CN102257094B - 通过聚合物无需辅助设备或制品来改进强化采油 - Google Patents
通过聚合物无需辅助设备或制品来改进强化采油 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102257094B CN102257094B CN2009801509730A CN200980150973A CN102257094B CN 102257094 B CN102257094 B CN 102257094B CN 2009801509730 A CN2009801509730 A CN 2009801509730A CN 200980150973 A CN200980150973 A CN 200980150973A CN 102257094 B CN102257094 B CN 102257094B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- aqueous solution
- injection
- polymkeric substance
- privileged way
- 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
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 35
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 claims description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 14
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 12
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 11
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 10
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 8
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 8
- NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M potassium iodide Chemical compound [K+].[I-] NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M sodium iodide Chemical compound [Na+].[I-] FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N allyl alcohol Chemical compound OCC=C XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N fluorescein Chemical class O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 claims description 3
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N Acrylic acid Chemical compound OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N Tritium Chemical compound [3H] YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 2
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 2
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N n-ethenylacetamide Chemical compound CC(=O)NC=C RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000007715 potassium iodide Nutrition 0.000 claims description 2
- 229960004839 potassium iodide Drugs 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 235000009518 sodium iodide Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910052722 tritium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L zinc sulfate Chemical compound [Zn+2].[O-]S([O-])(=O)=O NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910000368 zinc sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229960001763 zinc sulfate Drugs 0.000 claims description 2
- 238000002513 implantation Methods 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 85
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 7
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 2
