ATBS no dito polímero compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender 5% molar de ácido acrílico e 95% molar de acrilamida.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender 15% molar de ATBS e 85% molar de acrilamida.
Em algumas modalidades, um polímero w que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 25% molar ou mais, 50% molar ou mais, 75% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar de unidades monoméricas lábeis.
Em algumas modalidades, um polímero que gradualmente aumenta em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode compreender um polímero à base de poliacrilamida, em que o dito polímero à base de poliacrilamida não é reticulado durante uma injeção que pode ocorrer durante um método de EOR, e ainda em que o dito polímero à base de poliacrilamida não pode ser reticulado após a injeção uma vez em um reservatório.
Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode resultar em uma solução que retém sua viscosidade até uma quantidade de um grupo carregado, por exemplo, um monômero aniônico, por exemplo, um monômero de ácido acrílico, pode atingir uma porcentagem tal que a dita solução comece a diminuir em viscosidade, em alguns casos devido ao grupo carregado resultando no polímero adotando estruturas físicas que resultam em um anel inferior em viscosidade, por exemplo, enrolamento de um polímero devido a interações de grupos carregados com cátions multivalentes que resultam em auto-interações. Deve ser entendido, no entanto, que as condições da solução aquosa e/ou composição aquosa e/ou ambiente aquoso, por exemplo, a salinidade da mesma, por exemplo, a composição de uma salmoura, podem afetar o valor em que tal mudança pode ocorrer. É ainda notado que em algumas soluções aquosas e/ou composições aquosas e/ou ambientes aquosos, tal mudança pode não ocorrer, ou seja, a solução continua a aumentar em viscosidade e/ou platôs de viscosidade, e nenhuma diminuição na viscosidade é observada enquanto um ou mais polímeros estão presentes. Além disso, a composição de um ou mais polímeros pode afetar ainda mais o valor, se houver, no qual uma transição pode ou não ocorrer. Em algumas modalidades, um polímero que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma composição aquosa desejada pode sofrer reações de hidrólise que hidrolisam certos grupos compreendidos pelo dito polímero, por exemplo, grupos de acrilamida, para um grupo carregado, por exemplo, grupo anionicamente carregado, por exemplo, grupo de ácido acrílico.
[0028] Conforme usado aqui, o termo "unidades monoméricas lábeis" geralmente se refere a uma unidade monomérica composta por um polímero que pode ter cadeias laterais que são fixadas com uma ligação que pode quebrar ou ser hidrolisada em ambientes aquosos específicos, por exemplo, água do mar ou ambientes aquosos presentes durante um método de recuperação melhorada de petróleo, por exemplo, tal como quando o polímero compreendendo as unidades monoméricas lábeis estão em um reservatório aquoso contendo petróleo. Em algumas modalidades, uma unidade monomérica lábil pode ser um grupo -NH2 de um monômero de acrilamida. Exemplos de unidades monoméricas lábeis incluem, por exemplo, (met)acrilamidas que não são originalmente carregadas, por exemplo, originalmente carregadas anionicamente, tais como acrilamida, N,N-dimetilacrilamida, N-hidroximetilacrilamida, N-hidroxietilacrilamida, N-isopropilacrilamida, N-acriloilmorfolina, N-acriloil pirrolidina, metacrilamida, N,N- dimetilmetacrilamida e semelhantes; (met)acrilatos que não são carregados originalmente, por exemplo, originalmente carregados anionicamente, tais como acrilato de metila, acrilato de hidroxietila, metacrilato de metila, metacrilato de hidroxietila e semelhantes; e monômeros de vinila, tais como N-vinilcaprolactama.
[0029] Conforme usado aqui, o termo "ambiente aquoso" geralmente se refere a qualquer ambiente que compreende e/ou é caracterizado pela presença de água. Por exemplo, em alguns casos, um ambiente aquoso pode conter água do mar ou outra água salgada. Em alguns casos, um ambiente aquoso pode conter sais inorgânicos. Além disso, em alguns casos, um ambiente aquoso pode ser um ambiente aquoso contendo petróleo e/ou um reservatório de petróleo ou gás. Em alguns casos, um ambiente aquoso pode compreender uma ou mais soluções que são usadas durante e/ou como parte da recuperação melhorada de petróleo, tal como recuperação química melhorada de petróleo, por exemplo, uma ou mais inundações de polímero. Em alguns casos, um ambiente aquoso pode ter uma temperatura de cerca de 55ºC ou menos, 55ºC ou mais, 60ºC ou mais, 65ºC ou mais, 70ºC ou mais, 80ºC ou mais, 85ºC ou mais, 90ºC ou mais, 95ºC ou mais, 100ºC ou mais, 125ºC ou mais, 140ºC ou mais, ou 150ºC ou mais.
[0030] Conforme usado aqui, os termos "% de carga", "porcentagem de carga" e semelhantes, geralmente se referem à porcentagem molar (% molar) de todas as unidades monoméricas carregadas, por exemplo, todas as unidades monoméricas aniônico e catiônico, tais como aqueles compreendidos por um ou mais polímeros.
[0031] São divulgados aqui métodos e composições para recuperação melhorada de petróleo, tais como recuperação melhorada de petróleo química e/ou recuperação melhorada de petróleo que compreende inundação de polímero, em que os ditos métodos e composições compreendem um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, tal como quando presente em um ambiente aquoso, por exemplo, reservatórios de petróleo ou gás, por exemplo, água do mar, salmoura ou outras composições aquosas salinas. Além disso, a presente divulgação geralmente se refere a um método para aumentar gradualmente a viscosidade em um ambiente aquoso desejado, método esse que compreende a introdução de um ou mais polímeros no dito ambiente aquoso desejado, em que um ou mais polímeros quando introduzidos no dito ambiente aquoso desejado compreendem baixa carga ou nenhuma carga, e baixa viscosidade e ainda compreendem unidades monoméricas lábeis, em que o dito um ou mais dos ditos polímeros quando presentes por uma duração prolongada no ambiente aquoso desejado aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade no dito ambiente aquoso desejado, como resultado das unidades monoméricas lábeis nos ditos um ou mais polímeros serem quebrados ou hidrolisados após estarem presentes por um período prolongado no ambiente aquoso desejado. Em algumas modalidades, o dito ambiente aquoso pode conter sais inorgânicos e/ou o dito ambiente aquoso pode compreender água do mar. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode ter uma carga aniônica inicial de menos de 25 por cento molar. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode conter 1-100 por cento molar de unidades monoméricas lábeis, que se rompem gradualmente ou hidrolisam no ambiente aquoso desejado, por exemplo, em que a dita quebra ou hidrólise das ditas unidades monoméricas lábeis pode resultar em um aumento gradual da carga aniônica e da viscosidade no ambiente aquoso. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode conter 1-100 mol por cento de acrilamida. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode não ser reticulado quando introduzido no ambiente aquoso. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros podem não ser reticulados quando introduzidos no ambiente aquoso e, além disso, não se tornam reticulados no ambiente aquoso. Em algumas modalidades, o ambiente aquoso desejado pode compreender um reservatório de petróleo ou gás.
