CN101994502B - 用于强化采油的聚丙烯酰胺乳液的连续溶解方法 - Google Patents

用于强化采油的聚丙烯酰胺乳液的连续溶解方法 Download PDF

Info

Publication number
CN101994502B
CN101994502B CN201010231079.0A CN201010231079A CN101994502B CN 101994502 B CN101994502 B CN 101994502B CN 201010231079 A CN201010231079 A CN 201010231079A CN 101994502 B CN101994502 B CN 101994502B
Authority
CN
China
Prior art keywords
emulsion
static mixer
polymer
concentration
pressure differential
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201010231079.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101994502A (zh
Inventor
勒内·皮迟
菲利普·杰罗尼莫
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
S P C M Inc
S P C M 股份公司
SPCM SA
Original Assignee
S P C M Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by S P C M Inc filed Critical S P C M Inc
Publication of CN101994502A publication Critical patent/CN101994502A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101994502B publication Critical patent/CN101994502B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F21/00—Dissolving
    • B01F21/02—Methods
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F21/00—Dissolving
    • B01F21/20—Dissolving using flow mixing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
  • Separation, Recovery Or Treatment Of Waste Materials Containing Plastics (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)

Abstract

一种强化采油方法，其在于在注入水中连续溶解含有至少一种反相剂的丙烯酰胺(共)聚合物稳定的反相乳液，其中：第一步，在设置于主注水管路的支路上的第一静态混合器中将乳液预稀释至(共)聚合物浓度至少为5g/l，所述混合器出口和入口之间的压力差至少为2bar，第二步，将出自所述第一混合器的分散混合物在设置于主注水管路上的第二静态混合器中稀释至与在井中水的注入浓度一致的浓度，即500ppm至3000ppm，所述混合器出口和入口之间的压力差至少为1bar。