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 1-amino-3-(benzimidazol-1-yl)propan-2-ol Chemical compound C1=CC=C2N(CC(O)CN)C=NC2=C1 AOSFMYBATFLTAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 229940048053 acrylate Drugs 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 238000012688 inverse emulsion polymerization Methods 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000003204 osmotic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000012673 precipitation polymerization Methods 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 238000010557 suspension polymerization reaction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
一种在含油地层中的强化采油方法，所述含油地层具有构成注入液体的优先通道的高渗透带，所述方法包括：a)通过向所述地层中注入浓度为使得所述水溶液的粘度高于油的粘度的基于水溶性聚合物的水溶液来处理所述优先通道，b)完成步骤a)后，注入聚合物浓度较低的与b)中所用的水溶液具有相同组成的水溶液。
Description
本发明涉及一种改进的强化采油方法。具体而言，本发明涉及在有限的时间期间使用一种具有非常高的浓度和高粘度的亲水聚合物溶液(粘性液段塞)以在含油地层的开采期间通过聚合物改进强化采油的采收率，而不使用辅助设备或化学品。
目前开采的大多数油田已成熟，因此已进入采量下滑期或即将如此。这些油田的采收率普遍平均为约30-35％。因此，其还具有相当大的开采潜力。
油藏中所含原油通常用若干步骤采收。
开采首先得自减压的液体和岩石的天然能量。此耗竭阶段完成时，地面的采油量平均占原始储量的约10-20％。
因此有必要在第二步中采用目标在于提高开采量的技术。
最常使用的方法包括通过专门用于注水或盐水这一目的的注入井向油藏中注水或盐水。这称为二次开采。在通过生产井产出的混合物中的含水量太高时，结束该后一阶段。此处收率(以附加采收率计)为约20％。
然后可通过加入水溶性聚合物来降低所得盐水的流度以提高注水洗井效率。这称为通过聚合物的强化采油(EOR)。这种方法包括通过钻进地层中的注入井向含油地层中注入由高分子量(MW)聚合物产生的粘性聚合物溶液。这产生使地层中的剩余油被更均匀地驱入邻近的生产井中所需的洗井能量和动作。这种开采方法的效率随地层的异质性即地层渗透性的不同以及待驱替的油的粘度而异。
聚合物EOR于20世纪70年代由美国开发。但由于20世纪80年代油价下降，大多数项目被放弃。因此，US3687199公开了一种使用少量聚合物的方法。该方法包括注入就油粘度而言具有低粘度的含聚合物的水介质的初始段塞(参见实施例1)和然后注入含降低的聚合物浓度的第二段塞。这种方法不能在工业上使用。20世纪90年代初，中国大庆油田表明其是用于聚合物注入的良好候选方案，并选择了SNF用于55000吨聚丙烯酰胺工厂的设计和施工。仅注入盐水时，大庆油田的采油率平均为40％，通过注入聚合物，同样的采收率平均提高至52％。
同时表面活性剂用于强化采油已得到广泛描述。针对强化采油，人们提出各种类型的表面活性剂。出于成本和稳定性原因，最常用的表面活性剂是磺酸盐类型的。其使用具有减小水和油间的界面张力并从而促进油在水相中乳化的作用。然而，使油有效地原位“增溶”所需表面活性剂的量非常大(注入盐水的比例按质量计为5000到15000ppm)，这使得项目在经济上不可行。US 4 231 426和US 4 299 709中公开了这种类型的方法，其中必须采用的表面活性剂流体的量通过使用示踪剂确定。
为克服该主要缺点，已经开发了一种称为ASP(碱/表面活性剂/聚合物)的技术。其需要通常与水溶性聚合物组合使用苛性钠或碳酸钠以降低使用的表面活性剂浓度(降低约1000到5000ppm)。但该技术需要将注入水净化，意味着一大工业问题。这是因为注入盐水中存在的二价离子将与碱反应形成沉淀因此必须从注入水中移除以避免油藏的任何堵塞。这些问题尤其解释了在大庆ASP的发展受到制约的原因。然而，这些试验已证实，对于98％的含水率(产出水相对于采出油的百分数)，采收率可提高至少20％。
最后，已通过持久地(即连续不断地)增大聚合物浓度进行试验(SPE101202)，但证明所得产量因注入能力的损失而低，同时表明，从非常长远的观点来看，可获得与ASP相似的采收率提高。
通常，注入聚合物带来的增产解释为由于洗井体积的增大而不是每单位体积效率的提高。但当使用分子量非常高(MW＞1800万)的聚合物时，实验室中观察到的岩芯实验结果(表明油的微观驱替得到改善)在油田中未能得到证实。这可用聚合物的粘弹性来解释。
这是由于岩芯试验使用确定的未降解的聚合物而在油田中聚合物将发生实验室中通常不再现的相当大的变化的事实。从1995年起，SNF对EOR项目中产出的水的众多样本分析了这些改变。所得结果表明，在油田中，聚合物的降解有时可能特别高，由此确认，岩芯试验仅是片面的研究，只涉及注入能力。
在注入聚合物而未移除氧的中国大庆或胜利油田，观察到了非常高的降解：
-通过自由基：当注入的溶液含氧时，其将与氧抑制剂(亚硫酸氢铵)、铁、硫化氢通过产生自由基而反应，所述自由基通过链反应破坏分子量并在注入后的数小时或仅数天内达到。分子量越高，降解越大；
-由于机械应力：聚合物在注入时将经历迅速加速至5-20m/秒，这是由于低注入面积及其随时间的减小：砂、粘土、铁锈、硬凝胶(不可降解的交联聚合物)或由于机械装置(喷嘴)。特别是如果其分子量高的话，则瞬时通过速率可使聚合物急剧降解；