[0032] Em algumas modalidades, um método para recuperação melhorada de petróleo compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa presente no ambiente aquoso desejado. Em algumas modalidades, o dito método compreende introduzir em um reservatório de petróleo ou gás uma inundação de polímero compreendendo os ditos um ou mais polímeros que incluem polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma solução aquosa ou composição aquosa presente no desejado ambiente aquoso, ao longo do tempo quando presente no reservatório de petróleo ou gás, cujo aumento na carga e na viscosidade proporciona um aumento na recuperação de petróleo ou gás do dito reservatório de petróleo ou gás.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros, quando introduzido no dito reservatório de petróleo ou gás, pode fornecer uma recuperação melhorada de petróleo ou gás em comparação com um copolímero de acrilamida e ácido acrílico compreendendo 70% molar de acrilamida e 30% molar de ácido acrílico, tal como HPAM-30, em que as medições de viscosidade iniciais, por exemplo, na injeção, são o mesmo valor para os ditos um ou mais polímeros e o dito copolímero de acrilamida e ácido acrílico.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender componentes de acrilamida.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, podem compreender monômeros aniônicos, tais como monômeros de ácido acrílico.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender ATBS.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso pode compreender um ou mais monômeros de ácido sulfônico, por exemplo, um ou mais ATBS, ácido vinilsulfônico; ácido 4-estirenossulfônico; e quaisquer sais de qualquer um dos monômeros acima mencionados.
Em algumas modalidades,
pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros aniônicos.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros de ácido acrílico.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender um polímero solúvel em água, em que o dito polímero solúvel em água compreende unidades monoméricas lábeis compreendendo ligações que podem ser quebradas, e em que a quebra das ditas ligações pode resultar em um aumento na carga aniônica.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender uma ou mais unidades monoméricas lábeis, tais como, por exemplo, uma ou mais (met)acrilamidas que não são originalmente carregadas, por exemplo, originalmente carregadas anionicamente, como acrilamida, N,N-di-metilacrilamida, N-hidroximetilacrilamida, N-hidroxietilacrilamida, N-isopropilacrilamida, N-acriloilmorfolina, N-acriloilpirrolidina, metacrilamida, N,N-dimetilmetacrilamida e semelhates; um ou mais (met)acrilatos que não são carregados originalmente, por exemplo, carregados originalmente anionicamente, tais como acrilato de metila,
acrilato de hidroxietila, metacrilato de metila, metacrilato de hidroxietila e semelhantes; e um ou mais monômeros de vinila, tais como N- vinilcaprolactama.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros ATBS.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presente em um ambiente aquoso, pode compreender acrilamida e/ou acrílico ácido.
Em algumas modalidades, a porcentagem de acrilamida em pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado pode compreender 1% ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar.
Em algumas modalidades, a porcentagem de ácido acrílico em pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado pode compreender 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender ácido acrílico e a porcentagem de acrílico ácido no dito polímero compreende 30% molar ou menos, 25% molar ou menos, 20% molar ou menos, 15% molar ou menos, 10% molar ou menos, 5% molar ou menos, ou 1% molar ou menos.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender um ou mais PAMs sulfonados.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender acrilamida e ATBS.
Em algumas modalidades, a porcentagem de acrilamida no dito polímero pode compreender 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, ou 99% molar ou mais.
Em algumas modalidades, a porcentagem de ATBS em pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado pode compreender 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado pode compreender 5% molar de acrílico ácido e 95% molar de acrilamida.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado pode compreender 15% molar de ATBS e 85% molar de acrilamida.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado pode compreender 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 25% molar ou mais, 50% molar ou mais, 75% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar de unidades monoméricas lábeis.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, pode compreender um polímero à base de poliacrilamida, em que o dito polímero à base de poliacrilamida não é reticulado durante uma injeção que pode ocorrer durante um método de EOR, e ainda em que o dito polímero à base de poliacrilamida não pode se tornar reticulado após a injeção uma vez em um reservatório.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso pode compreender nenhuma carga, por exemplo, nenhum monômero aniônico, antes do uso em um método de EOR, por exemplo,
antes da injeção em uma formação. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso pode compreender 1% ou menos, 2,5% ou menos, 5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95,0% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100% de carga, por exemplo, monômero aniônico percentual, por exemplo, por cento de monômeros de ácido acrílico, por exemplo, em que os ditos um ou mais polímeros compreendem 30% molar de monômeros aniônicos que fornecem 30% de carga, ou em que os ditos um ou mais polímeros compreendem 40% molar de monômeros aniônicos que fornecem 40% de carga... etc., antes do uso em um método de EOR, por exemplo, antes da injeção em uma formação, por exemplo, antes do uso em uma inundação de polímero. A porcentagem de carga escolhida dos polímeros pode ser variada dependendo da natureza do ambiente aquoso particular, por exemplo, a sua viscosidade inicial.
[0033] Em algumas modalidades, um método para EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, o que permite um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, tal como quando presente em um ambiente aquoso desejada, e pelo menos um dos ditos polímeros pode aumentar em carga durante o método de EOR em relação à sua carga inicial, isto é, sua antes do uso no dito método de EOR. Por exemplo, em alguns casos, o dito polímero pode ser usado como parte de uma inundação de polímero e/ou pode ser injetado no fundo do poço em um reservatório e/ou formação, e o dito polímero pode aumentar em carga após o dito polímero ser introduzido em um reservatório e/ou formação, tal como introduzido como parte de uma inundação de polímero.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa presente em um ambiente aquoso desejado pode aumentar a viscosidade após o início de uma inundação de polímero.
Em alguns casos, a mudança na carga pode ser resultado de uma reação de hidrólise, em que, às vezes, a reação de hidrólise pode converter uma unidade monomérica lábil em um grupo carregado, por exemplo, um grupo anionicamente carregado, por exemplo, um monômero de ácido acrílico.
Em algumas formas, a carga de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presente no ambiente aquoso, pode aumentar para um valor de 1% ou menos, 2,5% ou menos, 5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95,0% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100%. Em algumas modalidades, o dito aumento na carga pode compreender um aumento na carga aniônica.
Em algumas modalidades, um aumento na carga em pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa pode resultar em unidades monoméricas lábeis dentro das estruturas do dito ou mais polímeros quebrando após a introdução do dito um ou mais polímeros em uma estrutura e/ou formação e/ou reservatório.
