RU2018122762A - Малопрочные гелевые системы для повышения нефтеотдачи с помощью химических реагентов - Google Patents
Малопрочные гелевые системы для повышения нефтеотдачи с помощью химических реагентов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2018122762A RU2018122762A RU2018122762A RU2018122762A RU2018122762A RU 2018122762 A RU2018122762 A RU 2018122762A RU 2018122762 A RU2018122762 A RU 2018122762A RU 2018122762 A RU2018122762 A RU 2018122762A RU 2018122762 A RU2018122762 A RU 2018122762A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- acrylamide polymer
- acrylamide
- polymer
- water
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 41
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims 39
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 23
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 11
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 9
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 6
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 6
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 claims 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 5
- DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine Chemical compound C=CCNCC=C DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 claims 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims 4
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 4
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 claims 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims 3
- 239000000047 product Substances 0.000 claims 3
- 125000004183 alkoxy alkyl group Chemical group 0.000 claims 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 2
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims 2
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 claims 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 2
- 239000002954 polymerization reaction product Substances 0.000 claims 2
- 125000006239 protecting group Chemical group 0.000 claims 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims 1
- 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 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 claims 1
- 125000005265 dialkylamine group Chemical group 0.000 claims 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims 1
- 230000001483 mobilizing effect Effects 0.000 claims 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 1
- ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N tert-butyl prop-2-enoate Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)C=C ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 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
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Water Treatment By Sorption (AREA)
Claims (56)
1. Способ обработки скважины или подземного нефтегазоносного пласта для повышения извлечения углеводородов из пласта, который включает в себя:
введение или водорастворимого акриламидного полимера и не содержащего металлорганического сшивающего агента, или способного к сшиванию акриламидного полимера в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт;
причем акриламидный полимер и сшивающий агент или способный к сшиванию акриламидный полимер образуют текучий сшитый полимер в присутствии нагнетаемой жидкости, текущей в пласте, и текучий сшитый полимер выталкивает углеводороды из пласта, в то время как текучий сшитый полимер продолжает течь через пласт;
сшивающий агент включает в себя полимерный полиамин, который или (i) представляет собой продукт реакции полимеризации смеси, состоящей из по меньшей мере одного мономера формул II или III или его соли; или (ii) состоит из по меньшей мере одной структурной единицы формул IIA, IIIA, IIIB или IVB, при этом формулы II, III, IA, IIA, IIIA, IIIB и IVA имеют следующие структуры:
где:
R1 каждый независимо представляет собой водород, защитную группу или алкил; и
R2, R3, R4, R5, R6 и R7 каждый независимо представляют собой водород, алкил или алкоксилалкил; и
способный к сшиванию акриламидный полимер включает в себя продукт реакции полимеризации смеси, состоящей из по меньшей мере одного акриламидного мономера и по меньшей мере одного мономера формулы II или III или его соли.
2. Способ повышения эффективности охвата подземного нефтегазоносного пласта заводняющей жидкостью для повышения извлечения углеводородов из пласта, который включает в себя:
введение или водорастворимого акриламидного полимера и не содержащего металл органического сшивающего агента, или способного к сшиванию акриламидного полимера в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт, для получения сшитого полимера в зоне с высокой проницаемостью, существующей внутри пласта;
приостановление выработки углеводородов из обрабатываемого пласта на период времени, достаточный для возрастания вязкости сшитого полимера в зоне с высокой проницаемостью, так что сшитый полимер остается неподвижным внутри зоны с высокой проницаемостью для направления потока жидкости в не охваченные вытеснением зоны пласта;
после стадии приостановления введение нагнетаемой жидкости в обрабатываемый пласт для заводнения пласта, придания подвижности углеводородам и образования заводняющей жидкости; и
извлечение заводняющей жидкости, содержащей подвижные углеводороды, из скважины в виде добываемой жидкости,
причем сшивающий агент включает в себя полимерный полиамин, который или (i) представляет собой продукт полимеризации смеси, состоящей из по меньшей одного мономера формул II или III или его соли; или (ii) состоит из по меньшей мере одной структурной единицы формул IIA, IIIA, IIIB или IVA, при этом формулы II, III, IA, IIA, IIIA, IIIB и IVA имеют следующие структуры:
где:
R1 представляет собой водород, защитную группу или алкил; и
R2, R3, R4, R5, R6 и R7 каждый независимо представляют собой водород, алкил или алкоксилалкил; и
способный к сшиванию акриламидный полимер включает в себя продукт реакции полимеризации смеси, состоящей из по меньшей мере одного акриламидного мономера и по меньшей мере одного мономера формулы I, II или III или его соли.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что водорастворимый акриламидный полимер и не содержащий металлорганический сшивающий агент вводят в нагнетаемую жидкость.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что акриламидный полимер и сшивающий агент отдельно вводят в нагнетаемую жидкость.