-由于化学降解：效果是聚合物的某些官能团水解增加及特别是在Ca2+的存在下可能沉淀，这将导致浓度和粘度的降低。
因此，特别是当油田注入条件不是最佳时，与实验室试验相比，可能观察到如下情况：
-注入流体的粘度下降到1/5到1/20，
-聚合物的分子量减小到1/3到1/20，
-沉淀或稀释致使浓度下降到1/2到1/5。
为此，SNF开发了降低这些负面效应的实际解决方案并取得了专利：
-采用专用设备在低剪切、高浓度和氮气下溶解聚合物以将氧的注入减少到最低限度，
-有效使用最小限度的减氧剂用于减少自由基的形成，
-使用自由基吸收剂以防止自由基通过链反应破坏聚合物，
-产生不具有不可注入的硬凝胶和具有最小量的软凝胶的聚合物，其可在低压下注入，
-控制所用水中的铁，
-使用共聚而不是在油田将促进沉淀的共水解或后水解的方法控制水解速率分布，
-调节水解速率，特别是在油田温度下，以避免或限制其沉淀，
-引入对水解和沉淀较不敏感的功能单体。
同样，为限制降解对聚合物的影响，研究已证实存在最佳分子量，最佳分子量常介于1200万到1800万之间，具体取决于油田、其温度、其盐度、其渗透性、其注入条件，最佳分子量用来提供最佳成本效益比。
尽管有所有这些预防措施，但必须考虑到分子量的降解将为约5-20％，从而要求注入时过浓度，此外，在油藏中稀释将是其特有的。
但与大庆的试验(SPE 101202)相反，单单提高注入水中的聚合物浓度即可抵销非常高的降解，这是因为当该浓度增加到2倍或更高时，这样做将与注入能力(注入容量)的问题冲突。因此，存在必须克服的实际不可能性以获得适宜的每井流动速率。
除聚合物降解所引起的问题外，要获得高效采油所面临的主要问题基于的是实际上没有哪个现有含油地层具有均匀的渗透性的事实。相反，典型的含油地层包含多个具有不同的渗透率(从1到30 000毫达西)和孔隙率(例如孔隙率为5-30％)的岩层而随液体(盐水、油、含水层水等)产生显著不同的压降。在这种情况下，很明显，驱替介质倾向于选择性地沿最小阻力的路径例如高抗渗带行进并在其中快速渗透而包围住油。在这些不利条件下，生产井将快速供给一些驱替介质，与油相比，其量太高以致强化采油方法不再有利可图。
为改变这一特点和减少优先通道所采取的解决方案有：
A-堵水，其中注入聚合物和交联剂以在这些优先通道中优先产生凝胶。然而，由于无任何效果或阻断注入而必须再通过聚合物的化学降解进行解决，故许多堵水已失败。US3741307A公开了一种这类方法，其中向油藏中注入液体试剂如硅胶以形成封堵材料而降低地层的渗透性。
B-注入在油藏中粘度随时间增大的交联聚合物：
-Dow(US 4182417)注入一种粘性的交联聚丙烯酰胺乳液。
-BJ注入一种在盐水中的交联乳液，其降低粘度和通过在油田稀释达到其效果(US 5735 349)。
-BJ注入一种在烃中的双重交联乳液(稳定和不稳定的)，其通过水解获得其粘度(US 5466792)。
-Nalco(US 2003-149212和US 2003-155122)注入一种在水中的双重交联聚丙烯酰胺乳液的悬浮体(稳定和不稳定的)，其通过在油田温度下水解变粘或通过注入碱变粘。
但这些工艺的装配需要使用大量和特定的资源，其仅作为最后手段采纳。此外，聚合物注入井的数量(某些油田上有数千个)要求既简单和廉价的解决方案。当前的调剖方法不能达到此目的。
US4415033A公开了一种采油方法，包括向地层中引入含表面活性剂的胶束流体，然后引入含聚合物的流度控制流体。注入的流体的粘度从其前部的低粘度到其后部的较高粘度不等，从而防止因聚合物和表面活性剂的干涉而在注入的流体内形成粘性区。
本发明克服了所有上述缺点，特别是设计以减少优先通道，同时聚合物用量低且采油速率高。
本发明涉及一种用于强化采油的新型和特别有效的连续方法。已令人惊奇地发现，其可保持强化采油用驱油流体的品质。
-首先，在高渗透带中注入粘度比原地的油高的粘性液段塞，这意味着注入含聚合物的段塞，直至所述聚合物的浓度增加到达到高于油藏内的油的粘度的粘度，
-然后，在优先通道已被处理后，通过降低注入的驱油流体的粘度至正常，这意味着渐进地降低聚合物的浓度直至达到初始粘度用于回到初始采油速率。
更确切地说，本发明的一个目的是通过注入粘度高于油的聚合物来堵塞含油地层中存在的水的优先通道，即通过注入粘性液段塞来调剖。因此，粘性液段塞将充满被水侵袭的高渗透带而成比例地降低通过速率。恢复注入时的初始粘度将起到回到初始采油速率的作用，但“含油量”(油/水比)要高得多。辅助作用是减少产出每桶油所需聚合物的量。
换言之，本发明涉及一种在含油地层中的强化采油方法，所述含油地层具有构成注入液体的优先通道的高渗透带，所述方法包括：
-a)任选地确定待处理的优先通道的体积，
-b)通过向地层中注入有利的相应体积的浓度为使得水溶液的粘度高于油的粘度的基于水溶性聚合物的水溶液(粘性液段塞)，来处理优先通道，
-c)完成步骤b)后，注入聚合物浓度较低的与b)中所用水溶液具有相同组成的水溶液。
根据本发明的第一实施方案，确定待处理的优先通道的体积：
-在时间T1时，向含油地层中注入含示踪剂的水溶液，
-然后测定注入的水溶液的量直至在所产出的水中出现示踪剂的时间T2，通过用注入速率乘T2与T1之差。
根据本发明的第二实施方案，确定待处理的优先通道的体积：
-在时间T1时，向含油地层中注入含示踪剂的聚合物水溶液，
-然后测定注入的水溶液的量，直至在所产出的水中出现示踪剂的时间T2，用注入速率乘T2与T1之差。
在第二实施方案中，含示踪剂的水溶液中存在的聚合物与意在处理优先通道的注入溶液中存在的聚合物相同。优选含示踪剂的水溶液中存在的聚合物浓度相对低于意在处理优先通道的注入溶液中存在的聚合物浓度。
根据另一特征，含示踪剂的水溶液中存在的聚合物浓度与步骤b)结束时溶液中注入的聚合物浓度相同。
更确切地，所述方法的步骤实际如下：
步骤1(分析)：产出水中聚合物和/或示踪剂的存在或含水率的大幅提高的先验确定。该步骤用来检查可能存在的优先通道及因聚合物的降解而将注入的过量聚合物。
步骤2(分析)：当确认存在优先通道时，测定驱油流体在高渗透带中的通过时间。该测定用示踪剂(通常是碘)进行，将示踪剂注入注入井中并然后测定在产水井中再现其踪迹所需的时间。然后将该时间转换成注入体积(V)(流量×时间)，如此测得的体积对应于待处理的体积。