[0034] Em algumas modalidades, um aumento na carga de pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, o que permite um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa pode resultar em um aumento correspondente em viscosidade até um nível de carga limite, por exemplo, em alguns casos em torno de 30% ou menos ou em alguns casos pode aumentar a carga em até 100%. Deve ser entendido que o aumento no valor de carga que aumenta resulta em um aumento na viscosidade que pode variar com base no polímero ou polímeros usados, na quantidade de dosagem e/ou nas condições do processo EOR, por exemplo, as condições de uma inundação de polímero. Além disso, deve ser entendido, no entanto, que as condições da solução aquosa e/ou composição aquosa e/ou ambiente aquoso, por exemplo, a salinidade da mesma, por exemplo, a composição de uma salmoura, podem afetar o valor em que tal mudança pode ocorrer. É ainda notado que em algumas soluções aquosas ou composições aquosas, tal mudança pode não ocorrer, ou seja, a solução continua a aumentar em viscosidade e/ou platôs de viscosidade, e nenhuma diminuição na viscosidade é observada enquanto o um ou mais polímeros estão presentes.
[0035] Em algumas modalidades, um método de EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que podem aumentar gradualmente a carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, por exemplo, durante uma inundação de polímero, em que o uso de pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode resultar em um aumento na produção de petróleo em relação aos métodos em que os ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa não são usados. Por exemplo, métodos de EOR compreendendo o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa podem resultar em um aumento de 1% ou menos, aumento de 1% ou mais, aumento de 2% ou mais, um aumento de 3% ou mais, um aumento de 5% ou mais, um aumento de 5,0% ou mais, um aumento de 6% ou mais, um aumento de 7% ou mais, um aumento de 8% ou mais, um aumento de 9% ou mais, um aumento de 10% ou mais, um aumento de 11% ou mais, um aumento de 12% ou mais, um aumento de 13% ou mais, um aumento de 14% ou mais, ou um aumento de 15% ou mais na produção de petróleo em comparação com um método de EOR que não compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa. Tais determinações de aumento na eficiência da produção de petróleo podem ser obtidas, por exemplo, por simulações de modelagem de processos EOR. Os ditos polímeros podem compreender qualquer um de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa como aqui discutido, por exemplo, um ou mais PAMS sulfonados, por exemplo, um ou mais polímeros compreendendo monômeros de acrilamida e/ou ácido acrílico.
[0036] Em algumas modalidades, um método de EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, o que permite um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, por exemplo, durante uma inundação de polímero, em que o uso de pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode resultar em eficiência de varredura melhorada em comparação com um método de EOR que não compreende o uso dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa.
[0037] Em algumas modalidades, um método de EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, o que permite um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, por exemplo, durante uma inundação de polímero, em que os ditos um ou mais polímeros podem resultar em uma solução que retém pelo menos 80% de seu valor de viscosidade inicial, por exemplo, valor de viscosidade pré-injeção, por 20 meses ou menos, 20 meses ou mais, 23 meses ou mais, 25 meses ou mais, 30 meses ou mais, 35 meses ou mais, 40 meses ou mais, 45 meses ou mais, 50 meses ou mais, 55 meses ou mais, 60 meses ou mais, 65 meses ou mais, 70 meses ou mais, 75 meses ou mais, 80 meses ou mais, 85 meses ou mais, 90 meses ou mais, ou 95 meses ou mais. Em algumas modalidades, tais durações de retenção de viscosidade podem ser obtidas em uma composição compreendendo água do mar ou uma solução semelhante à água do mar ou outra água salgada, tendo uma temperatura variando de cerca de 55-140ºC, por exemplo, uma temperatura de cerca de 58ºC. Em algumas modalidades, um método de EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, por exemplo, durante uma inundação de polímero, em que os ditos um ou mais polímeros podem resultar em uma solução que retém pelo menos 80% de seu valor de viscosidade inicial, por exemplo, valor de viscosidade pré-injeção, para seu tempo de retenção em um reservatório e/ou formação e/ou estrutura.
[0038] Em algumas modalidades, um método de EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, o que permite um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, por exemplo, durante uma inundação de polímero, e o uso de um ou mais polímeros pode resultar em um valor de pressão de injeção desejável. Por exemplo, a pressão que pode ser gerada perto de uma área de furo de poço de injeção pode ser de um valor desejável como resultado da prática de um método que compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado. Em algumas modalidades, um método de EOR compreendendo o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, por exemplo, durante um inundação de polímero, pode resultar em uma redução da pressão de injeção em cerca de 5% ou menos, cerca de 5% ou mais, cerca de 10% ou mais, cerca de 20% ou mais, cerca de 30% ou mais, cerca de 40% ou mais, cerca de 50% ou mais, em comparação com um método que não compreende o uso dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, ou em comparação com um método que compreende o uso de HPAM-30.
[0039] Em algumas modalidades, um método de EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, o que permite um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, por exemplo, durante uma inundação de polímero, em que os ditos um ou mais polímeros podem fornecer um aumento na viscosidade em cerca de 1% ou menos, 1% ou mais, 5% ou mais, 10% ou mais, 15% ou mais, 20% ou mais, 25% ou mais, 30% ou mais, 35% ou mais, 40% ou mais, ou 45% ou mais após sua injeção em uma estrutura e/ou formação, em alguns casos, como parte de uma inundação de polímero que pode ser usado durante o EOR.
[0040] Em algumas modalidades, um método de recuperação melhorada de petróleo compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, em que o dito método compreende: (i) obter ou fornecer uma composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado, por exemplo, conforme descrito aqui; (ii) colocar a composição em uma formação subterrânea no fundo do poço; e (iii) extrair material compreendendo petróleo da formação subterrânea no fundo do poço por meio de um furo de poço de produção. Em algumas modalidades, os ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa podem aumentar em viscosidade uma vez que são colocados na dita formação subterrânea no fundo do poço. Em algumas modalidades, o dito método pode compreender o uso de um conduíte de fluido disposto em um furo de poço de injeção e/ou uma bomba configurada para bombear a composição através de um conduíte no fundo do poço.
Em algumas modalidades, um método de recuperação melhorada de petróleo compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, em que o dito método compreende: (i) obter ou fornecer uma composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo; (ii) colocar a composição em uma formação subterrânea no fundo do poço; e (iii) extrair material compreendendo petróleo da formação subterrânea no fundo do poço por meio de um furo de poço de produção.
Em algumas modalidades, os ditos um ou mais polímeros podem aumentar em viscosidade, uma vez que são colocados na dita formação subterrânea no fundo do poço.
Em algumas modalidades, durante o dito método, a composição compreendendo o dito um ou mais polímeros pode ser colocada no fundo do poço por meio de um furo de poço de injeção.