5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что акриламидный полимер имеет молекулярную массу от около 0,05 до около 25 мегадальтон («МДа»).
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что сшивающий агент имеет молекулярную массу от около 5000 дальтон до около 25 МДа.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что сшивающий агент имеет молекулярную массу от около 0,1 до около 1,5 МДа.
8. Способ по п. 3, отличающийся тем, что массовое соотношение акриламидного полимера к сшивающему агенту варьируется от около 100:1 до около 1:100.
9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что массовое соотношение акриламидного полимера к сшивающему агенту варьируется от около 2:1 до около 60:1.
10. Способ по п. 3, отличающийся тем, что акриламидный полимер включает в себя полиакриламид или частично гидролизованный полиакриламид, имеющий степень гидролиза до около 40 мольных процентов.
11. Способ по п. 3, отличающийся тем, что акриламидный полимер содержит анионный сополимер акриламида и до около 40% мол. акриловой кислоты.
12. Способ по п. 3, отличающийся тем, что акриламидный полимер содержитанионный сополимер акриламида и до около 40% мол. 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты («AMPS»).
13. Способ по п. 3, отличающийся тем, что акриламидный полимер содержит анионный терполимер акриламида и до около 40% мол. комбинации акриловой кислоты и AMPS.
14. Способ по п. 3, отличающийся тем, что акриламидный полимер содержиттерполимер акриламида и до около 40% мол. комбинации AMPS и N-винилпирролидона («НВП»).
15. Способ по п. 3, отличающийся тем, что акриламидный полимер содержит терполимер акриламида и до около 40% мол. комбинации трет-бутилакрилата и НВП.
16. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация водорастворимого акриламидного полимера составляет от около 200 до около 2000 млн-1.
17. Способ по п. 2, отличающийся тем, что концентрация водорастворимого акриламидного полимера выше, чем 2000 млн-1.
18. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что сшивающий агент представляет собой полиамин, содержащийгомополимер или сополимер диалкиламина.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что полиамин содержитгомополимер диаллиламина.
20. Способ по п. 18, отличающийся тем, что полиаминный полимер содержитсополимер диаллиламина с акриламидом или акриловой кислотой или терполимер диаллиламина с акриламидом и акриловой кислотой.
21. Способ по п. 20, отличающийся тем, что сополимер содержит от около 0,1 до около 75% мол. диаллиламина.
22. Способ по п. 18, отличающийся тем, что полиаминный полимер содержит сополимер диаллиламина с AMPS или НВП или терполимер диаллиламина с AMPS и НВП.
23. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что концентрация сшивающего агента составляет от около 5 до около 500 млн-1.
24. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в процессе повышенного извлечения углеводородов водорастворимый акриламидный полимер и сшивающий агент непрерывно добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт.
25. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в процессе повышенного извлечения углеводородов водорастворимый акриламидный полимер и сшивающий агент периодически добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт.
26. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в процессе повышенного извлечения углеводородов водорастворимый акриламидный полимер периодически добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт, а сшивающий агент непрерывно добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт.
27. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в процессе повышенного извлечения углеводородов сшивающий агент периодически добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт, а водорастворимый акриламидный полимер непрерывно добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт.
28. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что способный к сшиванию акриламидный полимер вводят в нагнетаемую жидкость.
29. Способ по п. 28, отличающийся тем, что способный к сшиванию акриламидный полимер содержит я продукт реакции полимеризации смеси, состоящей из акриламидного мономера и диаллиламина.
30. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что способный к сшиванию акриламидный полимер вводят в нагнетаемую жидкость, и водорастворимый акриламидный полимер вводят в нагнетаемую жидкость.
31. Способ по п. 30, отличающийся тем, что водорастворимый акриламидный полимер и способный к сшиванию акриламидный полимер непрерывно добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт.
32. Способ по п. 30, отличающийся тем, что водорастворимый акриламидный полимер и способный к сшиванию акриламидный полимер периодически добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт.
33. Способ по п. 30, отличающийся тем, что водорастворимый акриламидный полимер периодически добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт, а способный к сшиванию акриламидный полимер непрерывно добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт.
34. Способ по п. 30, отличающийся тем, что способный к сшиванию акриламидный полимер периодически добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт, а водорастворимый акриламидный полимер непрерывно добавляют в нагнетаемую жидкость, поступающую в ствол скважины или пласт.
35. Способ по п. 2, отличающийся тем, что добываемую жидкость обрабатывают для извлечения углеводородов.
36. Способ п. 1 или 2, отличающийся тем, что нагнетаемая жидкость содержит морскую воду, воду водоносного слоя, попутно добываемую воду или поверхностно-активное вещество.
37. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вязкость текучего сшитого полимера увеличивается при повышенной температуре, и текучий сшитый полимер становится нетекучим, так что он остается неподвижным внутри зоны пласта с высокой проницаемостью для направления потока жидкости в неохваченные вытеснением зоны пласта.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201562258808P | 2015-11-23 | 2015-11-23 | |
| US62/258,808 | 2015-11-23 | ||
| PCT/US2016/063469 WO2017091649A1 (en) | 2015-11-23 | 2016-11-23 | Weak gel system for chemical enhanced oil recovery |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018122762A true RU2018122762A (ru) | 2019-12-25 |
| RU2018122762A3 RU2018122762A3 (ru) | 2020-04-23 |
| RU2726079C2 RU2726079C2 (ru) | 2020-07-09 |
Family
ID=58720112
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018122762A RU2726079C2 (ru) | 2015-11-23 | 2016-11-23 | Малопрочные гелевые системы для повышения нефтеотдачи с помощью химических реагентов |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10370585B2 (ru) |
| EP (1) | EP3380703A4 (ru) |
| AR (1) | AR106771A1 (ru) |
| AU (1) | AU2016359679A1 (ru) |
| BR (1) | BR112018010294A2 (ru) |
| CA (1) | CA3005976C (ru) |
| CO (1) | CO2018005362A2 (ru) |
| MX (1) | MX2018006395A (ru) |
| RU (1) | RU2726079C2 (ru) |
| WO (1) | WO2017091649A1 (ru) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10280354B2 (en) * | 2016-08-04 | 2019-05-07 | Cnpc Usa Corporation | Polymer system for fluid loss control |
| WO2018224478A1 (en) * | 2017-06-07 | 2018-12-13 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Scale inhibitor |
| CA3071631A1 (en) * | 2017-07-31 | 2019-02-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Injection fluids comprising a non-ionic surfactant for treating unconventional formations |
| US10647928B2 (en) * | 2017-11-20 | 2020-05-12 | Ecolab Usa Inc. | In-line chemical heating for in-situ generation of active chemicals |
| CN109294540B (zh) * | 2018-09-19 | 2021-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种耐高矿度的油藏深部的调剖剂及其制备方法 |
| WO2020081749A1 (en) * | 2018-10-17 | 2020-04-23 | Ecolab Usa Inc. | Crosslinked polymers for use in crude oil recovery |