步骤3(注入)：然后向地层中注入与体积V相似体积的粘性液段塞，如果可能，要考虑聚合物的降解。术语粘性液段塞指在安全系数为约10-30％的扩展速率下粘度比原地的油高的驱油流体。由于在此阶段期间油的驱替，故可相对于测得的体积V注入额外的体积。
更确切地，为获得此浓度，应渐进地减小聚合物溶液的稀释度，同时通过注入的体积保持注入压力，以避免地层断裂。这仅通过在控制面板上改变辅助设备或制品的注入参数进行。
在困难的情况下，该高浓度注入可根据V持续1-5周。
步骤4(注入)：注入体积V的粘性液段塞后，缓慢增加稀释度以恢复正常聚合物注入，同时检查注入压力。
根据本发明，使用的水溶性聚合物不需要开发特定的聚合方法。其可通过本领域技术人员熟知的任何聚合技术(溶液聚合、凝胶聚合、沉淀聚合、随后进行或不进行喷雾干燥步骤的乳液聚合(水乳液聚合或反相乳液聚合)、悬浮聚合、随后进行或不进行沉淀步骤的胶束聚合)获得。
实际上，所用的聚合物包含：
a)至少一种单体，其选自非离子单体：丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、醋酸乙烯酯、乙烯醇、丙烯酸酯、烯丙醇、N-乙烯基乙酰胺、N-乙烯基甲酰胺，
b)和任选的一种或更多种离子单体，其选自具有羧基官能团的阴离子单体(例如：丙烯酸、甲基丙烯酸及其盐)或具有磺酸官能团的阴离子单体(例如：2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(ATBS)及其盐)。
所述聚合物可以是线形的、支化的、缔合的、梳形的、嵌段的等，但在任何情况下均是水溶性的。
实际上，所述聚合物的分子量高于500万g/mol，有利地高于800万g/mol，特别是用于处理渗透率高于500毫达西的优先通道。
优选所述聚合物是水溶性的、基于丙烯酰胺的阴离子的，并且分子量通常为800万到3000万g/mol之间。阴离子性来自共聚合、共水解或后水解过程。
根据本发明，含示踪剂的水溶液中存在的聚合物浓度以质量计在500到3000ppm之间变化。
类似地，粘性液段塞中的聚合物浓度以质量计在1000ppm到10000ppm之间变化。
根据本发明，使用的示踪剂不需要任何特定的开发。其通常是本领域技术人员熟知的并且可以是：
-染料类型的，通过比色，选自荧光素或荧光素钠的衍生物，
-放射性同位素类型，选自Na24、Ca47、J131、铯、氚，
-盐水类型，通过微量化学测定，选自碘化钠或碘化钾、氯化钾、硫酸锌或硫酸铜。
如果产出水中的油浓度开始降低，则根据本发明的处理方法可进行一次或反复进行。
根据本发明的改进的强化采油方法使产出水中油比例提高为2-10倍。
此外，已发现，除提高油田的采油速率和总产量外，本发明的实施还将减少产出每桶油所需聚合物的量，与现有工艺相比，这是一个惊人突破。
下面结合非限制性实施例更全面地示意本发明，特别地，这些实施例不能视为对聚合物的组成和形式的限制。
实施例
所选油藏具有如下特征：
-压力：100巴
-温度：45℃
-盐度：5000ppm TDS
-油粘度：25cps
-水粘度：0.6cps
-垂直/水平渗透率比(Kv/Kh)：01
-Swir “束缚水饱和度”：井中存在的水的比例：0.25
-Sor “残余油饱和度”：井中非可采油的比例：0.30
运行方案如下：
注入速率：200m3/h。
井下压力保持在170巴的破裂压力之下。
开始开采时80m3/天每井。
可调节该起始量使生产井的最小井下压力保持在10巴。注入的聚合物为分子量为1500万的丙烯酰胺/丙烯酸钠共聚物。
在含低于200ppm氧的氮气下通过使用PSU(WO 2008/107492)将其溶解在原液中，浓度为10g/升，初始氧浓度为20ppb。
然后用含10ppb氧的经处理的产出水稀释。
将该原液稀释至800ppm，得到Brookfield UL 6rpm粘度为19cps，零剪切粘度(zero-rate viscosity，Bohlin Gemini)为35cps。
油田先前通过注水处理至水中油浓度为4％，2％油时的理论计算采收率为24.3％。
然后注入含800ppm的聚合物溶液，持续3年以上，直到产出的油浓度为7％，2％油时的计算采收率为32.5％。
注入碘示踪剂，于第17天在所产出的水中发现，注入体积为3400m3。
所产生的聚合物的分子量为1250万。
具有这些详细情况，为同时考虑降解和稀释，决定将聚合物浓度增至1200ppm，以获得35cps的Brookfield UL 6rpm粘度和70cps的零剪切粘度(Bohlin Gemini)。
在保持注入压力的同时渐进地减小水流量，对于1200ppm的聚合物，流量在130m3/天时达到平衡。
保持该流量26天。
然后恢复水和聚合物流量同时监测注入压力8天。
产出水中油的比例升至26％，计算表明在2％的最终浓度时采收率为约44％。
就产出的油而论，在2年的时间内，聚合物的消耗量减少到小于1/3。
这种方法的使用不需要改变地面设备，也不需要新的化学品。
这可取代降解非常高的油田情况下作为解决方案选择的持久和大幅增加聚合物消耗量的做法。
Claims (11)
1.一种在含油地层中的强化采油方法，所述含油地层具有构成注入液体的优先通道的高渗透带，所述方法包括：
a)通过向所述地层中注入浓度为使得水溶液的粘度高于油的粘度的基于水溶性聚合物的水溶液，来处理所述优先通道，
b)完成步骤a)后，注入聚合物浓度较低的与a)中所用的水溶液具有相同组成的水溶液。
2.根据权利要求1的方法，其特征在于，所述方法包括：在处理所述优先通道之前，确定待处理的优先通道的体积。
3.根据权利要求2的方法，其特征在于，为确定待处理的优先通道的体积：
-在时间T1时，向所述含油地层中注入含示踪剂的聚合物的水溶液，
-然后测定注入的水溶液的量直至在所产出的水中出现示踪剂的时间T2，通过用注入速率乘以T2与T1之差。
4.根据权利要求3的方法，其特征在于，所述含示踪剂的水溶液中存在的所述聚合物与意在处理所述优先通道的注入溶液中存在的所述聚合物相同。
5.根据权利要求3的方法，其特征在于，意在处理所述优先通道的基于聚合物的所述水溶液的注入通过渐进地减小所述含示踪剂的聚合物水溶液的稀释度同时保持相同注入压力来进行。