Description

用于强化采油的聚丙烯酰胺乳液的连续溶解方法
背景技术
工业上以各种形式生产聚丙烯酰胺：粉末、油包水乳液、聚合物微珠悬浮液、水包水乳液、水溶液、水-乙醇悬浮液等等。
这些聚合物可能具有相似的物理化学性质，并且通常根据两个标准进行选择：
-成本，在这种情况下，选择粉末，
-处理的难易，尽管成本较高，但是选择乳液。
1957年J.W.Vanderhoff和R.M.Wiley发现了这些乳液(USP 3284393)。
这些早期的乳液含有聚合物微颗粒，通过使用一种或多种具有约2-6的低HLB(亲水-疏水平衡值)的表面活性剂使这些聚合物微颗粒在油中乳化。对于这些具有这种组成的乳液，很难直接在溶液中稀释聚合物微凝胶。实际上，用于溶解的水难以透过表面活性剂屏障。
因此，通常通过喷雾干燥将其干燥以生成粉末，而粉末的溶解或多或少令人满意。
1970年，D.R.Anderson和A.J.Frisque(专利USP 3624019)发现通过加入亲水性表面活性剂(HLB＞8)，可以将这些乳液反相。这种更亲水的表面活性剂能够使水渗透到聚合物球形微颗粒内，并能够在几分钟内将其溶解。
最初，这种表面活性剂是单独加入到稀释水中的。
但是很快，生产企业就开发了能够将反相表面活性剂合并到乳液本身的制剂，这种制剂之后也不会凝结或失稳。
这种操作是真正的技术挑战，因为在生产或存储期间的凝结或失稳限制了亲水性表面活性剂需要的加入量。
这种方法的工业实现是众多的连续研究和大量专利的目标。
但是，即使是目前，对于适当地使乳液反相仍然存在局限性，因为以下两个主要因素：
-体系为避免在生产和存储期间乳液的凝结而能够保持的亲水性表面活性剂的量，
-在水中溶解乳液时所达到的聚合物的浓度。
人们普遍发现，能够保持乳液稳定性的所有体系中的亲水性表面活性剂的最大量约为乳液的5％。
这个量是使用最有效的NPD(乙氧基化壬基苯酚9EO)表面活性剂或含有7-9EO的乙氧基化醇测得的。可以加入更大量的效果较弱的表面活性剂，但是不会改善溶解。
对于反相表面活性剂的这一浓度，人们发现，在乳液浓度低于9-12克/升的情况下或者对于约4-5克/升(4-5000ppm)的活性聚合物的标准商业化乳液而言，乳液不能在低于5分钟的时间内完全在水中溶解。
强化采油的特殊情况
由于产品成本的因素，EOR主要使用粉末来稠化注入油井的水。为了在油田压力下将其注入到油井中，将这些聚丙烯酰胺粉末溶解至最终浓度为500-2000ppm。
在某些情况下，特别是在船上(FPSO)或近海平台上使用所述产品时，在服务船与FPSO之间或与平台之间用空气提升输送(air lift trasport)来处理非常大量的粉末具有极大的局限性，至今仍难以解决。
在这些情况下，最终用户更愿意使用乳液，其更易于通过标准近海抽吸的方式输送。
最终用户的要求非常严格：全部溶解过程在不超过5分钟的时间内完全地连续地进行。
因此，需要在在线的管道中将乳液溶解至500-2000ppm的最终浓度，使用稳定的乳液是不能达到这一效果的，所述稳定的乳液混合了确保其稳定性的浓度的反相表面活性剂。
因此使用的检测方法在于测定给定体积的含有1000ppm的活性聚合物的溶液流过过滤器的时间。所述溶液盛装于增压至2bar的容器中，并且所述过滤器的直径为47mm，孔径为5微米。
据此，测定了得到100ml(t100ml)、200ml(t200ml)和300ml(t300ml)滤液所需的时间，并定义了过滤系数(或用“FR”表示的过滤比)，其表达为：
FR = t 300 ml - t 200 ml t 200 ml - t 100 ml
时间测定精度为0.1秒。
因此，FR表示2个等量连续体积的聚合物溶液阻塞过滤器的能力。工业上典型的可接受标准为FR＜1.5。
显然，即使在实验室搅拌数小时之后，也不能达到这一过滤水平，而在所需浓度为500-2000ppm的工业条件下，甚至更低。
通常的溶液要在稀释水中以远高于5％的比例进一步混入NP9型(壬基苯酚9EO)表面活性剂或乙氧基化或烷氧基化醇或磺基琥珀酸二辛脂或其他阴离子表面活性剂。在这些条件下，乳液可能会通过过滤性测试。
这种溶液难以被用户接受，因为：
-必须在困难条件下处理和存储两种不同的化学试剂，增加了不可忽略的投资成本，
-表面活性剂的成本可能会伤及项目的盈利率。
总之，目前，由于愿意使用反相乳液，因此本领域技术人员具有以下两种选择：
-进一步添加具有上述缺点的反相表面活性剂；
-大型的连续或间歇装置，其允许停留时间长，在投资、体积和维护方面的成本高。
发明内容
本发明涉及一种在线连续溶解丙烯酰胺(共)聚合物反相乳液至500-2000ppm的活性聚合物注射浓度的方法，以在低于5分钟的混合接触时间内得到低于1.5的过滤性。
为了这一目的，本申请人开发了2-阶段在线溶解方式：
-高浓度的在线分散相，
-最终所需浓度的后续在线稀释相。
更精确而言，本发明涉及一种强化采油方法，其在于连续溶解含有至少一种反相剂的丙烯酰胺(共)聚合物的稳定反相乳液，其中：
-第一步，在设置于主注水管路的支路上的第一静态混合器中将乳液预稀释至(共)聚合物浓度至少为5g/l，优选在5-20g/l之间，有利的是约20g/l，所述混合器出口和入口之间的压力差至少为2bar，有利的是2-10bar，优选为10bar，