Em algumas modalidades do dito método, a extração pode ser efetuada usando um furo de poço de produção.
Em algumas modalidades de um método que compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, uma composição compreendendo o dito um ou mais polímeros pode ser colocada na forma subterrânea no fundo do poço, que compreende colocar a composição em uma zona de produção de fundo do poço, e em que a extração de material compreendendo petróleo da formação subterrânea no fundo do poço compreende a extração do material da zona de produção.
[0041] Em algumas modalidades, um método de EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, o que permite um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, por exemplo, durante uma inundação de polímero, em que os ditos um ou mais polímeros começam a aumentar em viscosidade durante o dito método de EOR, por exemplo, durante uma inundação de polímero, por exemplo, após a injeção. Em algumas modalidades, a temperatura da formação, reservatório, estrutura e semelhantes, nos quais um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga podem ser introduzidos, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa pode ser cerca de 55ºC ou menos, 55ºC ou mais, 60ºC ou mais, 65ºC ou mais, 70ºC ou mais, 80ºC ou mais, 85ºC ou mais, 90ºC ou mais, 95ºC ou mais, 100ºC ou mais, 125ºC ou mais, ou 150ºC ou mais. Em algumas modalidades, um aumento na temperatura que o dito um ou mais polímeros pode encontrar após a introdução pode resultar em aumento correspondente na taxa na qual a carga do dito um ou mais polímeros começa a aumentar, por exemplo, começa a aumentar como resultado de uma reação de hidrólise. Em algumas modalidades, um método de EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em viscosidade quando presentes em um ambiente aquoso, por exemplo, durante uma inundação de polímero, em que os ditos um ou mais polímeros são compostos por uma solução e/ou estão em forma de solução. Em alguns casos, a dita solução pode compreender salmoura, água do mar, e/ou sais.
[0042] Em algumas modalidades, um método de EOR pode compreender o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em viscosidade quando presentes em um ambiente aquoso, por exemplo, durante uma inundação de polímero, em que a dose de pelo menos um dos ditos ou mais polímeros usados é qualquer dose que resulte em um efeito desejado. Em algumas modalidades, a dita dose pode ser de cerca de 100 ppm ou menos, 200 ppm ou menos, 300 ppm ou menos, 400 ppm ou menos, 500 ppm ou menos, 750 ppm ou menos, 1.000 ppm ou menos, 2.000 ppm ou menos, 3.000 ppm ou menos, 4.000 ppm ou menos, 5.000 ppm ou menos, 6.000 ppm ou menos, 7.000 ppm ou menos, 8.000 ppm ou menos, 9.000 ppm ou menos, 10.000 ppm ou menos, ou 10.000 ppm ou mais.
[0043] Além disso, a presente divulgação geralmente se refere a uma composição adequada para uso em EOR, tal como, por exemplo, uma inundação de polímero, em que a dita composição compreende um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo e um fluido aquoso. Em algumas modalidades, a dita composição pode ser adequada para uso em inundação de polímero. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender monômeros de acrilamida. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender monômeros aniônicos, tais como monômeros de ácido acrílico.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender ATBS.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso desejado pode compreender um ou mais monômeros de ácido sulfônico, por exemplo, um ou mais ATBS, ácido vinilsulfônico; ácido 4-estirenossulfônico; e quaisquer sais de qualquer um dos monômeros acima mencionados.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros aniônicos.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros de ácido acrílico.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender monômeros de acrilamida e monômeros ATBS.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender acrilamida e/ou ácido acrílico.
Em algumas modalidades, a porcentagem de acrilamida pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar.
Em algumas modalidades, a porcentagem de ácido acrílico em pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender ácido acrílico, e a porcentagem de ácido acrílico no polímero compreende 30% molar ou menos, 25% molar ou menos, 20% molar ou menos, 15% molar ou menos, 10% molar ou menos, 5% molar ou menos, ou 1% molar ou menos.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender um PAM sulfonado.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender acrilamida e ATBS.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa pode compreender um polímero solúvel em água, em que o dito polímero solúvel em água compreende unidades monoméricas lábeis compreendendo ligações que podem ser quebradas, e a quebra das ditas ligações pode resultar em um aumento na carga aniônica.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa pode compreender uma ou mais unidades monoméricas lábeis, como, por exemplo, uma ou mais (met)acrilamidas que não são originalmente carregadas, por exemplo, originalmente carregadas anionicamente, como acrilamida, N,N- dimetilacrilamida, N-hidroximetilacrilamida, N-hidroxietilacrilamida, N- isopropilacrilamida, N-acriloilmorfolina, N-acriloil pirrolidina, metacrilamida, N,N-dimetilmetacrilamida, e semelhantes; um ou mais (met)acrilatos que não são originalmente carregados, por exemplo, originalmente anionicamente carregados, tais como acrilato de metila, acrilato de hidroxietila, metacrilato de metila, metacrilato de hidroxietila, e semelhantes; e um ou mais monômeros de vinila, tais como N- vinilcaprolactama.
Em algumas modalidades, a porcentagem de acrilamida em pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, ou 99% molar ou mais.
Em algumas modalidades, a porcentagem de ATBS em pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender 5% molar de ácido acrílico e 95% molar de acrilamida.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender 15% molar de ATBS e 85% molar de acrilamida.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 25% molar ou mais, 50% molar ou mais, 75% molar ou mais, 99% molar ou mais,
ou 100% molar de unidades monoméricas lábeis.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender um polímero à base de poliacrilamida, em que o dito polímero à base de poliacrilamida não é reticulado durante uma injeção que pode ocorrer durante EOR, e ainda em que o dito polímero à base de poliacrilamida pode não se tornar reticulado após a injeção uma vez em uma formação e/ou estrutura e/ou reservatório.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender nenhuma carga, por exemplo, sem monômeros aniônicos, antes do uso em um método de EOR, por exemplo, antes da injeção em uma formação e/ou reservatório e/ou estrutura.
Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode compreender 1% ou menos, 2,5% ou menos, 5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100% de carga, por exemplo, monômero aniônico percentual, por exemplo, monômero de ácido acrílico percentual, por exemplo, em que os ditos um ou mais polímeros compreendem 30% molar de monômeros aniônicos que fornecem a carga de 30% ou em que os ditos um ou mais polímeros compreendem 40% molar de monômeros aniônicos que fornecem a carga de 40%... etc., antes do uso em um método de EOR, por exemplo, antes da injeção em uma formação, por exemplo, antes do uso em uma inundação de polímero. Conforme mencionado, a % molar de carga pode variar dependendo da natureza do ambiente aquoso desejado, por exemplo, sua viscosidade inicial.
