NO176068B - Fremgangsmåte for utvinning av petroleum fra undergrunnsformasjon - Google Patents
Fremgangsmåte for utvinning av petroleum fra undergrunnsformasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO176068B NO176068B NO870625A NO870625A NO176068B NO 176068 B NO176068 B NO 176068B NO 870625 A NO870625 A NO 870625A NO 870625 A NO870625 A NO 870625A NO 176068 B NO176068 B NO 176068B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- petroleum
- salt
- procedure according
- polymer
- viscosity
- Prior art date
Links
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 29
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 17
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 16
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 12
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 12
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 10
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims description 10
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 7
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- WNQQFQRHFNVNSP-UHFFFAOYSA-N [Ca].[Fe] Chemical group [Ca].[Fe] WNQQFQRHFNVNSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003708 ampul Substances 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000012031 short term test Methods 0.000 description 1
- HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L sodium disulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])(=O)=O HRZFUMHJMZEROT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- JVBXVOWTABLYPX-UHFFFAOYSA-L sodium dithionite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S(=O)S([O-])=O JVBXVOWTABLYPX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000004296 sodium metabisulphite Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000012430 stability testing Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
US-patenter nr. 3.679.000, 3.692.673, 3.858.652, 3.945.929, 3.948.783, 3.953.341, 3.953.342, 4.309.523, 4.326.970, 4.395.340, 4.404.111, 4.409.110, 4.439.334, 4.515.635, 4.555.269 og EP-patentsøknader, publ. nr. 94.898 og 115.836 åpenbarer anvendelse av forskjellige N-sulfohydrokarbon-substituerte akrylamid-homopolymerer og -kopolymerer for regulering av viskositeten i vandige media som anvendes i vannstrømnings-operasjoner for forsterket petroleumsutvinning. Kopolymerene er beskrevet som inneholdende 5-95 vekt% av det N-sulfohydrokarbon-substituerte akrylamid, fortrinnsvis 50-95 vekt%, og mer foretrukket 70-95 vekt%. Komonomerer som f.eks. akrylmonomerer, f.eks. akryl-eller metakrylsyre eller salter, akrylamid, metakrylamid etc, læres. I tillegg åpenbarer US-patent 4.57 3.53 3 anvendelse av analoge polymerer som mobilitetsregulerende reagenser under spesielt vanskelige forhold og i fravær av oksygen.
Mens flesteparten av de polymerer som er nevnt ovenfor og andre kommersielt anvendte polymerer som f.eks.
akrylamidammoniumakrylat-kopolymerer og polysakkarider vanligvis har vist seg å være effektive for regulering av viskositeten i vandige medier, brytes i mange tilfeller viskositeten i kopolymerene eller materialene sammen når temperaturen i det indre av brønnen i de petroleumholdige depoter går over ca. 90°C, d.v.s. fortrinnsvis 100-120°C eller, alternativt, når de fremstilles og/eller anvendes i nærvær av oksygen, eller i begge tilfeller. Videre har nærværet av flerverdige metall-ioner i vannet som allerede er til stede i brønnene eller som brukes til å gjennomstrømme brønnene under den forsterkede oljeutvinning også tendens til å ta del i nedbrytningen av kopolymerene og andre materialer som er tilsatt. Slike flerverdige metall-ioner finnes normalt i hardt vann.
Det ville derfor løse et lenge følt behov hvis en fremgangsmåte for behandling av brønner som oppviser temperaturer på over ca. 90°C, d.v.s. slike som fortrinnsvis varierer fra 100°C til 12 0°C, ved sekundær oljeutvinning, kunne oppdages, spesielt i nærvær av mineralvann inneholdende flerverdige salter uten det vesentlige medfølgende sammenbrudd i polymerviskositet.
Det er nå funnet at viskositets-nedbrytning som oppvises av mange av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyrepolymerene (AMMPS) som anvendes i forsterket oljeutvinning, forårsaket av nærværet av høye temperaturer og/eller vann som inneholder flerverdige salter som enten er tilstede i de underjordiske petroleumholdige depoter eller som anvendes for å danne selve polymerløsningen, hvilken injiseres inn i brønnen, ikke forekommerved anvendelse av homopolymerer av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre eller dets salter eller kopolymerer derav med N,N-dimetylakrylamid under og etter inj isering av vannløsningen derav under anaerobe forhold.