-第二步，将出自所述第一混合器的分散混合物在设置于主注水管路上的第二静态混合器中稀释至与在井中水的注入浓度一致的浓度，即在500-3000ppm之间，实践中在1000-2000ppm之间，所述混合器出口和入口之间的压力差至少为1bar，有利的是1-3bar，优选为3bar。
在本发明的情况下，这些反相乳液的稳定性防止了以下进程和缺点，或使下列进程和缺点最小化：
-聚合物的缓慢凝结，其导致粘度的显著增加，最终导致凝胶化；
-“硬化”或“降雨循环(raincycle)”(蒸发，冷凝)现象，其是由存储条件引起的，并导致在表面或在体相中产生粘性块状物质；
-块、皮、壳或“涂蜡”的形成，其是由反相乳液对剪切作用的敏感性引起的，这些剪切是在使用这些乳液时所固有的抽吸、过滤和搅拌步骤中经历的；其导致损坏泵的机械密封或者堵塞过滤器、阀门和止回阀；
-最后，在某些情况下，沉淀，即乳液的两相分离。
本领域技术人员知道如何适当地添加反相表面活性剂的量，以避免在6个月的标准存储期内发生上述稳定性问题。本领域技术人员还知道过多地添加反相表面活性剂使这些进程加速。
尽管不是关键因素，但是实践中可以限定压力上限，以防止当剪切太强时注入的聚合物的分子量发生机械性降解。
根据本发明，在主管路中注入水流量典型地在100-200m3/h之间，并且注入压力在40-200bar之间，其由油田压力决定。
相似地，根据钻孔的类型(垂直、水平、复合等)的不同，在第一混合器中的乳液流量为20-200m3/h。
在实践中，根据生产条件的不同，在预稀释之前，商业化生产的反相乳液的(共)聚合物含量在20-50％之间。
在实践中，本发明的方法采用丙烯酰胺的(共)聚合物，但是也适用于任何水溶性聚合物，包括具有各种阴离子度的聚合物或丙烯酰胺与其他共聚单体例如AMPS(丙烯酰胺甲基丙磺酸)的共聚物。
在一个优选的实施方式中，标准产品为含有70％丙烯酰胺和30％丙烯酸的聚丙烯酰胺乳液。
根据本发明的反相乳液通常含有可使乳液保持稳定的浓度的反相剂。
本发明还涉及实现上述方法的装置。所述装置依次包括设置在主注水管路的支路上的第一静态混合器，其与用于存储要被稀释的乳液的储罐相连接，和直接设置在主管路上的第二静态混合器。
在一个优选实施方式中，所述混合器为静态混合器，例如Sulzer公司销售的商标名为SMX和SMV的静态混合器，以及在文件EP1437173中精确描述的静态混合器，通过引用本文包含该文件的内容。优选地，所述静态混合器至少含有10个混合元件。
普遍认为Sulzer Chemtech有限公司(欧洲，瑞士温特图尔市Sulzer Allee大街48号，邮编8404)的SMX和SMV混合器和Chemineer股份有限公司(美国，马萨诸塞州，北安多弗市Flagship大街125号)的Kenics混合器是最有效的。
人们进行了螺旋桨式混合器或孔式混合器的对比研究，并发表在一些文章中，其具体为：
-“Don’t be baffled by Static Mixers”Thomas Bayer，Klaus Himmler，Volker Hessel，Chemical Engineering，2003年5月，50-57页，
-“Continuous mixing of fluids”Henzler，Ullmann，9卷305-331页。
显然，如果调解混合器的尺寸，则可以使用其他混合器，这最终会对装置的成本产生影响。
通过以下实施例和附图将清楚地展现本发明及其优点。
附图说明
图1为本发明的装置图。
图2和图3为不符合本发明的装置图。
图4a、图4b和图4c示出了Sulzer SMX型静态混合器的组件。
具体实施方式
1、乳液的制备
为了在使用条件下得到最大的粘度，标准产品为含有70％丙烯酰胺和30％丙烯酸的聚丙烯酰胺乳液。
该标准乳液是用本领域技术人员所熟知的方法制备的，所述方法具有多种可能的变形。
在冷却至20℃的溶解罐中将以下物质在水相中混合：
-4596kg的通过生物方法获得的50％丙烯酰胺溶液，
-1108kg的高纯冰醋酸，
-1104kg的水，
-1086kg的高纯度50％氢氧化钠溶液，
-360g的溴酸钠，
-4680g的Versenex 80，
-240kg的乙酸钠，
-4320g的甲酸钠。
在10000升的反应器中，通过混合以下物质制备油相：
-49kg的Hypermer 2296(CRODA)-3037kg的Exsol D100
-197kg的山梨醇油酸酯
-39kg的Tween81(CRODA)
-3600g的AZDN。
将水相缓慢加入到油相中，使混合物通过旋转式乳化器，直至达到1000cps的粘度，同时将温度保持在20℃。
然后用流量为200m3/h的高纯氮气(＜5ppm O2)对所述乳液进行搅动(sparge)。然后加入10g的TBHP(过氧化叔丁醇)并开始抽送亚硫酸氢钠的稀溶液。聚合反应开始并导致乳液的温度上升。当温度达到38℃时，停止加入亚硫酸氢盐。
在该温度下继续反应，用AZDN活化150分钟。然后反应完成。
将乳液冷却至20℃并在30分钟的时间里加入4％的Plurafac LF 400(BASF)。
实验室中的陈化实验显示乳液接近失稳，这种失稳在Plurafac为约4.5-5％的情况下可以发生。
这种产品是标准工业产品，其必须在低于5分钟的时间里在线溶解，最终的过滤性(过滤比)低于1.5，浓度为500-2000ppm，通常活性物质的浓度接近1000ppm。
2、装置
如图1所示，本发明的装置包括以下元件：
主管路(1)是高压水溢流管路，其在最高120bar的压力下注入量为200m3/h。