| CA3124893C (en) * | 2018-12-26 | 2023-07-18 | China Petroleum & Chemical Corporation | Acrylamide copolymer and preparation method thereof and use thereof |
| CN110129013B (zh) * | 2019-05-14 | 2020-06-23 | 中国石油大学(华东) | 有机-无机复合凝胶堵漏剂及其制备方法与应用 |
| CN110483684A (zh) * | 2019-07-15 | 2019-11-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于连续性二氧化碳注入驱油工艺中防治气窜的凝胶颗粒及其制备方法 |
| CN110862812B (zh) * | 2019-11-06 | 2022-07-01 | 陕西银禾油气工程技术服务有限公司 | 一种提高油井中原油采收率的方法 |
| CN113861351B (zh) * | 2020-06-30 | 2024-07-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 抗高盐聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和应用 |
| CN111764879B (zh) * | 2020-07-08 | 2021-06-15 | 中国石油大学(华东) | 一种二元复合驱产剂窜流的评价方法 |
| CN111909305B (zh) * | 2020-07-27 | 2022-03-29 | 天津博弘化工有限责任公司 | 一种两亲分子聚合物驱油剂及其制备方法 |
| CN112341559B (zh) * | 2020-11-24 | 2023-06-20 | 长江大学 | 一种超浸润渗吸驱油剂及其制备方法 |
| CN113549438A (zh) * | 2021-08-11 | 2021-10-26 | 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 | 一种堵水剂及其制备方法和应用 |
| US11739620B1 (en) | 2022-02-18 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes |
| CN114933674A (zh) * | 2022-04-20 | 2022-08-23 | 中国地质大学（武汉） | 一种温敏可控均质交联降解凝胶颗粒及其制备方法和应用 |
| CN116410713A (zh) * | 2023-04-03 | 2023-07-11 | 成都理工大学 | 一种基于低分子量聚丙烯酰胺的交联时间可控型堵漏剂及其制备方法 |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB985084A (en) * | 1963-05-22 | 1965-03-03 | Us Rubber Co | Moulding apparatus and process for making the same |
| US3585148A (en) * | 1969-03-26 | 1971-06-15 | Nalco Chemical Co | Quaternary ammonium demulsifiers |
| US4120815A (en) * | 1977-10-25 | 1978-10-17 | Calgon Corporation | Polymeric demulsifiers |
| RU2062883C1 (ru) * | 1993-02-08 | 1996-06-27 | Институт горного дела им.А.А.Скочинского | Способ дегазации угольного пласта |
| FR2798664B1 (fr) * | 1999-09-21 | 2002-01-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode de preparation de microgels de taille controlee |
| 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 |
| US6569983B1 (en) * | 2001-12-20 | 2003-05-27 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Method and composition for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| US6787506B2 (en) * | 2002-04-03 | 2004-09-07 | Nalco Energy Services, L.P. | Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids |
| US7128148B2 (en) | 2004-04-16 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods for blocking permeability of a subterranean zone |
| US7331390B2 (en) * | 2005-05-20 | 2008-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for plugging and sealing a subterranean formation |
| US8691736B2 (en) * | 2009-06-15 | 2014-04-08 | Conocophillips Company | Swellable polymer with cationic sites |
| US8708045B2 (en) * | 2010-06-30 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multifunctional boronic acid crosslinking agents and associated methods |
| US20120138294A1 (en) | 2010-11-30 | 2012-06-07 | Sullivan Philip F | Interpolymer crosslinked gel and method of using |
| US9464504B2 (en) | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
| US9090811B2 (en) * | 2011-06-29 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers and methods for use thereof |
| EP2554558A1 (de) * | 2011-08-02 | 2013-02-06 | Lanxess Deutschland GmbH | Verfahren zur Herstellung von Nitrilkautschuken in organischen Lösungsmitteln |
| RU2485301C1 (ru) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ добычи нефти |
| FR2986034B1 (fr) | 2012-01-20 | 2016-08-12 | Snf Sas | Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une solution polymerique |
| US20140076562A1 (en) * | 2012-09-14 | 2014-03-20 | Sumit Bhaduri | Method of Reducing Water or Gas Permeability in a Subterranean Formation |