6.根据权利要求1的方法，其特征在于，完成步骤a)后，所述水溶液的注入通过稀释意在处理所述优先通道的注入溶液同时保持相同注入压力来进行。
7.根据权利要求3的方法，其特征在于，含示踪剂的所述聚合物水溶液的聚合物浓度以质量计为500～3000ppm。
8.根据权利要求1的方法，其特征在于，意在处理所述优先通道的所述水溶液的聚合物浓度以质量计为1000～10000ppm。
9.根据权利要求1-8中任一项的方法，其特征在于，所述聚合物的分子量高于500万g/mol。
10.根据权利要求1-8中任一项的方法，其特征在于，所述聚合物包含：
a)至少一种单体，其选自非离子单体：丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮、醋酸乙烯酯、乙烯醇、丙烯酸酯、烯丙醇、N-乙烯基乙酰胺、N-乙烯基甲酰胺，
b)和任选的一种或更多种离子单体，其选自具有羧基官能团的阴离子单体：丙烯酸、甲基丙烯酸及其盐，或具有磺酸官能团的阴离子单体：2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸及其盐。
11.根据权利要求3-5和7中任一项的方法，其特征在于，所述示踪剂为：
-染料类型的，选自荧光素或荧光素钠的衍生物，
-放射性同位素类型的，选自Na24、Ca47、J131、铯、氚，
-盐水类型的，选自碘化钠或碘化钾、氯化钾、硫酸锌或硫酸铜。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0858774 | 2008-12-18 | ||
| FR0858774A FR2940348B1 (fr) | 2008-12-18 | 2008-12-18 | Amelioration de la recuperation assistee du petrole par polymere sans equipement ou produit complementaire. |
| PCT/EP2009/064452 WO2010069662A1 (en) | 2008-12-18 | 2009-11-02 | Improvement in enhanced oil recovery by polymer without supplementary equipment or product |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102257094A CN102257094A (zh) | 2011-11-23 |
| CN102257094B true CN102257094B (zh) | 2013-08-28 |
Family
ID=40886133
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2009801509730A Active CN102257094B (zh) | 2008-12-18 | 2009-11-02 | 通过聚合物无需辅助设备或制品来改进强化采油 |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8230922B2 (zh) |
| EP (1) | EP2358839B1 (zh) |
| CN (1) | CN102257094B (zh) |
| BR (1) | BRPI0923266B1 (zh) |
| CA (1) | CA2745911C (zh) |
| FR (1) | FR2940348B1 (zh) |
| RU (1) | RU2528186C2 (zh) |
| WO (1) | WO2010069662A1 (zh) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2962153B1 (fr) * | 2010-07-02 | 2013-04-05 | Total Sa | Vanne de controle de debit pour les solutions de polymeres |
| FR2966820B1 (fr) * | 2010-11-03 | 2015-04-03 | Spcm Sa | Procede de traitement d'eau de production produite a l'issue d'un procede de recuperation assistee du petrole mettant en oeuvre des polymeres |
| CN102321465B (zh) * | 2011-05-18 | 2014-01-29 | 山东大学 | 高粘度抗分散注浆材料 |
| CA2861858A1 (en) * | 2011-12-30 | 2013-07-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of producing oil |
| WO2014151284A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Meadwestvaco Corporation | Method and composition for hydraulic fracturing |
| CN103321621B (zh) * | 2013-06-24 | 2016-12-28 | 大庆大华宏业石油工程技术有限公司 | 稠油楔形粘度段塞驱油方法 |
| MX2016000709A (es) * | 2013-07-17 | 2016-04-13 | Bp Exploration Operating | Metodo de recuperacion de crudo. |
| EP3060748B1 (en) * | 2013-10-23 | 2023-05-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for reducing viscosity of polymer-containing fluid produced in the recovery of oil |