该注入管路改进如下：
1)安装具有Sulzer SMX DN 65(MS1)静态混合器的支路，所述静态混合器含有15个混合元件，并且在主管路上的阀门(V1)用于使可变量的水进入到混合器MS1中，水量通过D1来检测和调节。
2)在该静态混合器(MS1)之前，使用130bar的三级泵(T1)来注入可变量的乳液(2)。
3)在主液流与含有聚合物的液流的连接处安装第二静态混合器。该混合器为SMX DN 200混合器(MS2)，其含有15个混合元件。
4)标准API型取样器(3)用来在不发生机械降解的情况下进行取样。然后将这些样品在磁力搅拌下搅拌5分钟，并进行过滤性测试。
5)控制阀(V2)用于将管路中的排放压力保持在100bar。在整个系统中的停留时间在约2-10秒之间。
图2和图3示出了静态混合器的位置和数量与图1中的装置不同的装置。混合器SM1和SM2为Sulzer Chemtech有限公司的SMX型或SMV型。
图4a、图4b和图4c示出了Sulzer SMX型静态混合器的组分混合元件。每个混合元件(4)包括外圆筒形主体(5)，外圆筒形主体(5)包含有特定网格结构形式的实际混合元件(6)。混合元件的直径是可变的。在本发明中，SM1和SM2的混合元件直径是不同的，是制造商为了得到本发明所需的压力降而计算出的。这是实施例8中使用的混合器的情况。所述压力降为混合器出口和入口之间的压力差。
3、实施例
对于所有实施例而言，所选的测试条件为强化采油中所遇到的平均条件。
盐水组成
NaCl：15.4g/l
CaCl2.2H2O：2.54g/l
MgCl2.6H2O：2.1g/l
NaHCO3：0.62g/l
实施例1
注入装置如图1所示。
需要向油井中反复注入200m3/h的含有1000ppm聚合物或3300ppm乳液(660升/小时)的盐水。该体积要比用于絮凝的通用体积高得多，并且在本领域几乎没有以往的经验。
以下条件适用于本系统：
MS1水流量：20m3/h
乳液流量：660升/h
压力降：2.8bar
MS2总流量：200m3/h
压力降：2.4bar
采集一个样品，用磁力搅拌器搅拌5分钟，得到的过滤比为1.3
实施例2
在以下条件中采用组合(assembly)No.2：
MS2总流量：200m3/h
混合器的压力降：2.3bar
难以对该溶液进行过滤测试，FR高于5。
实施例3
采用组合No.3，采用两个串联的相同型号的SMX DN200静态混合器MS2+MS3。
测得的压力降为4.9bar。采集样品，搅拌5分钟，仍然显示超过5的过滤性。
实施例4
在MS1中用一半量的水稀释聚合物，来重复实施例No.1。条件如下：
MS1水流量：10m3/h
乳液流量：660升/h
压力降：1.2bar
MS2总流量：200m3/h
压力降：2.4bar
采集的样品过滤比为2，表明在MS1中的混合不充分。
实施例5
为了提高压力降，将MS1中的水量提高至40m3/h，重复实施例No.1。条件如下：
MS1水流量：40m3/h
乳液流量：660升/h
压力降：9.9bar
MS2总流量：200m3/h
压力降：2.4bar
采集的样品过滤比为1.1，表明几乎完全溶解。
实施例6
在本实施例中，改变MS1的流量，同时保持MS2中总流量为100m3/h，乳液注入量为330升/小时以保持聚合物浓度为1000ppm。
进行这种测试是为了得到与图1的系统匹配的最小流量。
  总流量m3/h   MS1的流量m3/h   MS1的压力降bar   MS2的压力降bar   过滤比
  100   20   2.8   1.2   1.6
  100   40   10.0   1.2   1.3
如果MS1中压力降高于2.8bar，则可以得到良好的过滤性结果。
实施例7
在本实施例中，重复实施例No.1，但是将元件数量减少至10个。结果如下：
  总流量m3/h   MS1的流量m3/h   MS1的压力降bar   MS2的压力降bar   过滤比
  200   20   1.8   2.4   1.7
  100   20   1.8   1.2   ＞2
在采用具有少于15个标准元件的静态混合器情况下，过滤比降低至所期望的1.5之下。
实施例8
在该实施例中，使用的最大和最小注水流量为34m3/h和9m3/h。
MS1包含15个直径为25mm型号为SMx25-15的元件
MS2包含15个直径为80mm型号为SMx80-15的元件
乳液流量为0.19m3/h。得到的结果如下：
  总流量m3/h   MS1的流量m3/h   MS1的压力降bar   MS2的压力降bar   过滤比
  34   6.3   10.2   3.1   1.1
  34   4.7   5.9   3.0   1.2
  9   6.3   10.2   0.7   1.9
  17   6.3   10.9   1.2   1.4
  17   4.7   5.9   1.2   1.5
发现为保持良好的过滤性，在MS2中必须有足够的压力降，其结果可以外推至各种尺寸的溶解设备。
对于将非常大量的(最多若干m3/h)的聚丙烯酰胺乳液在线溶解至最终浓度为1000-2000ppm的情况，是不能通过静态混合器单一的直接混合来实现的。
这是因为根据用于液体注入的标准，在强化采油(EOR)的情况下所得到的溶液的过滤性水平不足以进行无风险注射。