[0044] Em algumas modalidades, a dita composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode ser colocada no fundo do poço. Em algumas modalidades, pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros pode aumentar em carga durante o método de EOR em relação à sua carga inicial, ou seja, sua carga antes do uso no dito método de EOR, uma vez que os ditos um ou mais polímeros são colocados no fundo do poço. Por exemplo, em alguns casos, uma composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode ser usada como parte de uma inundação de polímero e/ou pode ser injetada no fundo do poço em uma formação, e o dito polímero pode aumentar em carga após o dito polímero ser introduzido em uma formação, tal como introduzido como uma parte de uma inundação de polímero. Em alguns casos, a mudança na carga pode ser resultado de uma reação de hidrólise, em que, às vezes, a reação de hidrólise pode converter uma unidade monomérica lábil em um grupo carregado, por exemplo, um grupo carregado anionicamente, por exemplo, um monômero de ácido acrílico. Em algumas modalidades, a carga do dito um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode aumentar para um valor de 1% ou menos, 2,5% ou menos, 5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95,0% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100% uma vez colocado no fundo do poço. Em algumas modalidades, um aumento na carga do dito um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo pode resultar em unidades monoméricas lábeis dentro das estruturas dos ditos um ou mais polímeros quebrando após serem colocados no fundo do poço.
[0045] Em algumas modalidades, a dita composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode fornecer um aumento em viscosidade em cerca de 1% ou menos, 1% ou mais, 5% ou mais, 10% ou mais, 15% ou mais, 20% ou mais, 25% ou mais, 30% ou mais, 35% ou mais, 40% ou mais, ou 45% ou mais, uma vez sendo colocado no fundo do poço.
[0046] Em algumas modalidades, a dita composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode resultar em uma solução que retém pelo menos 80% de seu valor de viscosidade inicial, por exemplo, valor de viscosidade pré-injeção, por exemplo, antes de ser colocada no fundo do poço, por 20 meses ou menos, 20 meses ou mais, 23 meses ou mais, 25 meses ou mais, 30 meses ou mais, 35 meses ou mais, 40 meses ou mais, 45 meses ou mais, 50 meses ou mais, 55 meses ou mais, 60 meses ou mais, 65 meses ou mais, 70 meses ou mais, 75 meses ou mais, 80 meses ou mais, 85 meses ou mais, 90 meses ou mais, ou 95 meses ou mais. Em algumas modalidades, a dita composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, pode resultar em um solução que retém pelo menos 80% de seu valor de viscosidade inicial para seu tempo de retenção em um reservatório. Em algumas modalidades, a dita composição pode compreender uma maior viscosidade antes da introdução no dito ambiente aquoso em comparação com a viscosidade de uma composição que não compreende os ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento em viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa.
EXEMPLOS EXEMPLO 1: ENVELHECIMENTO DE POLÍMERO COMPARATIVO
[0047] Neste exemplo, o envelhecimento de duas amostras diferentes de polímero à base de poliacrilamida aniônica solúvel em água foi comparado, em que uma das ditas amostras de polímero compreendia inicialmente 30% molar de ácido acrílico (Polímero A) e a outra compreendia inicialmente 5% molar de ácido acrílico (Polímero B).
Tanto o Polímero A quanto o Polímero B foram produzidos por polimerização em gel.
[0048] Amostras de solução de polímero foram preparadas como segue. As amostras foram preparadas em condições anaeróbias dentro de uma câmara anaeróbia (atmosfera de N2). O Polímero A ou o Polímero B foram adicionados à salmoura desoxigenada sob agitação magnética para obter uma solução a 2.500-3.000 ppm. A agitação magnética suave foi continuada durante a noite.
[0049] O desempenho de envelhecimento das duas amostras de polímero (Polímero A e Polímero B) foi avaliado em água do mar sintética. A água do mar sintética continha um teor total de sólidos dissolvidos de 34.800 ppm, com 400 ppm de Ca2+, 1300 ppm de Mg2+, 2700 ppm de SO42- e 400 ppm de K+.
[0050] Os experimentos de envelhecimento do polímero foram realizados como segue. As soluções de polímero foram colocadas diretamente em cilindros pressurizados de aço inoxidável 316. Os recipientes herméticos foram subsequentemente colocados em fornos (não inertes) com temperaturas de envelhecimento predefinidas conforme descrito abaixo. A amostragem foi realizada dentro de uma câmara anaeróbica (atmosfera de N 2 ) em intervalos de tempo programados. O teor insignificante de oxigênio foi verificado por ampolas (CHEMets R-7540) com um limite de detecção de -5 ppb.
[0051] As medições de viscosidade para os experimentos de envelhecimento do polímero foram feitas como segue. A viscosidade das amostras da solução de polímero foi medida pelo reômetro Anton Paar MCR302, utilizando geometria de dupla lacuna. As medições foram feitas como varreduras da taxa de cisalhamento de 0,1 1/s a
1.000 1/s, e os valores da taxa de cisalhamento 7,3 s-1 foram usados para comparações. A temperatura de medição foi normalmente de 25ºC.
[0052] As medições do teor de ácido acrílico das amostras de polímero foram feitas por 13C NMR como segue. Antes das medições de 13 C NMR, as amostras envelhecidas foram dialisadas a fim de remover os sais presentes e ajustar o pH. O seguinte procedimento de diálise foi aplicado: 1 dia contra água deionizada, 4 dias contra tampão PBS (fosfato) 10 mM a pH 7,4 (solução tampão trocada diariamente), e finalmente 1 dia contra água deionizada. Se o pH não for ajustado para acima de 7 por diálise contra tampão, havia o risco de que os picos de ácido acrílico e carbonil de acrilamida não fossem separados no espectro de 13C NMR. Após a diálise, as amostras foram liofilizadas. 13C NMR foi realizado em um Bruker 600 MHz Avance III HD equipado com uma sonda de gradiente z CP-TCI criogênica de 5 mm. 40 mg de amostra de polímero seco foram dissolvidos em 1 mL de 1:1 D20:1120. Foi usada a sequência de pulso C131G60 com dl = 2 s e ns = 1024. A partir dos espectros, as respostas quaternárias de carbonil foram integradas. A comparação de amostras paralelas gerou uma estimativa de erro de ± 3% molar para o teor do grupo químico. Notou-se que isso incluía variações induzidas pelo manuseio da amostra.
[0053] Com referência agora à Figura 1A e Figura 1B, os resultados do envelhecimento do polímero foram obtidos envelhecendo uma amostra de 3.000 ppm de Polímero A a 100ºC e, em seguida, calculando para uma escala de tempo de 58ºC. Os dados da Figura 1A demonstraram que o Polímero A reteve 80% de seu valor de viscosidade inicial por até 23 meses. Os dados da Figura 1B demonstraram o aumento no teor de ácido acrílico do Polímero A que ocorreu ao longo do tempo, com o ponto de tempo de 23 meses anotado no gráfico da Figura 1B pela linha tracejada.