| CN103923626B (zh) * | 2014-04-11 | 2016-08-17 | 长江大学 | 一种用于油井堵水的化学堵剂及其使用方法 |
| US10781362B2 (en) | 2016-01-19 | 2020-09-22 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10961831B2 (en) | 2016-01-19 | 2021-03-30 | Saudi Arabian Oil Company | Polymer flooding processes for viscous oil recovery in carbonate reservoirs |
| US10287486B2 (en) | 2016-01-19 | 2019-05-14 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10550312B2 (en) | 2016-01-19 | 2020-02-04 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10287485B2 (en) | 2016-01-19 | 2019-05-14 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10723937B2 (en) | 2016-01-19 | 2020-07-28 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| CN107843688A (zh) * | 2016-09-19 | 2018-03-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于尿素水溶液的示踪剂及其应用 |
| FR3064004B1 (fr) * | 2017-03-20 | 2019-03-29 | S.P.C.M. Sa | Forme cristalline hydratee de l'acide 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonique |
| CN110485974A (zh) * | 2019-04-19 | 2019-11-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注水井调剖方法 |
| WO2021209148A1 (en) | 2020-04-17 | 2021-10-21 | Basf Se | Process for making an aqueous injection fluid |
| WO2023027726A1 (en) * | 2021-08-27 | 2023-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detection of polymer shale encapsulators in wellbore fluid |
| MX2024010105A (es) | 2022-02-17 | 2024-08-28 | Basf Se | Proceso mejorado para elaborar fluidos acuosos para tratamiento de pozos. |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3687199A (en) * | 1970-05-07 | 1972-08-29 | Dow Chemical Co | Process for the secondary recovery of petroleum |
| US4231426A (en) * | 1979-05-09 | 1980-11-04 | Texaco Inc. | Method of using tracer fluids for enhanced oil recovery |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2625529A (en) * | 1952-02-12 | 1953-01-13 | Monsanto Chemicals | Method of conditioning soils |
| US2740522A (en) * | 1953-04-07 | 1956-04-03 | American Cyanamid Co | Flotation of ores using addition polymers as depressants |
| US2729557A (en) * | 1955-02-02 | 1956-01-03 | American Cyanamid Co | Method of preventing deposition of alkaline earth metal salts in cyanidation of precious metal ores |
| US2874124A (en) * | 1955-06-10 | 1959-02-17 | American Cyanamid Co | Anti-soil redeposition agents |
| US3282337A (en) * | 1963-12-09 | 1966-11-01 | Dow Chemical Co | Water flooding process for the recovery of petroleum |
| US3434542A (en) * | 1967-10-09 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | Waterflood process employing surfactant and graded viscosity |