Claims (10)

1.一种强化采油方法，其特征在于在注入水中连续溶解含有至少一种反相剂的丙烯酰胺聚合物的稳定反相乳液，其中：
-第一步，在设置于主注水管路的支路上的第一静态混合器中将所述乳液预稀释至聚合物浓度至少为5g/l，所述第一静态混合器出口和入口之间的压力差至少为2bar，
-第二步，将来自所述第一静态混合器的分散混合物在设置于主注水管路上的第二静态混合器中稀释至与在井中水的注入浓度一致的浓度，即500ppm至3000ppm，所述第二静态混合器出口和入口之间的压力差至少为1bar。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在第一步中所述聚合物浓度为5g/l至20g/l。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在第一步中所述聚合物浓度为20g/l。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一混合器出口和进口之间的压力差为2bar至10bar。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一混合器出口和进口之间的压力差为10bar。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二混合器出口和进口之间的压力差为1bar至3bar。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二混合器出口和进口之间的压力差为3bar。
8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在主注水管路中注入水的流量在100m3/h至200m3/h之间，压力由油井压力决定，在40bar至200bar之间。
9.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在预稀释之前反相乳液中聚合物含量在20%至50%之间。
10.实施如权利要求1至9中的任意一项所述的方法的装置。
CN201010231079.0A 2009-08-07 2010-07-20 用于强化采油的聚丙烯酰胺乳液的连续溶解方法 Active CN101994502B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0955555A FR2948964B1 (fr) 2009-08-07 2009-08-07 Methode de dissolution continue d'emulsions de polyacrylamides pour la recuperation assistee du petrole (rap)
FR0955555 2009-08-07

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101994502A CN101994502A (zh) 2011-03-30
CN101994502B true CN101994502B (zh) 2014-04-16

Family

ID=41795552

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201010231079.0A Active CN101994502B (zh) 2009-08-07 2010-07-20 用于强化采油的聚丙烯酰胺乳液的连续溶解方法

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8383560B2 (zh)
EP (1) EP2283915B1 (zh)
CN (1) CN101994502B (zh)
AT (1) ATE516873T1 (zh)
ES (1) ES2365840T3 (zh)
FR (1) FR2948964B1 (zh)
PL (1) PL2283915T3 (zh)

