NO761154L - - Google Patents

Info

Publication number
NO761154L
NO761154L NO761154A NO761154A NO761154L NO 761154 L NO761154 L NO 761154L NO 761154 A NO761154 A NO 761154A NO 761154 A NO761154 A NO 761154A NO 761154 L NO761154 L NO 761154L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
blocks
water
block copolymer
soluble
reservoir
Prior art date
Application number
NO761154A
Other languages
English (en)
Inventor
E J Van De Kraats
Jr W M Sawyer
Original Assignee
Shell Int Research
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 Shell Int Research filed Critical Shell Int Research
Publication of NO761154L publication Critical patent/NO761154L/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588Compositions 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08FMACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
    • C08F8/00Chemical modification by after-treatment
    • C08F8/04Reduction, e.g. hydrogenation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08FMACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
    • C08F8/00Chemical modification by after-treatment
    • C08F8/34Introducing sulfur atoms or sulfur-containing groups
    • C08F8/36Sulfonation; Sulfation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22Synthetic organic compounds
    • C09K8/24Polymers
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/935Enhanced oil recovery
    • Y10S507/936Flooding the formation
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S525/00Synthetic resins or natural rubbers -- part of the class 520 series
    • Y10S525/94Hydrogenation of a polymer

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Description

Fremgangsmåte ved fortrengning av fluidum i en underjordisk formasjon.
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte ved fortrengning av fluidum i en underjordisk formasjon ved hjelp av en fortykket, vandig oppløsning som injiseres i formasjonen. Den er nyttig i praktisk talt hvilken som helst brønnbehandling eller oljeutvinningsfremgangsmåte i hvilken reservoarfluidum fortrenges, spesielt i et relativt tett og varmt.reservoar.
Ved kjente oljefortrengningsmetoder anvendes vandige oppløs-ninger fortykket med vannoppløselige polymerer. Det har imidlertid vist seg at den polymere vannfortykker ofte utsettes for skjær-nedbrytning når oppløsningen tvinges igjennom brønnledninger og inn i de relativt fine porer i reservoaret. Reservoaret.ha r ofte en permeabilitet på under 1 darcy. Når væsker injiseres ved kommersielt godtagbare hastigheter, er skjærvirkningene ofte be-traktelige. Videre utsettes i slike reservoarer fortykkeren vanligvis for hydrolysebetingelser. Eksempelvis kan fortykkeren bli oppvarmet fra ca. 50° til 80°C under relativt høyt trykk i tidsrom fra ca. 4 til 10 år. Endelig inneholder vannet i slike reservoarer
ofte salt som er tilbøyelig til å felle et polymert vannfortyk-ningsmiddel eller nedsette dets viskositetsøkende evne.
På grunn av de hårde fysikalske og kjemiske krav, pluss behovet for en relativt lav pris, er bare noen få polymere vann-fortykningsmidler blitt prøvet i oljeutvinningsprosesser. Disse er polyacrylater, som delvis hydrolyserte polyacrylamider, og polysaccharider som xanthan-polymerene. Polyacrylatene har relativt lave skjær- og kjemiske stabilitet er, og polysaccharidene
inneholder poretilstoppende partikler som er vanskelige å fjerne.
I SPE Paper No. 4748, av Hill, Brew, Claridge, Hite og Pope, fremlagt ved "April 1974 Symposium on Oil Recovery", er det angitt at polyacrylamider er utsatt for mekanisk nedbrytning og kan bli alvorlig nedbrutt når de injiseres gjennom snevre innløpsavslut-ninger ved noen brukshastigheter. Bevegelighetsregulerings- mekanismer er komplekse og krever forsiktig vurdering for hver enkelt anvendelse. Som vist av Jennings et al. (Journal Petroleum Technology, March 1971, 391-401), kan anvendelsen av polyacryl-amidpolymerer i høypermeabel sten kreve store konsentrasjoner av polymer for å oppnå tilstrekkelig mobilitetsreguleririg. Denne situasjon er særlig forverret når høypermeableStener og en sterkt saltholdig, vandig fase begge er en del av totalmiljøet ved anvendelsen. Endelig er stabiliteten av. polyacrylamidoppløsninger for lange reservoartider ved høy temperatur (over 60°C) ikke tilstrekkelig fastlagt og/eller bevist.