[0054] Com referência agora à Figura 2A e Figura 2B, os resultados do envelhecimento do polímero foram obtidos envelhecendo uma amostra de 3.000 ppm de Polímero B a 100ºC e, em seguida,
calculando para uma escala de tempo de 58ºC. Os dados da Figura 2A demonstraram que o Polímero B aumentou em viscosidade ao longo dos primeiros 20 meses do experimento de envelhecimento e reteve mais do que 100% de seu valor de viscosidade inicial ao longo do tempo do experimento. Os dados da Figura 2B demonstraram o aumento no teor de ácido acrílico do Polímero B que ocorreu ao longo do tempo. Notou-se que uma vez que o teor de ácido acrílico atingiu aproximadamente 30% (ver Figura 2B) em aproximadamente 20 meses, a viscosidade da solução compreendendo Polímero B não aumentou mais e começou a diminuir lentamente (ver Figura 2A). A comparação da Figura 1A e da Figura 1B com a Figura 2A e a Figura 2B demonstrou que a retenção de viscosidade do Polímero B foi maior do que a do Polímero A ao longo do tempo dos experimentos de envelhecimento. EXEMPLO 2: ENVELHECIMENTO DE POLÍMERO
[0055] Neste exemplo, o envelhecimento de uma amostra de polímero à base de poliacrilamida sulfonada ("Polímero C") foi avaliado, em que o dito polímero à base de poliacrilamida sulfonada compreendia inicialmente 15% molar de ácido butil sulfônico terciário de acrilamida ("ATBS"). O polímero C foi produzido por polimerização em gel.
[0056] A preparação de uma amostra de Polímero C seguiu o mesmo protocolo conforme descrito acima em relação ao Polímero A e Polímero B. Os experimentos e medições de envelhecimento do Polímero C foram realizados conforme descrito acima em relação ao Polímero A e Polímero B.
[0057] Com referência agora à Figura 3A e à Figura 3B, os resultados do envelhecimento do polímero foram obtidos envelhecendo uma amostra de 3.000 ppm de Polímero C a 100ºC e, em seguida, calculando para uma escala de tempo de 58ºC. Os dados da Figura 3A demonstraram que o Polímero C aumentou em viscosidade ao longo dos primeiros aproximadamente 40 meses do experimento de envelhecimento. Os dados da Figura 3B demonstraram o aumento do teor de ácido acrílico, inicialmente 0% molar, que ocorreu ao longo do tempo. Notou-se que uma vez que o teor de ácido acrílico atingiu aproximadamente 30% em aproximadamente 40 meses (ver Figura 3B), a viscosidade da solução compreendendo Polímero C não mais aumentou e começou a diminuir lentamente (ver Figura 3A). Foi observado que o Polímero C reteve pelo menos 80% de seu valor de viscosidade inicial por 95 meses. EXEMPLO 3: EFICIÊNCIA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
[0058] No presente exemplo, uma simulação para medir a eficiência de produção de petróleo sob várias condições de inundação de polímero diferentes foi realizada. As curvas de viscosidade obtidas no Exemplo 1 para o Polímero A e Polímero B, e a curva de viscosidade obtida no Exemplo 2 para o Polímero C foram usadas como entrada para a simulação de modelagem de reservatório do presente Exemplo. Vários tempos de ruptura (1-5 anos) foram testados nas simulações realizadas. Todas as amostras na simulação tinham a mesma viscosidade inicial (8,8 cP a 1.500 ppm).
[0059] Com referência agora à Figura 4, os resultados da simulação que foi realizada demonstraram uma maior eficiência de produção para o Polímero B e o Polímero C em comparação com o Polímero A. Notou-se que ambos o Polímero B e o Polímero C continham um menor teor de ácido acrílico em comparação com o Polímero A. Foi ainda observado que o Polímero C, que tinha 0% de ácido acrílico inicialmente, e que demonstrou a retenção de viscosidade longa, demonstrou a maior eficiência de produção em cada tempo de avanço (ver Figura 4: 12 meses, 36 meses e 60 meses).
[0060] Nos procedimentos anteriores, várias etapas foram descritas. Será, no entanto, evidente que várias modificações e alterações podem ser feitas nas mesmas, e procedimentos adicionais podem ser implementados, sem se afastar do escopo mais amplo dos procedimentos conforme estabelecido nas reivindicações que se seguem.
Claims (9)
1. Método para aumentar gradualmente a viscosidade em um ambiente aquoso desejado, caracterizado pelo fato de que compreende introduzir um ou mais polímeros no dito ambiente aquoso desejado, em que um ou mais polímeros, quando introduzidos no dito ambiente aquoso desejado, compreendem carga baixa ou nenhuma carga, e compreendem ainda unidades monoméricas lábeis, em que os ditos um ou mais polímeros, quando presentes por uma duração prolongada no ambiente aquoso desejado, aumentam gradualmente a carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade de uma solução aquosa ou composição aquosa presente no dito ambiente aquoso desejado como um resultado das unidades monoméricas lábeis no dito um ou mais polímeros sendo quebradas ou hidrolisadas no ambiente aquoso desejado.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: i. o ambiente aquoso contém sais inorgânicos; ii. o ambiente aquoso desejado compreende água do mar ou outra água salina, por exemplo, água com uma salinidade variando de cerca de 1 parte a cerca de 150 partes por mil, por exemplo, cerca de 35 partes por mil, e tendo uma temperatura de cerca de 55- 140°C, por exemplo, cerca de 58ºC; iii. a carga aniônica inicial de pelo menos um dos um ou mais polímeros é inferior a 25 por cento molar, tal como em que o teor inicial de monômeros aniônicos é inferior a 25 por cento molar; iv. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros contém 1-100 por cento molar de unidades monoméricas lábeis que se rompem gradualmente ou hidrolisam no ambiente aquoso desejado, opcionalmente em que a dita ruptura ou hidrólise das ditas unidades monoméricas lábeis resulta em um aumento gradual da carga aniônica e da viscosidade no ambiente aquoso;
v. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros contém 1-100 por cento molar de acrilamida; vi. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros não são reticulados quando introduzidos no ambiente aquoso; vii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros não são reticulados quando introduzidos no ambiente aquoso e, além disso, não se tornam reticulados no ambiente aquoso; viii. o ambiente aquoso desejado compreende um ambiente aquoso contendo petróleo; ix. o ambiente aquoso desejado compreende um reservatório de petróleo ou gás, opcionalmente em que pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros, quando introduzido no dito reservatório de petróleo ou gás, proporciona recuperação de petróleo ou gás melhorada em comparação com um copolímero de acrilamida e ácido acrílico, por exemplo, um compreendendo 70% molar de acrilamida e 30% molar de ácido acrílico, tal como HPAM-30, em que as medições de viscosidade inicial, por exemplo, na injeção, são o mesmo valor para os ditos um ou mais polímeros e o dito copolímero de acrilamida e ácido acrílico; x. o dito método compreende introduzir em um reservatório de petróleo ou gás uma inundação de polímero compreendendo os ditos um ou mais polímeros que gradualmente aumentam em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade ao longo do tempo quando presente no reservatório de petróleo ou gás, cujo aumento em carga e viscosidade proporciona um aumento na recuperação de petróleo ou gás do dito reservatório de petróleo ou gás, opcionalmente em que pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros, quando introduzidos no dito reservatório de petróleo ou gás, proporcionam uma recuperação melhorada de petróleo ou gás em comparação com um copolímero de acrilamida e ácido acrílico, por exemplo, um compreendendo 70% molar de acrilamida e 30% molar de ácido acrílico, tal como HPAM-30, em que as medições de viscosidade iniciais, por exemplo, na injeção, são o mesmo valor para o dito um ou mais polímeros e o dito copolímero de acrilamida e ácido acrílico; xi. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende acrilamida ou monômeros do tipo acrilamida; xii. os ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreendem monômeros aniônicos; xiii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende ácido acrílico; xiv. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende ácido butil sulfônico terciário de acrilamida ("ATBS"); xv. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende monômeros de acrilamida e monômeros aniônicos; xvi. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende monômeros de acrilamida e monômeros de ácido acrílico; xvii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende monômeros de acrilamida e monômeros ATBS; xviii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende uma ou mais (met)acrilamida ou monômeros tipo (met)acrilamida que não são carregados originalmente, tais como não carregados originalmente anionicamente; xix. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende um ou mais monômeros de (met)acrilato que não são originalmente carregados, tais como não carregados originalmente anionicamente; xx. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende um ou mais monômeros de vinil; xxi. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende um ou mais monômeros selecionados a partir do seguinte: acrilamida, N,N- dimetilacrilamida, N-hidroximetilacrilamida, N-hidroxietilacrilamida, N- isopropilacrilamida, N-acriloilmorfolina, N-acriloil pirrolidina, metacrilamida, N,N-dimetilmetacrilamida, acrilato de metila, acrilato de hidroxietila, metacrilato de metila, metacrilato de hidroxietila e N- vinilcaprolactama; xxii. a porcentagem de acrilamida em pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar; xxiii. a porcentagem de ácido acrílico em pelo menos um dos ditos um ou mais dos ditos polímeros compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar; xxiv. a porcentagem de ácido acrílico em pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros compreende 30% molar ou menos, 25% molar ou menos, 20% molar ou menos, 15% molar ou menos, 10% molar ou menos, 5% molar ou menos, ou 1% molar ou menos; xxv. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende PAM sulfonado; xxvi. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado compreende um ou mais monômeros de ácido sulfônico, por exemplo, um ou mais ATBS, ácido vinilsulfônico; ácido 4-estirenossulfônico; e quaisquer sais de qualquer um dos monômeros acima mencionados; xxvii. a porcentagem de ATBS em pelo menos um dos ditos polímeros que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa no ambiente aquoso desejado compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar; xxviii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa no ambiente aquoso desejado compreende 5% molar de ácido acrílico e 95% molar de acrilamida; xxix. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa no ambiente aquoso desejado compreende 15% molar de ATBS e 85% molar de acrilamida; xxx. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa no ambiente aquoso desejado compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 25% molar ou mais, 50% molar ou mais, 75% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar de unidades monoméricas lábeis; xxxi. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa no ambiente aquoso desejado, não compreende nenhuma carga antes da dita inundação de polímero; xxxii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa no ambiente aquoso desejado compreende 1% ou menos, 2,5% ou menos, 5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95,0% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100% de carga antes da dita inundação de polímero; xxxiii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros aumenta em viscosidade após o início da dita inundação de polímero; xxxiv. a introdução do dito um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa compreendida no ambiente aquoso desejado resulta em um aumento na viscosidade em cerca de 1% ou menos, 1% ou mais, 5% ou mais, 10% ou mais, 15% ou mais, 20% ou mais, 25% ou mais, 30% ou mais, 35% ou mais, 40% ou mais, ou 45% ou mais após o início da inundação do polímero; xxxv. a introdução do dito um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso desejado resulta em um aumento na carga do dito um ou mais polímeros para 1% ou menos, 2,5% ou menos,
5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95,0% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100% de carga, após o início de inundação de polímero, opcionalmente em que o dito aumento na carga compreende um aumento na carga aniônica; xxxvi. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa, por exemplo, quando presente no ambiente aquoso, por exemplo, água do mar ou outra água altamente ou comparativamente salina, por exemplo, água do mar com uma temperatura variando de 55-140ºC, por exemplo, 58ºC, resulta em uma solução que retém pelo menos 80% de seu valor de viscosidade inicial, por exemplo, valor de viscosidade pré-injeção, por 20 meses ou menos, 20 meses ou mais, 23 meses ou mais, 25 meses ou mais, 30 meses ou mais, 35 meses ou mais, 40 meses ou mais, 45 meses ou mais, 50 meses ou mais, 55 meses ou mais, 60 meses ou mais, 65 meses ou mais, 70 meses ou mais, 75 meses ou mais, 80 meses ou mais, 85 meses ou mais, 90 meses ou mais, ou 95 meses ou mais; e/ou xxxvii.a dose de pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros é 100 ppm ou menos, 200 ppm ou menos, 300 ppm ou menos, 400 ppm ou menos, 500 ppm ou menos, 750 ppm ou menos,
1.000 ppm ou menos, 2.000 ppm ou menos, 3.000 ppm ou menos, 4.000 ppm ou menos, 5.000 ppm ou menos, 6.000 ppm ou menos, 7.000 ppm ou menos, 8.000 ppm ou menos, 9.000 ppm ou menos, 10.000 ppm ou menos, ou 10.000 ppm ou mais.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, modalidades viii-xxxv, caracterizado pelo fato de que: i. o dito método resulta em um aumento de 1% ou menos, aumento de 1% ou mais, aumento de 2% ou mais, aumento de 3% ou mais, aumento de 5% ou mais, aumento de 5,0% ou mais, aumento de 6% ou mais, um aumento de 7% ou mais, um aumento de 8% ou mais, um aumento de 9% ou mais, um aumento de 10% ou mais, um aumento de 11% ou mais, um aumento de 12% ou mais, um aumento de 13% ou mais, um aumento de 14% ou mais, ou um aumento de 15% ou mais na produção de petróleo em comparação com um método de EOR que não compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa; e/ou ii. o dito método resulta em maior eficiência de varredura.