Families Citing this family (67)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield applications
FR2973828B1 (fr) * 2011-04-11 2014-04-18 Snf Sas Ensemble de materiel de mesure et regulation de viscosite en ligne a haute pression
FR2977630B1 (fr) 2011-07-04 2014-01-03 Snf Sas Procede d'echantillonnage de solutions a base de polymere utilisees dans les formations souterraines
FR2986034B1 (fr) 2012-01-20 2016-08-12 Snf Sas Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une solution polymerique
FR2986033B1 (fr) 2012-01-20 2016-08-05 Snf Sas Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une solution polymerique
FR2988730B1 (fr) 2012-04-03 2015-01-16 Snf Sas Nouvelle composition aqueuse de fluide de fracturation et procede de fracturation mettant en oeuvre le fluide
DK2838970T3 (en) 2012-04-15 2017-03-20 Flotek Chemistry Llc Density formulations for foam filling
US11407930B2 (en) 2012-05-08 2022-08-09 Flotek Chemistry, Llc Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US9200192B2 (en) 2012-05-08 2015-12-01 Cesi Chemical, Inc. Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
MY169113A (en) 2012-11-14 2019-02-18 Basf Se Process for tertiary mineral oil production
US9701890B2 (en) 2012-11-14 2017-07-11 Basf Se Process for tertiary mineral oil production
US11254856B2 (en) 2013-03-14 2022-02-22 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10000693B2 (en) 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10421707B2 (en) 2013-03-14 2019-09-24 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10717919B2 (en) 2013-03-14 2020-07-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9321955B2 (en) 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10287483B2 (en) 2013-03-14 2019-05-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol
US9868893B2 (en) 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10941106B2 (en) 2013-03-14 2021-03-09 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US10053619B2 (en) 2013-03-14 2018-08-21 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
US9884988B2 (en) 2013-03-14 2018-02-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
CN105874032B (zh) 2013-12-13 2019-05-10 巴斯夫欧洲公司 开采矿物油的方法
US9890624B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material
US9890625B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material
US9505970B2 (en) 2014-05-14 2016-11-29 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10294757B2 (en) 2014-07-28 2019-05-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells
US9902894B2 (en) 2014-10-31 2018-02-27 Chevron U.S.A. Inc. Polymer compositions
BR112017007484B1 (pt) 2014-10-31 2022-06-14 Chevron U.S.A. Inc Composições de polímero
US20180016487A1 (en) * 2015-01-06 2018-01-18 Total Sa Process of providing a viscosified water for injecting into an underwater subterranean oil bearing formation and associated underwater facility
BR112017024219A2 (pt) * 2015-05-13 2018-07-17 Ecolab Usa Inc métodos para inversão de um látex de água em óleo e para recuperação de um fluido de hidrocarboneto a partir de um reservatório subterrâneo, sistema para inversão, e, uso de um sistema para inversão
WO2017027319A1 (en) 2015-08-07 2017-02-16 Ecolab Usa Inc. Nonionic inversion agents for water-in-oil latices and methods of use
BR112018002476A2 (pt) * 2015-08-07 2018-09-18 Ecolab Usa Inc látex de água em óleo, métodos para formar um látex invertível e para recuperar compostos de hidrocarboneto, e, uso de um látex
CN107849434B (zh) 2015-08-07 2020-11-06 艺康美国股份有限公司 用于油包水胶乳的磷官能反相剂及使用方法
MX2018006918A (es) * 2015-12-08 2018-11-09 Kemira Oyj Composiciones polimericas liquidas.
RU2018122684A (ru) 2015-12-08 2020-01-09 Кемира Ойй Композиции обратных эмульсий
AR107015A1 (es) 2015-12-08 2018-03-14 Chevron Usa Inc Métodos para recuperación de hidrocarburos
EP3386927A4 (en) * 2015-12-08 2019-08-21 Kemira Oyj POLYMER COMPOSITIONS AND METHODS OF USE
EP3387023A4 (en) 2015-12-08 2019-06-05 Chevron U.S.A. Inc. METHOD FOR HYDROCARBON RECOVERY
US11585741B2 (en) 2016-07-27 2023-02-21 Chevron U.S.A. Inc. Portable apparatus and methods for analyzing injection fluids
US10436693B2 (en) 2016-07-27 2019-10-08 Chevron U.S.A. Inc. Portable apparatus and methods for analyzing injection fluids
CA3046084A1 (en) 2016-12-07 2018-06-14 Chevron U.S.A. Inc. Methods and systems for generating aqueous polymer solutions
FR3061909B1 (fr) 2017-01-19 2019-05-24 S.P.C.M. Sa Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une composition aqueuse polymerique contenant des microgels
AR112432A1 (es) * 2017-06-30 2019-10-30 Kemira Oyj Composiciones de polímeros de alta estabilidad con compuestos de poli(alquil)acrilato para aplicaciones de recuperación mejorada de petróleo
AR112487A1 (es) 2017-06-30 2019-11-06 Kemira Oyj Composiciones de polímeros de alta estabilidad con compuestos de poliéter siloxano para aplicaciones de recuperación de petróleo
MX2020000048A (es) * 2017-06-30 2020-09-21 Chevron Usa Inc Composiciones de polimeros de alta estabilidad para aplicaciones mejoradas de recuperacion de petroleo.
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
US11053433B2 (en) 2017-12-01 2021-07-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
BR112020015538A2 (pt) 2018-01-30 2021-02-02 Chevron U.S.A. Inc. composições para o uso em operações de óleo e gás
WO2020025992A1 (en) 2018-08-03 2020-02-06 S.P.C.M. Sa Method of treating a portion of a subterranean formation with improved water in oil emulsion
EP3870668A1 (en) 2018-10-22 2021-09-01 Chevron U.S.A. Inc. Ph control in fluid treatment
FR3088068B1 (fr) 2018-11-06 2020-11-06 S N F Sa Emulsion inverse polymerique auto inversible
EP3921385A1 (en) 2019-02-08 2021-12-15 TouGas Oilfield Solutions GmbH Manufacturing method for inverse emulsion polymer
FR3094373B1 (fr) 2019-03-29 2022-01-07 S N F Sa Emulsion inverse pour la fracturation hydraulique
US11104843B2 (en) 2019-10-10 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency
FR3102479B1 (fr) 2019-10-28 2021-10-22 S N F Sa Emulsion inverse pour la fracturation hydraulique
US11085259B2 (en) 2019-11-27 2021-08-10 Chevron U.S.A. Inc. Systems and processes for improved drag reduction estimation and measurement
US11898094B2 (en) 2019-11-27 2024-02-13 Chevron U.S.A. Inc. Systems and processes for improved drag reduction estimation and measurement
WO2021175760A1 (en) 2020-03-06 2021-09-10 Basf Se Method of fracturing subterranean formations
WO2021175757A1 (en) 2020-03-06 2021-09-10 Basf Se Method of manufacturing an aqueous polyacrylamide premix
CN113583653A (zh) 2020-04-30 2021-11-02 爱森（中国）絮凝剂有限公司 新型含水压裂流体组合物和使用该组合物的压裂方法
US11512243B2 (en) 2020-10-23 2022-11-29 Flotek Chemistry, Llc Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3284393A (en) * 1959-11-04 1966-11-08 Dow Chemical Co Water-in-oil emulsion polymerization process for polymerizing watersoluble monomers
US3624019A (en) * 1970-12-15 1971-11-30 Nalco Chemical Co Process for rapidly dissolving water-soluble polymers
US3734873A (en) * 1970-12-15 1973-05-22 Nalco Chemical Co Rapid dissolving water-soluble polymers
EP0100963A2 (de) * 1982-08-02 1984-02-22 Chemische Fabrik Stockhausen GmbH Verfahren zum schnellen Auflösen von wasserlöslichen Polymeren (II)
CN85101584A (zh) * 1985-03-05 1986-09-17 戴亚特宝利马斯 将聚合物迅速溶解于水的方法和设备
US5222807A (en) * 1991-03-12 1993-06-29 Gaco Manufacturing Division Of Gaddis Petroleum Corporation Low shear polymer dissolution apparatus
CN1506151A (zh) * 2002-12-13 2004-06-23 ���ữѧ�������޹�˾ 用于高粘性介质的静态混合器