Biopolymerer har følgende potensielle fordeler:
(1) mobilitetsreguleringsmekanismen synes å være den for viskositet soppbygning alene; hvorved oppbygning og kontroll forenkles; (a) viskositeten, som vist av Jennings (ovenfor), er ikke så føl-som overfor høye saltkonséntrasjoner; og (3) oppløsningene er ikke så følsomme overfor mekanisk nedbrytning som polyacrylamidopp-løsninger. Men imot disse mulige fordeler ved biopolymerene, er spørsmål angående filtrerbarhet-injiserbarhet, geldannelse i vandige miljøer inneholdende flerverdige kationer og langtids-stabilitet eller motstandsdyktighet overfor kjemisk forandring i reservoarmiljøet.
Målet ved foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte ved fortrengning av fluidum i et underjordisk reservoar ved hjelp av en fortykket, vandig oppløsning som ikke oppviser slike ulemper.
I henhold til oppfinnelsen fortykkes oppløsningen som skal injiseres i formasjonen for fortrengningsformål, ved å oppløse en i det vesentlige vannoppløselig blokk-copolymer i en vandig væske, i en mengde slik at oppløsningen har en valgt viskositet ved reservoartemperaturen. Blokk-copolymeren inneholder relativt vannoppløselige og relativt vann-uoppløselige polymerblokker. Preparatene og mengdene av polymerblokkene er slik at molekylene av blokk-copolymeren har en valgt grad av skjær-kjemisk stabilitet ved reservoartemperaturen.
Oppfinnelsen er i det minste delvis.bygget på følgende opp-dagelse. En vandig oppløsning kan.fortykkes effektivt ved å opp-løse i oppløsningen en blokk-copolymer bestående.av polymerblokker med minst to kjemisk forskjellige sammensetninger slik at noen av blokkene er relativt vannoppløselige mens andre er relativt vann- uoppløselige. I en vandig oppløsning av en slik copolymer er
nærværet av de relativt vann-uoppløselige blokker i copolymeren tilbøyelige til å bevirke dannelsen av grupper av polymermolekyler.
De vannoppløselige deler blir gruppert sammen slik at de oppløste polymerer, oppfører seg som om de har en relativt høy molekylvekt og fortykningsevne. Men, når en vandig oppløsning av en slik copolymer utsettes for en høy grad av skjær, skilles gruppene i så lang tid som skjærhastigheten forblir høy. så snart som skjærhastigheten senkes, gjendannes gruppene, og oppløsningens viskositet øker til den som oppnåes når polymergruppene virker som opp-løste makromolekyler.
Denne eiendommenlige oppførsel er særlig fordelaktig i en fremgangsmåte i hvilken et. Relativt stort volum av fortykket opp-løsning injiseres i et underjordisk reservoar.. Ved en ønskelig høy injeksjonshastighet utsettes oppløsningen for en relativt høy grad av skjær som den trenger inn i porene i reservoaret . I foreliggende fremgangsmåte bevirker -skjæringen at gruppene av de opp-løste blokk-copolymerer skilles. Oppløsningen er skjærtynnende og injiseres lett ved en relativt høy hastighet. Men, da det er bare gruppene som skilles, er tynningen temporær. Efter som opp-løsningen strømmer bort fra injéksjonspunktet, minsker strømnings -
hastigheten med kvadratet på avstanden. Når strømningshastigheten avtar, gjendannes copolymergruppene, og den effektive viskositet av oppløsningen gjenvinnes.
I foreliggende fremgangsmåte er både sammensetningene og de relative forhold av polymerblokkene av blokk-copolymerene.viktige. I et godt oppløsningsmiddel har en polymer en bedre foort<y>knin<gs->evne, på grunn av sin tilbøyelighet til å ha en effektiv kveil-størrelse som er større enn dens effektive kveilstørrelse i et dårlig oppløsningsmiddel. I foreliggende fremgangsmåte kan blokk-copolymerene være både lineære og sammensatt av både vannoppløselige blokker med en molekylvekt i området fra ca. 100.000 til 2.000.000, og vann-uoppløselige blokker med molekylvekter i området fra ca. 1.000 til 10.000. Når dé vannoppløselige blokker betegnes med A og de