| US3741307A (en) * | 1971-03-09 | 1973-06-26 | Union Oil Co | Oil recovery method |
| US3949811A (en) * | 1973-04-23 | 1976-04-13 | Phillips Petroleum Company | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines |
| US4069869A (en) * | 1977-02-11 | 1978-01-24 | Union Oil Company Of California | Plugging high permeability zones of reservoirs having heterogeneous permeability |
| US4182417A (en) | 1977-07-08 | 1980-01-08 | The Dow Chemical Company | Method for controlling permeability of subterranean formations |
| US4299709A (en) * | 1979-05-09 | 1981-11-10 | Texaco Inc. | Tracer fluids for enhanced oil recovery |
| US4433727A (en) * | 1981-06-19 | 1984-02-28 | Marathon Oil Company | Oil recovery process |
| US4415033A (en) * | 1981-09-14 | 1983-11-15 | Standard Oil Company | Inverse viscosity grading |
| SU1104243A1 (ru) * | 1982-12-27 | 1984-07-23 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Способ контрол за разработкой нефт ной залежи заводнением |
| RU2061854C1 (ru) * | 1990-08-23 | 1996-06-10 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Способ выработки из переходных нефтяных залежей |
| RU2085710C1 (ru) * | 1993-01-14 | 1997-07-27 | Производственное объединение "Татнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US5888822A (en) * | 1995-10-04 | 1999-03-30 | Hycor Biomedical Inc. | Erythrocyte sedimentation rate control |
| US5735349A (en) | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| US6196317B1 (en) * | 1998-12-15 | 2001-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and compositions for reducing the permeabilities of subterranean zones |
| US6454003B1 (en) | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US6691780B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| FR2922214B1 (fr) | 2007-10-12 | 2010-03-12 | Spcm Sa | Dispositif pour la dispersion dans l'eau de polymeres hydrosolubles, et procede mettant en oeuvre le dispositif |
-
2008
- 2008-12-18 FR FR0858774A patent/FR2940348B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-11-02 CA CA2745911A patent/CA2745911C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-11-02 EP EP09744158A patent/EP2358839B1/en active Active
- 2009-11-02 CN CN2009801509730A patent/CN102257094B/zh active Active
- 2009-11-02 BR BRPI0923266-4A patent/BRPI0923266B1/pt active IP Right Grant
- 2009-11-02 WO PCT/EP2009/064452 patent/WO2010069662A1/en active Application Filing
- 2009-11-02 RU RU2011124911/03A patent/RU2528186C2/ru active
-
2011
- 2011-06-17 US US13/163,519 patent/US8230922B2/en active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3687199A (en) * | 1970-05-07 | 1972-08-29 | Dow Chemical Co | Process for the secondary recovery of petroleum |
| US4231426A (en) * | 1979-05-09 | 1980-11-04 | Texaco Inc. | Method of using tracer fluids for enhanced oil recovery |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011124911A (ru) | 2012-12-27 |
| BRPI0923266A8 (pt) | 2019-02-05 |
| RU2528186C2 (ru) | 2014-09-10 |
| BRPI0923266A2 (pt) | 2016-01-26 |
| CA2745911A1 (en) | 2010-06-24 |
| CN102257094A (zh) | 2011-11-23 |
| WO2010069662A1 (en) | 2010-06-24 |
| US20110240289A1 (en) | 2011-10-06 |
| FR2940348B1 (fr) | 2011-01-21 |
| EP2358839B1 (en) | 2013-01-16 |
| BRPI0923266B1 (pt) | 2020-10-13 |
| FR2940348A1 (fr) | 2010-06-25 |
| CA2745911C (en) | 2016-06-28 |
| EP2358839A1 (en) | 2011-08-24 |
| US8230922B2 (en) | 2012-07-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102257094B (zh) | 通过聚合物无需辅助设备或制品来改进强化采油 | |
| Chang et al. | Advances in polymer flooding and alkaline/surfactant/polymer processes as developed and applied in the People's Republic of China | |
| EP2804921B1 (en) | Process for the enhanced recovery of oil by injection of a polymer solution | |
| US11401455B2 (en) | Low pH crosslinking of polymers | |
| AU2016359679A1 (en) | Weak gel system for chemical enhanced oil recovery | |
| SA515361249B1 (ar) | بوليمرات للاستخلاص المعزز للهيدروكربونات | |
| CN108166960A (zh) | 一种低渗透油藏逐级调驱工艺 | |
| US11814579B2 (en) | Foaming compositions for enhanced oil recovery | |
| Huang et al. | Alkaline/surfactant/polymer (ASP) flood potential in southwest Saskatchewan oil reservoirs | |
| CN106279526B (zh) | 一种冻胶微球体系及其制备方法，冻胶微球分散体系，冻胶微球强化聚合物驱体系 | |
| Wang et al. | Applications of weak gel for in-depth profile modification and oil displacement | |
| RU2528183C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Musa et al. | Simulation study of polymer flooding performance: Effect of salinity, polymer concentration in the Malay Basin | |
| Thomas et al. | Performance of Associative Polymers in Porous Media | |
| Shankar et al. | Evaluation of alternative polymers for Mangala polymer flood | |
| CN109689835B (zh) | 用于抑制来自地下储层的烃油的抽提井中的水渗透的方法 | |
| US20220082002A1 (en) | Heating to induce strong polymer gel for conformance improvement | |
| Zeynalli | Numerical Modeling and Simulation of Viscoelastic Polymer Flow in Porous Media | |
| Elkaddifi et al. | Bottomwater reservoirs: simulation approach | |
| Vakova | METHODS FOR NAGANI OIL FIELD | |
| Al Ali | Application of Polymer Gels as Conformance Control Agents for Carbon Dioxide for Floods in Carbonate Reservoirs | |
| Alkandari et al. | Investigating the Effect of Chemical Gradient in Polymer Flooding. | |
| Adim | APPROPRIATE DATA PREPARATION FOR POLYMER FLOOD PROCESS |
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 |