4. Método de recuperação melhorada de petróleo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, em que o dito método compreende ainda: (i) obter ou fornecer uma composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente no ambiente aquoso, tal como aqueles descritos aqui; (ii) colocar a composição em uma formação subterrânea no fundo do poço; e (iii) extrair material compreendendo petróleo da formação subterrânea no fundo do poço por meio de um furo de poço de produção.
5. Método de recuperação melhorada de petróleo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, em que o dito método compreende ainda: (i) obter ou fornecer uma composição compreendendo um ou mais polímeros que aumentam gradualmente a carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo; (ii) colocar a composição em uma formação subterrânea no fundo do poço; e (iii) extrair material que compreende petróleo da formação subterrânea no fundo do poço por meio de um furo de poço de produção.
6. Método de recuperação melhorada de petróleo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende o uso de um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, em que o dito método compreende ainda colocar o dito um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo em uma formação subterrânea de fundo de poço que compreende colocar um ou mais polímeros em uma zona de produção de fundo de poço, e em que a extração de material compreendendo petróleo da formação subterrânea de fundo de poço compreende a extração do material da zona de produção.
7. Método, de acordo com a reivindicação 2, modalidades viii-xxxv ou qualquer uma das reivindicações 3 a 6, caracterizado pelo fato de que:
i. os ditos um ou mais polímeros aumentam em viscosidade e/ou carga, uma vez que são colocados no fundo do poço; e/ou ii. os ditos um ou mais polímeros são colocados no fundo do poço e, ainda, em que a temperatura no fundo do poço é 55ºC ou menos, 55ºC ou mais, 60ºC ou mais, 65ºC ou mais, 70ºC ou mais, 80ºC ou mais, 85ºC ou mais, 90ºC ou mais, 95ºC ou mais, 100ºC ou mais, 125ºC ou mais, 140ºC ou mais, ou 150ºC ou mais.
8. Composição adequada para uso em recuperação melhorada de petróleo, caracterizada pelo fato de que compreende um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo e um fluido aquoso.
9. Composição, de acordo com a reivindicação 8, caracterizada pelo fato de que: i. a dita composição é adequada para uso em inundação de polímero; ii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende monômeros de acrilamida; iii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende monômeros aniônicos; iv. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende ácido acrílico; v. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende ATBS; vi. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende monômeros de acrilamida e monômeros aniônicos; vii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende monômeros de acrilamida monômeros de ácido acrílico; viii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende monômeros de acrilamida e monômeros ATBS; ix. a porcentagem de acrilamida em pelo menos um dos ditos polímeros compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar; x. a porcentagem de ácido acrílico em pelo menos um dos ditos polímeros compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar; xi. a porcentagem de ácido acrílico em pelo menos um dos ditos polímeros compreende 30% molar ou menos, 25% molar ou menos, 20% molar ou menos, 15% molar ou menos, 10% molar ou menos, 5% molar ou menos, ou 1% molar ou menos; xii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende PAM sulfonado; xiii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende um ou mais monômeros de ácido sulfônico, por exemplo, um ou mais ATBS, ácido vinilsulfônico; ácido 4-estirenossulfônico; e quaisquer sais de qualquer um dos monômeros acima mencionados; xiv. a porcentagem de ATBS em pelo menos um dos ditos polímeros que aumenta gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 20% molar ou mais, 30% molar ou mais, 40% molar ou mais, 50% molar ou mais, 60% molar ou mais, 70% molar ou mais, 80% molar ou mais, 90% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar; xv. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros compreende 5% molar de ácido acrílico e 95% molar de acrilamida; xvi. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende 15% molar de ATBS e 85% molar de acrilamida; xvii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende 1% molar ou menos, 1% molar ou mais, 10% molar ou mais, 25% molar ou mais, 50% molar ou mais, 75% molar ou mais, 99% molar ou mais, ou 100% molar de unidades monoméricas lábeis; xviii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende 1% ou menos, 2,5% ou menos, 5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95,0% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100% de carga antes do uso em inundação de polímero; xix. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo não compreende carga antes do uso em inundação de polímero;
xx. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo compreende 1% ou menos, 2,5% ou menos, 5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95,0% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100% de carga antes de seu uso em inundação de polímero; xxi. a carga de pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo aumenta para um valor de 1% ou menos, 2,5% ou menos, 5,0% ou menos, 7,5% ou menos, 10% ou menos, 12,5% ou menos, 15,0% ou menos, 17,5% ou menos, 20% ou menos, 22,5% ou menos, 25,0% ou menos, 27,5% ou menos, 30,0% ou menos, 35,0% ou menos, 40,0% ou menos, 45,0% ou menos, 50,0% ou menos, 55,0% ou menos, 60,0% ou menos, 65,0% ou menos, 70,0% ou menos, 75,0% ou menos, 80,0% ou menos, 85,0% ou menos, 90,0% ou menos, 95,0% ou menos, 99,0% ou menos, 99,0% ou mais, ou 100% uma vez colocado no fundo do poço e/ou durante o uso em inundação de polímero; xxii. pelo menos um dos ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, fornece um aumento na viscosidade em cerca de 1% ou menos, 1% ou mais, 5%
ou mais, 10% ou mais, 15% ou mais, 20% ou mais, 25% ou mais, 30% ou mais, 35% ou mais, 40% ou mais, ou 45% ou mais uma vez sendo colocados no fundo do poço e/ou durante o uso em inundação de polímero; xxiii. o dito um ou mais polímeros compreendidos nos mesmos que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa quando presente em um ambiente aquoso contendo petróleo, por exemplo, água do mar ou outra água altamente ou comparativamente salina, por exemplo, a água do mar com uma temperatura variando de 55-140ºC, por exemplo, 58ºC, resulta em uma solução que retém pelo menos 80% de seu valor de viscosidade inicial, por exemplo, valor de viscosidade pré-injeção, por exemplo, antes de ser colocada no fundo do poço, por 20 meses ou menos, 20 meses ou mais, 23 meses ou mais, 25 meses ou mais, 30 meses ou mais, 35 meses ou mais, 40 meses ou mais, 45 meses ou mais, 50 meses ou mais, 55 meses ou mais, 60 meses ou mais, 65 meses ou mais, 70 meses ou mais, 75 meses ou mais, 80 meses ou mais, 85 meses ou mais, 90 meses ou mais, ou 95 meses ou mais; e/ou xxiv. a dita composição compreende uma viscosidade maior em comparação com a viscosidade de uma composição que não compreende os ditos um ou mais polímeros que aumentam gradualmente em carga, proporcionando assim um aumento na viscosidade em uma solução aquosa ou composição aquosa.
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