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for utvinning av petroleum fra et underjordisk, petroleumholdig depot hvori en viskøs polymerløsning av en homopolymer av AMMPS eller en kopolymer derav med N,N-dimetylakrylamid injiseres i området for nevnte depot gjennom minst én tilførselsbrønn for å forårsake at nevnte petroleum strømmer ut fra nevnte område for oppsamling gjennom minst én utførselsbrønn. Foreliggende for-bedring omfatter regulering og opprettholdelse av viskositeten i homopolymer- eller kopolymerløsningen ved anvendelse av homo-polymeren eller kopolymeren i løsning og i vesentlig fravær av oksygen, d.v.s. under anaerobe betingelser, idet temperaturen i det petroleumholdige depot er over minst 100°C og foretrukket 110-120°C. Den henvises forøvrig til krav 1.
Som nevnt ovenfor holdes viskositeten i vannløsningen av det homopolymere AMMPS eller kopolymeren av AMMPS og N,N-di-metylakrylamid injiseres i innførselsbrønnen i det vesentlige konstant i den tidsperiode som kreves for å tvinge petroleum ut av depotet og inn i utførselsbrønnen. Nærværet av flerverdige salter og/eller temperaturen i depotet, som vanligvis i høy grad bidrar til viskositets-sammenbrudd i andre polymerer, påvirker materielt ikke polymerer som anvendes heri, spesielt når polymeren holdes ved og anvendes under anaerobe betingelser.
Selv om anvendelse av friskt vann i vanngjennomstrømningen av underjordiske depoter og fremstillingen av polymerløsninger som anvendes for slike formål er blitt anvendt før, er det ut fra et økonomisk synspunkt selvfølgelig foretrukket å anvende mineralholdig vann for dette formål. Foreliggende oppfinnelse omfatter anvendelse av slikt friskt vann eller mineralholdig vann med en flerverdig ione-konsentrasjon på minst 100 ppm, fortrinnsvis minst 500 ppm, for fremstilling av den polymere løsning. De flerverdige ioner er vanligvis til stede i slikt vann i form av kalsiumjern- og magnesiumsalter alene eller forbundet med natriumsalter. Alternativt kan selvfølgelig friske vannløsninger av polymeren injiseres i brønner som allerede inneholder flerverdig saltholdig vann.
Homopolymerene som er nyttige i foreliggende fremgangmsåte inkluderer 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMMPS) eller et salt derav, og kopolymerene inkluderer AMMPS eller et salt derav og N,N-dimetylakrylamid. Saltene av AMMPS-monomeren er vanligvis alkalimetall- eller ammoniumsalter med natrium- og kaliumsalter som de foretrukne. Kopolymerene kan ha et molforhold på fra 20 til 99% av AMMPS, og tilsvarende fra 1 til 80% av N,N-dimetylakrylamid. Opp til ca. 10% av de ovennevnte komonomerer kan erstattes med en tredje monomer som f.eks. akrylnitril, metylmetakrylat, akrylsyre, vinylklorid og lignende.
Polymerene kan fremstilles ved hvilken som helst kjent fremgangsmåte som f.eks. i masse, løsning, suspensjon i emulsjon så fremt polymerisasjonen utføres i fravær av oksygen og den resulterende polymer holdes og anvendes i en i det vesentlige oksygenfri atmosfære. Molekylvekten av polymeren bør være minst 500.000, fortrinnsvis minst 1.000.000.
Med uttrykket "i vesentlig fravær av oksygen" eller "under anaerobe betingelser" etc., slik som anvendt her, menes det at fra det tidspunkt hvor polymeren settes til vannet, gjennom oljebrønn-røret og til de underjordiske lag, holdes nærværet av oksygen på et minimum, d.v.s. <1 ppm. Selve polymeren bør altså bli fremstilt og lagret under betingelser som bidrar til eliminering av oksygen. Eliminering av oksygen kan gjennomføres ved anvendelse av oksygen-fjernere som f.eks. natriumditionitt, natrium-metabisulfitt etc., ved anvendelse av en inertgass-spyling som f.eks. nitrogen, argon etc, og lignende.
Det mest relevante av de ovennevnte mothold med hensyn til foreliggende kopolymerer er EP-publikasjon nr. 115836. Denne lærer forskjellige natrium-AMMPS-kopolymerer av N,N-dimetyl-akrylamid. I tabellene XXXV og XLIV presenteres resultatene fra utprøving av kopolymerer inneholdende et molforhold på 50-60% av N,N-dimetylakrylamid og 40-50% av AMMPS for viskositets-stabilitét i nærvær av sjøvann ved 121"C. Testene som er beskrevet i publikasjonen er alle blitt utført på løsninger som har vært aldret i bare 7 dager. Slike kortvarige tester forut-ser ikke langvarig levetid og kan føre til villedende konklu-sjoner. Siden polymergjennomstrømnings-operasjoner normalt utføres over mange måneder eller til og med år, må vannløselige polymerer som anvendes som mobilitetsregulerende reagenser være stabile overfor reservoar-betingelser over den samme tidsperiode. EP-publikasjonen viser relativt dårlig til moderat stabilitet over et meget kort tidsrom av aldring. Det antas at disse resultater er mindre positive på grunn av nærværet av oksygen under fremstillingen og/eller testingen av polymerene.
Følgende eksempler fremføres som illustrasjonsformål. Alle deler og prosenter er i vekt med mindre annet er angitt.
I de følgende eksempler fremstilles polymerløsningene ved oppløsning i destillert vann, normalt 2 timer for tørre og flytende polymerer og ca. 16 timer for gelpolymerer. Salt til-settes, og løsningen blir så filtrert gjennom en 150 mesh sikt i rustfritt stål. Sammensetningen av saltløsningen er som følger:
Sammensetningen av det syntetiske sjøvann er som følger:
Testløsningene er i det vesentlige fri for oppløst oksygen og er aldret ved regulert forhøyet temperatur i henhold til fremgangsmåten beskrevet i Society of Petroleum Engineers, Paper No. 12008; "Thermal Stability Testing of Mobility Control Reagents".
Kopolymerkonsentrasjonen i alle eksempler er 2500 ppm.
Viskositeten i polymerene i alle eksemplene er målt ved anvendelse av et Brookfield viskometer utstyrt med en UL-adaptor ved 25°C. Viskositetsforholdet % (VR%) er definert som the Brookfield-viskositet (12 opm) etter 4 dagers aldring dividert med den initielle viskositet.
Betingelser som ligger nær opptil de anaerobe oppnås ved aldring av løsninger i en forseglet glassampulle. Flere ampuller festes til en manifold for samtidig oppfylling med testløsningen. Hver løsning renses med nitrogen (<25 ppm oksygen) i minst én time før ampullene fylles. Et gassreservoar er knyttet til manifolden, og ledige ampuller evakueres til 0,1 mm Hg og fylles deretter med nitrogen tre ganger. Med hele samlingen i en positiv nitrogenatmosfære fylles hver ampulle halvveis opp med testløsning. Reservoaret evakueres til 0,1 mm Hg og isoleres fra vakuumkilden. Alle gassene som er oppløst i testløsningene forsvinner ved en ni-cyklers fremgangsmåte. Ampullene blir så flammeforseglet og aldret ved den bestemte temperatur.
EKSEMPLER 1- 7
Forskjellige kopolymerløsninger blir testet med hensyn på opprettholdelse av viskositet ved å følge testmetoden som er beskrevet ovenfor, i saltløsning ved 90°C og 12 0°C. Som det kan ses fra tabell 1 nedenfor opprettholder kopolymerene av AMMPS og N,N-dimetylakrylamid (DMA) viskositeten over en meget lang tidsperiode, d.v.s. opp til 161 dager.
EKSEMPLER 8 OG 9
Fremgangsmåten i henhold til eksemplene 1-7 blir gjentatt med unntak av at testresultatene er utført ved 150°C. Resultatene er vist i tabell II, nedenfor.
EKSEMPEL 10
(sammenligningseksempel)
Fremgangsmåten i henhold til eksemplene 1-7 blir igjen fulgt bortsett fra at kopolymeren er sammensatt av 70 mol% AMMPS og 30 mol% akrylamid. Etter 0, 17 og 56 dager er VR% henholdsvis 100, 57, 0 (d.v.s. verdien for vann).
EKSEMPLER 11- 16
(sammenligningseksempler)
Igjen ble fremgangsmåten i henhold til eksemplene 1-7 fulgt, med unntak av at AMMPS erstattes med natriumakrylat (SA), og resultatene som vist i tabell II nedenfor ble oppnådd.
EKSEMPEL 17
Kopolymeren fra eksempel 1 blir testet på nytt i overens-stemmelse med dette med unntak av at polymerkonsentrasjonen er 1750 ppm. VR% ved 0, 7, 14 og 120 dager ved 90°C er henholdsvis 100, 97, 99 og 94. En kommersielt tilgjengelig polyakrylamid-polymer blir testet udner de samme betingelser. VR% ved 90°C etter 0, 14 og 28 dager er henholdsvis 100, 46 og 41 ved 2000 ppm.
EKSEMPLER 18 OG 19
(Sammenligningseksempler)
Xantan ved 1000 ppm og ved 70°C viser et sammenbrudd i viskositet etter 0, 13 og 32 dager ved 60 opm på henholdsvis 100, 34 og 16. Anionisk polyakrylamid vd 2000 ppm viser et sammenbrudd i viskositet etter 0, 14 og 28 dager på henholdsvis 100, 57 og 28, ved 60 opm og etter 0 og 14 dager på henholdsvis 100 og 55, ved 30 opm.
EKSEMPEL 20
Forskjellige polymerløsninger ble testet med hensyn på opprettholdelse av viskositet i ekstra hardt vann<*> ved 90°C, og testmetoden som beskrevet ovenfor ble fulgt. Som det kan ses i tabell IV nedenfor oppviser løsninger av kopolymerer, inneholdende 50, 70 og 90 mol% av AMMPS, idet resten er akrylamid (AM), et sammenbrudd i viskositet etter 56-294 dager ved 100-120°C, mens AMMPS homopolymer opprettholder viskositet ved 120°C. Sammenligning med xantan og anionisk polyakrylamid (PAM) er også vist. ;* vannet inneholder 9% NaCl og 1% CaCl2.
EKSEMPEL 27
Den termiske stabilitet hos homopolymert AMMPS i saltløsning-reservoarer med ekstra stor hardhet er vist i tabell V nedenfor.
Claims (8)
1. Fremgangsmåte for utvinning av petroleum fra et underjordisk petroleumholdig depot, omfattende å injisere en vandig polymerløsning i depot-området gjennom minst én innførselsbrønn for å forårsake at nevnte petroleum strømmer fra nevnte område for oppsamling gjennom minst én utførselsbrønn, karakterisert ved at viskositeten i nevnte løsning opprettholdes og reguleres ved å anvende, i det vesentlige i fravær av oksygen, en vannløselig homopolymer av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre eller et salt derav eller en kopolymer av 20-99 vekt% av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre eller et salt derav og 1-80 vekt% av N,N-dimetylakrylamid, idet temperaturen i det petroleumholdige depot er minst 100°C.
2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved at nevnte vandige løsning inneholder et flerverdig salt.
3. Fremgangsmåte i henhold til krav 2,
karakterisert ved at nevnte flerverdige salt er til stede i en konsentrasjon av minst 100 ppm.
4. Fremgangsmåte i henhold til krav 2,
karakterisert ved at nevnte flerverdige salt er et kalsiumjern- eller magnesiumsalt eller en blanding derav.
5. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved at temperaturen i det petroleumholdige depot varieres fra 100°C til 120°C.
6. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved at temperaturen i det petroleumholdige depot varieres fra 110°C til 120°C.
7. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved at polymeren er en homopolymer av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre eller et salt derav.
8. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved at det som polymer anvendes en kopolymer av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre eller et salt derav og N,N-dimetylakrylamid.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US82990086A | 1986-02-18 | 1986-02-18 | |
| US83666486A | 1986-03-05 | 1986-03-05 |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO870625D0 NO870625D0 (no) | 1987-02-17 |
| NO870625L NO870625L (no) | 1987-08-19 |
| NO176068B true NO176068B (no) | 1994-10-17 |
| NO176068C NO176068C (no) | 1995-01-25 |
Family
ID=27125306
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO870625A NO176068C (no) | 1986-02-18 | 1987-02-17 | Fremgangsmåte for utvinning av petroleum fra undergrunnsformasjon |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0233533B1 (no) |
| CN (1) | CN1018186B (no) |
| BR (1) | BR8700713A (no) |
| CA (1) | CA1279470C (no) |
| DE (1) | DE3766121D1 (no) |
| HU (1) | HUT44002A (no) |
| MX (1) | MX168964B (no) |
| NO (1) | NO176068C (no) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7638469B2 (en) * | 2005-03-04 | 2009-12-29 | Basf Se | Methods of increasing permeability in carbonatic rock formations with alkanesulfonic acids |
| DE102013007680A1 (de) | 2013-05-03 | 2014-11-06 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Elektrolythaltige wässrige Polymerlösung und Verfahren zur Tertiärförderung von Erdöl |
| 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 |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3679000A (en) * | 1970-12-04 | 1972-07-25 | Lubrizol Corp | Secondary oil recovery method using n-sulfohydrocarbon-substituted acrylamide polymers as viscosity increasing agents |
| US3858652A (en) * | 1973-05-14 | 1975-01-07 | Marathon Oil Co | Mobility control in low permeability reservoirs |
| US4404111A (en) * | 1981-02-06 | 1983-09-13 | Atlantic Richfield Company | N,N-Dimethylacrylamide/2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid copolymers for enhanced petroleum recovery |
| US4526947A (en) * | 1982-05-14 | 1985-07-02 | The Goodyear Tire & Rubber Company | N,N-Dimethylacrylamide copolymer injection water viscosifier for enhanced oil recovery |
| US4573533A (en) * | 1984-06-21 | 1986-03-04 | American Cyanamid Company | Method for using thermally stable mobility control agents for harsh environmental reservoirs |
-
1987
- 1987-02-02 EP EP19870101384 patent/EP0233533B1/en not_active Expired
- 1987-02-02 DE DE8787101384T patent/DE3766121D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1987-02-14 CN CN 87100689 patent/CN1018186B/zh not_active Expired
- 1987-02-16 MX MX524087A patent/MX168964B/es unknown
- 1987-02-16 CA CA000529840A patent/CA1279470C/en not_active Expired - Fee Related
- 1987-02-17 NO NO870625A patent/NO176068C/no not_active IP Right Cessation
- 1987-02-17 BR BR8700713A patent/BR8700713A/pt unknown
- 1987-02-18 HU HU62687A patent/HUT44002A/hu unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0233533A3 (en) | 1988-02-03 |
| NO176068C (no) | 1995-01-25 |
| EP0233533A2 (en) | 1987-08-26 |
| BR8700713A (pt) | 1987-12-08 |
| NO870625D0 (no) | 1987-02-17 |
| NO870625L (no) | 1987-08-19 |
| EP0233533B1 (en) | 1990-11-14 |
| HUT44002A (en) | 1988-01-28 |
| CA1279470C (en) | 1991-01-29 |
| CN1018186B (zh) | 1992-09-09 |
| CN87100689A (zh) | 1987-12-16 |
| MX168964B (es) | 1993-06-16 |
| DE3766121D1 (de) | 1990-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9663704B2 (en) | Process for the enhanced recovery of oil by injection of a polymer solution | |
| DK172018B1 (da) | Fremgangsmåde til forøget olieudvinding | |
| US6176315B1 (en) | Preventing flow through subterranean zones | |
| US5382371A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
| US6843841B2 (en) | Preventing flow through subterranean zones | |
| US7696304B2 (en) | Thermally stable water-soluble polymer which is crosslinkable at high temperatures | |
| US7287587B2 (en) | Crosslinkable polymer compositions and associated methods | |
| US4404111A (en) | N,N-Dimethylacrylamide/2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid copolymers for enhanced petroleum recovery | |
| US20170362494A9 (en) | Weak gel system for chemical enhanced oil recovery | |
| NO313564B1 (no) | Geldanningsblandinger som injiseres i en underjordisk formasjon | |
| NO301546B1 (no) | Polymer-tverrbindingsmiddel med forsinket virkning, produkt til forandring av permeabiliteten av underjordiske formasjoner, fremgangsmåte til utförelse derav og fremgangsmåte som videre underkastes vann- eller vanndampflömming | |
| NO820015L (no) | Fremgangsmaate og sammensetninger for behandling av permeable formasjoner | |
| AU2020255203A1 (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturing | |
| NO301903B1 (no) | Fremgangsmåte for selektiv reduksjon av permeabiliteten for vann i en undergrunnsformasjon hvor det produseres olje og/eller gass | |
| WO2018031655A1 (en) | Stimuli-responsive polymer particles and methods of using thereof | |
| NO163961B (no) | Hoeymolekylaer, vannopploeselig polymer og anvendelse av denne ved utvinning av petroleum. | |
| NO176068B (no) | Fremgangsmåte for utvinning av petroleum fra undergrunnsformasjon | |
| SA515370169B1 (ar) | هلامة مائية ذات درجة حرارة مستقرة تحتوي على إلكتروليت، وطريقة تحفيز رواسب نفط خام وغاز طبيعي | |
| CN113549438A (zh) | 一种堵水剂及其制备方法和应用 | |
| EP0165425B2 (en) | Thermally stable mobility control reagents for harsh environment reservoirs | |
| NO310931B1 (no) | Blandinger for behandling av hydrokarbon-inneholdende formasjoner, samt anvendelse av blandingen | |
| Hsieh et al. | Water‐soluble polymers for hostile environment enhanced oil recovery applications | |
| US11939522B2 (en) | Method for enhancing oil recovery in a subterranean carbonate formation using an injected amphoteric water-soluble polymer | |
| NO324636B1 (no) | Fremgangsmate for a redusere produksjon av vann i oljebronner | |
| US3900069A (en) | Recovery of petroleum by flooding with viscous aqueous solutions of acrylamide-diacetone acrylamide copolymers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN AUGUST 2002 |