vann-uoppløselige blokker betegnes med B, kan hvert copolymermolekyl være sammensatt av A- og B-blokkene i en mengde rekkefølger og forhold. En særlig egnet ordning er en B-A-B rekke-følge pr. molekyl, hvor størrelsen og sammensetningen av de vann-oppløselige polymerkjeder (blokk A) gir copolymermolekylet en betraktelig vannoppløselighet. Særlig egnede blokk-copolymerer omfatter blokker av sulfonert polystyren blandet med blokker av hydrogener.t-polyisopren og hydrogenert -polybutadien. Ytterligere eksempler på polymerblokker egnet for anvendelse i de foretrukne B-A-B blokk-copolymerer ifølge oppfinnelsen er angitt i tabell I.
De foretrukne blokk-copolymerer dannes fortrinnsvis ved å behandle en copolymer av monovinylaren og konjugerte dien-polymerblokker for å sulfonere blokkene av monovinylarener, som styren, a-methylstyren og.blandinger derav, og hydrogenere blokkene av konjugerte dienér, som butadien eller isopren, eller blandinger derav. Hydrogeneringen av dien-polymerblokkene over-fører dem til i det vesentlige de ekvivalente til a-olefin-polymerblokker og gir således én betraktelig økning i kjemisk stabilitet. Eksempelvis overfører hydrogener ingen av en isopren-polymerblokk den til i det vesentlige en ethylen-propylen-gummi-blokk. Typiske polymerer som kan anvendes som utgangsmaterialer for å fremstille de foretrukne blokk-copolymerer ifølge oppfinnelsen, omfatter polyisopren-polystyren-polyisopren-blokk-copolymerer, eller ^polyisopren-poly-a-methylstyren-polyisopren-blokk-copolymerer. De gjennomsnittlige molekylvekter av de indi-viduelle blokker er fortrinnsvis i de ovennevnte områder. Slike blokk-copolymerer kan'fremstilles ved rekkefølgeprosesser eller ved koblingsprosesser, som dem som anvendes ved kjente metoder i t eknikken.
Det er fordelaktig selektivt å hydrogenere og derpå sulfoneré ved fremstilling av foreliggende copolymerer fra de ovennevnte typer av utgangsmateriale. Den selektive hydrogenering kan utføres i nærvær av katalysatorer for å.binde hydrogenatomer til de konjugerte dienbindinger uten særlig å påvirke umetningen av monovinylaren-polymerblokker. Særlig egnede katalysatorer er produktene fra reduksjon av et metall av gruppen bestående av cobolt , nikkel, mangan, molybden eller blandinger av dem. En slik selektiv hydrogenering 'inaktiverer de konjugerte dien-polymerblokker og gjør dem relativt inerte overfor en sulfoneringsreaksjon. Skjønt andre måter for å utføre en slik inaktivering kan anvendes, foretrekkes den selektive hydrogenering.
De selektivt hydrogénerte blokk-copolymerer sulfoneres selektivt for å binde sulfonatgrupper til de aromatiske grupper. Sulfoneringen utføres fortrinnsvis med copolymeren oppløst eller dispergert i et inert medium, som et halogenalken ved en temperatur fra ca. -10° til 100°C. Diklormethan eller diklorpropan eller lignende, er passende oppløsningsmidler. Passende sulfonerings-midler omfatter addisjonsforbindelsene av svov eltrioxyd med tri-alkylfosfat er, som et triethylfosfat oppløst i 1,2-diklorethan. Sulfoneringen utføres fortrinnsvis i den utstrekning at der bindes minst ca. 0,8 til i det vesentlige 2,0 sulfonsyregrupper pr. styrenenhet.
Fremgangsmåtene beskrevet i US patent 3.577-357 er særlig egnet så lenge som de modifiseres for å gi en anordning av vann--oppløselige og vann-uoppløselige polymerblokker (som en B-A-B rekke av blokker) med de ovenfor angitte molekylvekter , for å skaffe en i det vesentlige fullstendig vannoppløselig blokk-copolymer som virker som et viskositetsøkende middel i en vandig væske. Særlig egnede hydrogéneringsmetoder er mere fullstendig beskrevet i US patent 3-595.942.