| CA2892380A1 (en) | 2012-11-26 | 2014-05-30 | Conocophillips Company | Crosslinking of swellable polymer with pei |
| WO2014116309A1 (en) | 2013-01-28 | 2014-07-31 | Conocophillips Company | Delayed gelling agents |
| CN104371061B (zh) * | 2013-08-14 | 2016-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种阳离子聚合物及其在堵漏剂中的应用 |
| US10450500B2 (en) | 2015-01-12 | 2019-10-22 | Ecolab Usa Inc. | Thermally stable polymers for enhanced oil recovery |
-
2016
- 2016-11-21 AR ARP160103563A patent/AR106771A1/es active IP Right Grant
- 2016-11-23 AU AU2016359679A patent/AU2016359679A1/en not_active Abandoned
- 2016-11-23 BR BR112018010294A patent/BR112018010294A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2016-11-23 MX MX2018006395A patent/MX2018006395A/es unknown
- 2016-11-23 RU RU2018122762A patent/RU2726079C2/ru active
- 2016-11-23 WO PCT/US2016/063469 patent/WO2017091649A1/en active Application Filing
- 2016-11-23 CA CA3005976A patent/CA3005976C/en active Active
- 2016-11-23 EP EP16869214.3A patent/EP3380703A4/en not_active Withdrawn
- 2016-11-23 US US15/360,148 patent/US10370585B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2018
- 2018-05-23 CO CONC2018/0005362A patent/CO2018005362A2/es unknown
-
2019
- 2019-06-24 US US16/449,766 patent/US10655055B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2017091649A1 (en) | 2017-06-01 |
| MX2018006395A (es) | 2018-09-05 |
| US10655055B2 (en) | 2020-05-19 |
| CA3005976C (en) | 2023-05-09 |
| EP3380703A4 (en) | 2019-06-26 |
| RU2726079C2 (ru) | 2020-07-09 |
| BR112018010294A2 (pt) | 2018-11-06 |
| CA3005976A1 (en) | 2017-06-01 |
| US20190309215A1 (en) | 2019-10-10 |
| AR106771A1 (es) | 2018-02-14 |
| CO2018005362A2 (es) | 2018-06-12 |
| AU2016359679A1 (en) | 2018-06-14 |
| US20170145292A1 (en) | 2017-05-25 |
| US10370585B2 (en) | 2019-08-06 |
| US20170362494A9 (en) | 2017-12-21 |
| RU2018122762A3 (ru) | 2020-04-23 |
| EP3380703A1 (en) | 2018-10-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2018122762A (ru) | Малопрочные гелевые системы для повышения нефтеотдачи с помощью химических реагентов | |
| RU2501830C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2502775C2 (ru) | Блоксополимеры для извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| US8871692B2 (en) | Water-soluble polymers for oil recovery | |
| US9663704B2 (en) | Process for the enhanced recovery of oil by injection of a polymer solution | |
| RU2670295C1 (ru) | Композиция и способ отбора углеводородных флюидов из подземного резервуара | |
| RU2505578C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| RU2500711C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| US10040987B2 (en) | Polymers for enhanced hydrocarbon recovery | |
| CN102304200B (zh) | 一种交联聚合物微球及其制备方法 | |
| CN103910830B (zh) | 一种水溶性支化聚合物及其制备方法与应用 | |
| CN104844765B (zh) | 一种超支化聚合物驱油剂及其制备方法 | |
| EA025764B1 (ru) | Способ и флюид для обработки подземного пласта | |
| CN105646774A (zh) | 一种疏水缔合聚合物及其制备方法 | |
| CN105601805A (zh) | 一种疏水缔合聚合物及其制备方法 | |
| CN102391849B (zh) | 一种咪唑类聚合物驱油剂及其合成方法 | |
| CN103320111A (zh) | 一种am/aa/nvp/yeml四元聚合物驱油剂及其合成方法 | |
| Li et al. | Intrinsic viscosity, rheological property, and oil displacement of hydrophobically associating fluorinated polyacrylamide | |
| CN109867746B (zh) | 一种抗盐减阻剂、其制备方法及用途 | |
| Elgibaly et al. | Visco-Elastic Surfactant Improves Sweep Efficiency and Interfacial Tension in Chemical Flooding | |
| US20210171820A1 (en) | Delayed Gelation Polymer System | |
| CN112279962A (zh) | 一种用作稠油驱油剂的三元聚合物及其制备方法 | |
| EA043668B1 (ru) | Способ получения композиции, содержащей водорастворимый (со)полимер, инкапсулированный в оболочке, и применение такой композиции в добыче нефти и газа со вспомогательными средствами |