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3234163A (en) 1961-10-25 1966-02-08 Dow Chemical Co Aqueous solutions of polyacrylamide stabilized with thiocyanates
US3235523A (en) 1961-10-25 1966-02-15 Dow Chemical Co Aqueous solutions of polyacrylamide stabilized with thiourea
US3343601A (en) 1965-09-17 1967-09-26 Dow Chemical Co Water flooding process
US4141842A (en) 1977-03-28 1979-02-27 Mobil Oil Corporation Waterflood oil recovery process employing stabilized biopolymers
SU1356964A3 (ru) 1977-12-14 1987-11-30 Нитто Кемикал Индастри Ко. Лтд (Фирма) Способ стабилизации водного раствора полиакриламида или частично гидролизованного полиакриламида или сополимера акриламида с метакриловой кислотой
US4622356A (en) 1979-10-31 1986-11-11 American Cyanamid Company Polyacrylamide and polyacrylic acid polymers
JPS56145941A (en) 1980-03-21 1981-11-13 Nitto Chem Ind Co Ltd Stabilized aqueous acrylamide polymer solution
JPS57159839A (en) 1981-03-27 1982-10-02 Mitsubishi Chem Ind Ltd Stabilized aqueous acrylamide polymer solution
US4874588A (en) * 1984-03-29 1989-10-17 Diatec Polymers Method and apparatus for rapidly dissolving polymers in water
US4925578A (en) 1984-11-19 1990-05-15 Shell Oil Company Polymer-thickened aqueous solutions containing a mercaptobenzothiazole
US4795575A (en) 1986-05-09 1989-01-03 Shell Oil Company Stabilizing polymer-thickened aqueous alkaline solutions with a mercaptobenzothiazole
FR2604444B1 (fr) 1986-09-29 1988-11-25 Total Petroles Methode de stabilisation chimique d'un viscosifiant comprenant un polyacrylamide
JPH0830084B2 (ja) 1989-05-30 1996-03-27 ダイヤフロック株式会社 アクリルアミド系重合体の製造方法
EP1437173B1 (de) 2002-12-13 2006-01-11 Sulzer Chemtech AG Statischer Mischer für hochviskose Medien