For anvendelse når de kjemiske stabilitetskrav er relativt lave, f.eks. hvor reservoartemperaturen er under 6o°C, kan blokk-copolymerene anvendt i foreliggende fremgangsmåte, inneholde polymerkjeder med forskjellige typer av bindinger, som ether-, amid- eller lignende bindinger. Slike reservoarer kan ha relativt lave temperaturer og/eller ol jef ort rengningsopers jonene. kan kreve bare relativt kort oppholdstid av den oljefort rengende væske i reservoaret. i slike situasjoner kan passende blokk-copolymerer inneholde en blanding av polyethylenoxyd-vannoppløselige blokker og polyoxypropylenoxyd-vann-uoppløselige polymerblokker. Slike blokk-copolymerer har vært foreslått som overflateaktive midler eller geldannende materialer i US patent 3-203.955 og 3.639-574-Slike copolymerer som er egnet for foreliggende fremgangsmåte, kan fremstilles ved fremgangsmåten beskrevet i de nevnte patenter så lenge som størrelsen og de relative forhold av de vannoppløselige og vann-uoppløselige polymerblokker er avpasset til å gi en vann-oppløselig copolymer og å være i det. vesentlige innenfor de ovenfor angitte molekylvektsområder.
Temperaturen av et underjordisk reservoar i hvilket olje skal fortrenges, kan bestemmes på en rekke måter. Eksempelvis kan reservoartemperaturen være kjent fra logger og andre data fra brønnen som skal behandles for lignende brønner i det samme eller nærliggende felt. Reservoartemperaturen kan bestemmes ved å måle temperaturen av væsken i brønnen inntil formasjonen eller fluidum produsert fra brønnen, eller lignende.
Injisérbarheten av reservoaret kan likeledes bestemmes ved hjelp av tidligere eller løpende utførte malinger i brønnen som skal behandles og/eller slike målinger i andre brønner som er representative. Uttrykket "reservoarinjiserbarhet" er her anvendt for å betegne injisérbarheten i eller rundt en brønn som behandles ved en injeksjon eller produksjon ay fluidum gjennom brønnen. En. slik injiserbarhet påvirkes av permeabiliteten av perforeringer, gruspakninger, etc., inne i brønnen.
Som kjent for fagfolk, vil når reservoarinjiserbarheten er relativt lav, en relativt høy grad av skjær uunngåelig bli meddelt . til en væske som injiseres meden økonomisk godtagbar. hastighet. Behovet for skjærstabilitet i en vannfortykkende polymer økes på grunn av behovet for en relativt hurtig injeksjonshastighet, som 500 1 pr. dag pr. 30 cm, inn i et reservoar med moderat injiserbarhet , som 100 millidarcy, eller et behov for en moderat injeksjonshastighet, som 100 1 pr. dag pr. 30 cm, i et reservoar med lav injiserbarhet, som 25 millidarcy..
I alminnelighet bør, ved fortrengning av en olje i en underjordisk reservoarformasjon ved å injisere en viskos it et søkende vandig oppløsning, den effektive viskositet (eller det resiproke av mobiliteten innen reservoaret) være minst i det vesentlige lik og fortrinnsvis større enn den for reservoaroljen og/eller en eventuell oljefortrengende væske (som et vandig eller olje-eksternt overflateaktivt system) som injiseres foran den viskositet søkende oppløsning. I foreliggende fremgangsmåte bør konsentra-sjonen av de reser.voaravpassende blokk-copolymerer være av størr-elsesorden fra ca. 10 til 10.000 vektdeler copolymer pr. million vektdeler oppløsning. En slik konsentrasjon gir viskositeter av størrelsesorden fra ca. 2 til 50 centipoise ved værelsetemperatur i vann som kan inneholde forskjellige mengder oppløste salter.. Slike viskositeter er vanligvis tilstrekkelige til å gi virksomme fortrengninger av en reservoarolje.
I alminnelighet kan de oljefortrengende væsker ifølge oppfinnelsen med fordel anvendes i oljefortrengningsoperasjoner
og/eller oljeutvinningsoperasjoner i forbindelse med i det vesentlige hvilket som helst av de konvensjonelt anvendte vannflømnings-tilsetninger og/eller andre tilsetningsmidler, som overflateaktive systemer eller bestanddeler; ofringsabsorberte oppløselige stoffer som carbonater, polyfosfater og lignende; pH-innstillende materialer, etc. Væskene ifølge foreliggende oppfinnelse er særlig nyttige i en kjemisk flømningsoljeutvinningsprosess i hvilken en plugg av overflateaktivt system injiseres foran (eller dets overflateaktive komponenter oppløses i) en porsjon av foreliggende oljefortrengningsvæske. Uttrykket "oljefortrengningsvæske" eller "fortrengningen av olje" i et reservoar er brukt om en slik opera-sjon hvor oljen som fortrenges, bringes i kontakt med enten den oljefortrengende væske eller et overflateaktivt middel som inneholder eller går foran en slik væske.

Claims (6)

1. Fremgangsmåte ved fortrengning av fluidum i et underjordisk reservoar ved hjelp av en fortykket vandig oppløsning, karakterisert ved trinnene: oppløsningen dannes ved å oppløse en i det vesentlige vann-oppløselig blokk-copolymer i en vandig væske i en mengde_ som gir en valgt oppløsningsviskositet ved reservoartemperaturen; som den oppløste blokk-copolymer anvendes en som inneholder relativt vannoppløselige og relativt vann-uoppløselige polymerblokker i hvilke sammensetningene og forholdene er slik at. molekylene av blokk-copolymeren har en valgt grad av skjær- og kjemisk stabilitet ved reservoartemperaturen; og oppløsningen injiseres i reservoaret.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den gjennomsnittlige molekylvekt av de vannoppløselige blokker av blokk-copolymeren er fra 100.000 til 2.000.000, og den gjennomsnittlige molekylvekt av de.vann-uoppløselige blokker av blokk-copolymeren er fra 1.000 til 10.000.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at det gjennomsnittlige blokk-copolymermoleky1 inneholder en relativt vannoppløselig sentralblokk beliggende mellom et' par relativt vann-uoppløselige endeblokker «
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1-3,. karakterisert ved at blokk-copolymeren er en i det vesentlige lineær blokk-copolymer.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1-3, karakterisert ved at de relativt vannoppløse-lige polymerblokker er sulfonerte polyvinylaren-blokker og de relativt vann-uoppløselige polymerblokker er a-olefin-elastomere polymerblokker.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1-3, karakterisert ved at de relativt vannoppløse-lige polymerblokker er blokker av sulfonert polystyren eller poly- a-methylstyren, og de relativt vann-uoppløselige blokker er blokker av selektivt hydrogenerte polymerer av butadien eller is.opren.
NO761154A 1975-04-07 1976-04-05 NO761154L (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US05/566,006 US3984333A (en) 1975-04-07 1975-04-07 Oil-displacing aqueous solution thickened with reservoir-tailored block copolymer

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO761154L true NO761154L (no) 1976-10-08

Family

ID=24261054

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO761154A NO761154L (no) 1975-04-07 1976-04-05

Country Status (6)

Country Link
US (1) US3984333A (no)
CA (1) CA1073653A (no)
DE (1) DE2614630A1 (no)
GB (1) GB1537097A (no)
NL (1) NL7603513A (no)
NO (1) NO761154L (no)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4110232A (en) * 1977-04-15 1978-08-29 Mobil Oil Corporation Waterflooding process employing cationic-nonionic copolymers
US4120801A (en) * 1977-05-23 1978-10-17 Mobil Oil Corporation Waterflooding process employing anionic-nonionic copolymer
US4086171A (en) * 1977-05-23 1978-04-25 Shell Oil Company Lubricating composition having a selectively sulfonated and hydrogenated block copolymer viscosity-index improver
US4222881A (en) * 1978-05-01 1980-09-16 Mobil Oil Corporation Oil recovery process involving the injection of thickened water
US4814096A (en) * 1981-02-06 1989-03-21 The Dow Chemical Company Enhanced oil recovery process using a hydrophobic associative composition containing a hydrophilic/hydrophobic polymer
US4432881A (en) * 1981-02-06 1984-02-21 The Dow Chemical Company Water-dispersible hydrophobic thickening agent
US4529522A (en) * 1982-09-30 1985-07-16 Mobil Oil Corporation Alkyl sulfonates of polyvinyl alcohol as viscosifiers in saline solutions
CA1215383A (en) * 1982-12-29 1986-12-16 Jan Bock Water soluble block polymers
US4540498A (en) * 1983-05-31 1985-09-10 The Standard Oil Company Block copolymers for enhanced oil recovery
US4505827A (en) * 1983-09-19 1985-03-19 The Dow Chemical Company Triblock polymers of the BAB type having hydrophobic association capabilities for rheological control in aqueous systems
US4524175A (en) * 1984-04-16 1985-06-18 The Dow Chemical Company Water-in-oil emulsions of hydrophobe association polymers
US4776398A (en) * 1985-01-31 1988-10-11 Mobil Oil Corporation Oil reservoir permeability control
US5003006A (en) * 1985-01-31 1991-03-26 Mobil Oil Corporation Oil reservoir permeability control
US4653585A (en) * 1985-01-31 1987-03-31 Mobil Oil Corporation Oil reservoir permeability control
US4871021A (en) * 1987-01-16 1989-10-03 Mobil Oil Corporation Block copolymers useful for enhanced oil recovery processes
US5103909A (en) * 1991-02-19 1992-04-14 Shell Oil Company Profile control in enhanced oil recovery
US5234604A (en) * 1991-02-26 1993-08-10 Betz Laboratories, Inc. Water soluble block copolymers and methods of use therof
US5182331A (en) * 1991-02-26 1993-01-26 Betz Laboratories, Inc. Water soluble block copolymers and methods of use thereof
US5488083A (en) * 1994-03-16 1996-01-30 Benchmark Research And Technology, Inc. Method of gelling a guar or derivatized guar polymer solution utilized to perform a hydraulic fracturing operation
US5744563A (en) * 1995-08-11 1998-04-28 American Envirocare Inc Mannich base copolymer and method for making it
GB2335428B (en) * 1998-03-20 2001-03-14 Sofitech Nv Hydrophobically modified polymers for water control
US8003577B2 (en) * 2007-03-22 2011-08-23 Schlumberger Technology Corporaton Method of treating subterranean formation with crosslinked polymer fluid
CA2742119C (en) 2008-11-01 2018-05-29 Novomer, Inc. Polycarbonate block copolymers
US20110315916A1 (en) * 2010-06-29 2011-12-29 Dow Global Technologies Inc. Curable composition
US11180609B2 (en) 2018-08-02 2021-11-23 Saudi Aramco Technologies Company Sustainable polymer compositions and methods
CN114478906B (zh) 2020-10-26 2023-05-02 中国石油化工股份有限公司 一种聚丙烯酰胺基对称支化聚合物型表面活性剂及其制备方法和应用

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3116791A (en) * 1957-12-10 1964-01-07 Union Oil Co Secondary recovery of petroleum
US3101374A (en) * 1958-08-19 1963-08-20 Wyandotte Chemicals Corp Polyoxyalkylene surface active agents having heteric polyoxyethylene solubilizing chains
US3085063A (en) * 1959-12-30 1963-04-09 Jersey Prod Res Co Secondary recovery waterflooding technique
US3203955A (en) * 1962-10-09 1965-08-31 Wyandotte Chemicals Corp Surface active mixtures of polyoxyalkylene compounds having a single heteric polyoxypropylene-polyoxyethylene chain
US3639574A (en) * 1967-10-25 1972-02-01 Basf Wyandotte Corp Stable hydrogen peroxide gels
US3577357A (en) * 1968-11-29 1971-05-04 Shell Oil Co Selectively sulfonated block copolymers
US3634305A (en) * 1969-08-08 1972-01-11 Wyandotte Chemicals Corp Water-soluble compositions resistant to shear degradation of the polymer thereof
US3776310A (en) * 1971-05-06 1973-12-04 Marathon Oil Co Polyalkeneoxides and polyvinyl-pyrrolidones mobility control agent and process
US3747676A (en) * 1971-10-29 1973-07-24 C Norton Oil recovery with methylolated polyacrylamide thickener

Also Published As

Publication number Publication date
GB1537097A (en) 1978-12-29
NL7603513A (nl) 1976-10-11
DE2614630A1 (de) 1976-10-21
US3984333A (en) 1976-10-05
CA1073653A (en) 1980-03-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO761154L (no)
CA1085599A (en) Waterflooding employing amphoteric surfactants
McAuliffe Oil-in-water emulsions and their flow properties in porous media
US4569393A (en) CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction
US5103909A (en) Profile control in enhanced oil recovery
US4120358A (en) Surfactant oil recovery method for use in high temperature formations containing water having high salinity and hardness
US4222881A (en) Oil recovery process involving the injection of thickened water
NO169739B (no) Fremgangsmaate til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon
US3882938A (en) Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs
HU191239B (en) Method for gaining oil from underground sites by emulsion flushing
CN103820095B (zh) 羟磺基甜菜碱粘弹表面活性剂及其在三次采油中的应用
NO301611B1 (no) Fremgangsmåte for modifisering av permeabiliteten i en undergrunnsformasjon
CN104399405B (zh) 芳基烷基聚氧乙烯醚磺基甜菜碱表面活性剂及制法和应用
CN110484229A (zh) 一种用于低渗透油藏的复合驱油体系及其制备和应用方法
CN111334276A (zh) 一种适用于高温低盐油藏的驱油剂及驱油方法
CN102533240B (zh) 一种高温油藏复合调驱剂,其制备方法及其应用
CA1184023A (en) Oil recovery by surfactant-alcohol waterflooding
US3613789A (en) Method using micellar dispersions in multiple fracturing of subterranean formations
CN104277808B (zh) 驱油用表面活性剂及其制备方法
WO1994016195A1 (en) Polymer enhanced foams for reducing gas coning
GB2246804A (en) Profile control in subterranean formations
US3952806A (en) Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation
US4371444A (en) Process for secondary recovery
US3399725A (en) Water flooding process for the recovery of petroleum and improved water flooding process
US3776310A (en) Polyalkeneoxides and polyvinyl-pyrrolidones mobility control agent and process