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3284393A (en) * 1959-11-04 1966-11-08 Dow Chemical Co Water-in-oil emulsion polymerization process for polymerizing watersoluble monomers
US3624019A (en) * 1970-12-15 1971-11-30 Nalco Chemical Co Process for rapidly dissolving water-soluble polymers
US3734873A (en) * 1970-12-15 1973-05-22 Nalco Chemical Co Rapid dissolving water-soluble polymers
EP0100963A2 (de) * 1982-08-02 1984-02-22 Chemische Fabrik Stockhausen GmbH Verfahren zum schnellen Auflösen von wasserlöslichen Polymeren (II)
CN85101584A (zh) * 1985-03-05 1986-09-17 戴亚特宝利马斯 将聚合物迅速溶解于水的方法和设备
US5222807A (en) * 1991-03-12 1993-06-29 Gaco Manufacturing Division Of Gaddis Petroleum Corporation Low shear polymer dissolution apparatus
CN1506151A (zh) * 2002-12-13 2004-06-23 ���ữѧ�������޹�˾ 用于高粘性介质的静态混合器

Also Published As

Publication number Publication date
FR2948964A1 (fr) 2011-02-11
ATE516873T1 (de) 2011-08-15
CN101994502A (zh) 2011-03-30
EP2283915A1 (en) 2011-02-16
FR2948964B1 (fr) 2011-09-30
PL2283915T3 (pl) 2011-12-30
ES2365840T3 (es) 2011-10-11
US20110118153A1 (en) 2011-05-19
US8383560B2 (en) 2013-02-26
EP2283915B1 (en) 2011-07-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101994502B (zh) 用于强化采油的聚丙烯酰胺乳液的连续溶解方法
AU2021203368B2 (en) Inverse emulsion compositions
US7762340B2 (en) Installation for enhanced oil recovery using water soluble polymers, method for implementing same
DE60203397T2 (de) Methode zur inhibierung der gashydratbildung
KR101411754B1 (ko) 유중수 및 수중유 나노에멀젼의 제조 방법
US4605689A (en) Preparation of aqueous polyacrylamide solutions for enhanced oil recovery
RU2644773C9 (ru) Способ добычи нефти третичными методами
US4439332A (en) Stable emulsion copolymers of acrylamide and ammonium acrylate for use in enhanced oil recovery
SA518391759B1 (ar) تركيبات بوليمر سائلة
US11959018B2 (en) High stability polymer compositions with poly(alkyl)acrylate compounds for enhanced oil recovery applications
US20240124711A1 (en) High stability polymer compositions with siloxane polyether compounds for enhanced oil recovery applications
EP3556823A1 (en) Method of slickwater fracturing
SU1681734A3 (ru) Эмульси типа масло в воде дл вторичной или третичной добычи нефти
US4603154A (en) Method for preparing dilute polymer solutions
JP4465177B2 (ja) エマルション組成物
EP3802725A1 (en) Associative copolymers with hydrophobic quaternized (meth)acrylamide and (meth)acrylic acid derivatives
WO2021175760A1 (en) Method of fracturing subterranean formations
US4675348A (en) Process for optimizing the properties of aqueous polymer solutions used in polymer flooding
EP0008153B1 (en) Process for recovering oil from subterranean oil-bearing formations and an emulsion useful therein
RU2109939C1 (ru) Состав для ограничения притока пластовых вод
CN115637143A (zh) 多功能乳液滑溜水浓缩体系及其制备方法
WO2019233948A1 (en) Associative copolymers with hydrophobic quaternized (meth)acrylamide and (meth)acrylic acid derivatives
MXPA06007576A (es) Aditivo surfactante-floculante para el tratamiento de aguas congenitas obtenidas del proceso de deshidratacion de aceites crudos.
CS263165B1 (en) Cleaving liquid

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant