RU2727986C1 - Состав для вытеснения нефти - Google Patents
Состав для вытеснения нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2727986C1 RU2727986C1 RU2020105352A RU2020105352A RU2727986C1 RU 2727986 C1 RU2727986 C1 RU 2727986C1 RU 2020105352 A RU2020105352 A RU 2020105352A RU 2020105352 A RU2020105352 A RU 2020105352A RU 2727986 C1 RU2727986 C1 RU 2727986C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- water
- polyacrylamide
- oil displacement
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title abstract description 9
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 claims abstract description 13
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical compound ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000008030 superplasticizer Substances 0.000 description 1
- 239000002966 varnish Substances 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к составам для вытеснения нефти на основе частично гидролизованных полимеров акриламида. Изобретение содержит состав для вытеснения нефти. Состав включает частично гидролизованный полиакриламид и модификатор реологии. В качестве модификатора реологии выступает гидрофобно-гидрофильный модифицированный поликарбоксилатный эфир. Массовое соотношение компонентов, %: частично гидролизованный полиакриламид - 90,0; модифицированный поликарбоксилатный эфир - 10,0. Технический результат - повышение реологических характеристик нефтевытесняющего состава при высоких сдвиговых напряжениях как в пресных, так и в минерализованных водах. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для вытеснения нефти на основе частично гидролизованных полимеров акриламида, и направлено на повышение реологических свойств нефтевытесняющего реагента в пластовых условиях.
Вытеснение вязких нефтей водой сопровождается быстрым прорывом воды в продуктивные скважины при разработке даже сравнительно однородных пластов, результатом чего является их низкая нефтеотдача. Для повышения эффективности вытеснения нефти применяют способы, позволяющие искусственно снижать соотношение вязкости нефти к вязкости воды путем загущения воды химическими реагентами. Одним из таких реагентов является синтетический высокомолекулярный частично гидролизованный полиакриламид (ГПАА).
Применение ГПАА в технологиях повышения нефтеотдачи наряду с большими преимуществами имеет существенные недостатки. Одним из них является нестабильность вязкостных свойств водных растворов ПАА, вызванная тем, что в условиях пласта макромолекулы подвергаются совместному воздействию температур, давлений, сдвиговых напряжений, растворенных в воде солей. Результатом этих воздействий является, как правило, снижение вязкости растворов ГПАА, ухудшение их реологических характеристик, снижение эффективности применения.
Известно много способов защиты водных растворов ГПАА, направленных на сохранение реологических характеристик в условиях нефтедобычи, с использованием добавок различного механизма действия.
Известны, например, составы на основе водных растворов частично гидролизованного полиакриламида, стабилизированные введением в раствор различных органических веществ. В качестве органических веществ используют этанол (SU №1754741, опубл. 15.08.1991), мочевину (Патент RU №2350635, опубл. 27.03.2009), неионогенные поверхностно-активные вещества (SU №1594958, опубл. 23.02.1990), полигексаметиленгуанидин (SU №1716861, опубл. 20.08.1995), гидроксиламин (Патент RU №2069677, опубл. 27.11.1996).
Недостатком известных составов является относительно низкая эффективность стабилизации. Кроме того, вещества, используемые в этих составах, либо изменяют структуру и свойства полиакриламида, оказывая неблагоприятное влияние на свойства его растворов, либо нетехнологичны в применении.
Наиболее близкой по химической сущности к предлагаемому решению является биполимерная композиция (Патент RU №2358985, опубл. 20.06.2009), включающая смесь частично гидролизованного полиакриламида и гидрофобно-гидрофильного амид-имидного полимера.
Известный состав используется в качестве флокулянта для очистки промышленных вод.
Целью настоящего изобретения является разработка аналогичного биполимерного нефтевытесняющего состава, с улучшенными реологическими характеристиками при высоких сдвиговых напряжениях как в пресных так и в минерализованных водах.
Поставленная цель и указанный технический результат достигаются предлагаемым составом для вытеснения нефти, включающем в себя частично гидролизованный полиакриламид и модификатор реологии, где в качестве модификатора реологии используют гидрофобно-гидрофильный модифицированный поликарбоксилатный эфир (ПК), при следующем соотношении компонентов, мас. %,:
- Частично гидролизованный полиакриламид - 90,0;
- Модифицированный поликарбоксилатный эфир - 10,0.
Приведенный состав для вытеснения нефти является оптимальным. Уменьшение содержания ПК в составе приводит к снижению его эффективности, увеличение содержания ПК в составе приводит к ухудшению растворимости в воде.
В качестве ГПАА могут быть использованы водорастворимые полиакриламиды отечественного или зарубежного производства с молекулярной массой 10-25 млн. ед., и степенью гидролиза 10-30%.
Модифицированный поликарбоксилатный эфир - это гребнеобразный неионогенный сополимер со средней молекулярной массой (15-50)×103 ед., состоящий из длинной основой гидрофильной поликарбоксилатной цепи и боковых гидрофобных алкиленоксидных цепей определенной длины.
Используется как поликарбоксилатный суперпластификатор для сухих строительных смесей и тампонажных цементных растворов. Выпускается по ТУ 2458-015-14023401-2012, ООО «Химпром», г. Пермь, марка WellFix-Р-100, в виде порошка белого цвета, хорошо растворимого в воде.
В последние годы широко исследуются гидрофобно-модифицированные полиакриламиды, основные цепи которых растворимы в воде, но содержат небольшое количество боковых или концевых неполярных групп, нерастворимых в воде. Исследования заключаются в переводе неассоциативного полиакриламидного загустителя в ассоциативный загуститель. В водных растворах такие полимеры подвергаются межмолекулярной ассоциации, благодаря чему раствор проявляет улучшенные вязкостные свойства. Получение их предусматривает сложный синтез химической сополимеризации различных мономеров.
С потребительской и экономической точек зрения основными недостатками гидрофобно-модифицированных полиакриламидов, получаемых путем синтеза, являются их высокая стоимость и трудность при работе с ними, выраженная в том, что при прочном ковалентном химическом соединении макромолекул основной полимерной цепи с гидрофобными неполярными макромолекулами, как правило, образуются трудно растворимые в воде соединения с проблемной закачкой их в пористую среду.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что для загущения воды используется комбинация двух полимеров - ассоциативного и неассоциативного, имеющих различные реологические свойства и различные «механизмы загущения».
Поставленная задача решается путем поиска оптимального баланса двух механизмов загущения и реологического поведения полимеров в водных растворах.
Данный подход успешно реализуется во многих областях промышленности (лакокрасочной, пищевой, медицинской и др.), когда для получения полимерных композиций с заданными реологическими и вязкостными характеристиками используют метод подбора оптимальных смесей полимеров, а не прибегают к сложному способу химической сополимеризации.
В предлагаемом составе изменение реологических и вязкостных характеристик частично гидролизованного полиакриламидного раствора удалось достичь добавкой гидрофобно-ассоциирующего поликарбоксилатного эфира. Являясь неионогенным полимером, он не чувствителен к минерализации.
Известно, что гидрофобно-ассоциирующие полимеры обладают уникальной способностью повышать вязкость растворов при возрастании скорости или напряжения сдвига. Это явление связано с повышением ориентации гидрофобных групп при резком возрастании скорости сдвига.
Кроме того, поликарбоксилатный эфир, благодаря наличию в молекуле электроотрицательных атомов кислорода способен в водных растворах смеси полимеров к образованию достаточно прочных водородных, но гораздо более мобильных (способных к разрушению и восстановлению), чем ковалентные, связей с гидроксильными группами частично гидролизованного полиакриламида.
В результате этого образуется биполимер с сильно разветвленной структурой, обеспечивающий значительное повышение эффективной вязкости растворов независимо от минерализации воды.
Таким образом, техническим результатом предлагаемого изобретения, является повышение реологических характеристик нефтевытесняющего состава при высоких сдвиговых напряжениях как в пресных так и в минерализованных водах.
Для подтверждения эффективности использования предлагаемого состава для вытеснения нефти, в лаборатории были проведены исследования вязкостных характеристик растворов на минерализованной и пресной водах полиакриламида и смеси полиакриламида с поликарбоксилатом для сравнения их загущающей способности. Исследования проводили при простом сдвиговом течении в свободном объеме с использованием ротационного вискозиметра Брукфильда при минимальной скорости сдвига 0,122 с-1 (моделирование низких сдвиговых напряжений) и максимальной скорости сдвига 122,0 с-1 (моделирование высоких сдвиговых напряжений).
Реологические данные, полученные при сдвиговом течении, позволяют прогнозировать поведение полимерного раствора в пористой среде.
Предлагаемый состав для вытеснения нефти готовили тщательным перемешиванием сухих порошкообразных компонентов:
- ГПАА - 90,0 г;
- WellFix-Р-100 - 10,0 г.
Для приготовления растворов использовали в качестве пресной воды - модель волжской воды с общей минерализацией 0,32 г/дм3. В качестве минерализованной воды - модель пластовой воды с общей минерализацией 110,0 г/дм3.
В качестве ГПАА для проведения лабораторных экспериментов использовали полиакриламид марки FP-107, фирма-производитель ООО «СНФ Балтреагент», с молекулярной массой 15 млн. ед. и степенью гидролиза 14%.
Концентрации для проведения испытаний составили 0,05; 0,1 и 0,2 мас. %, диапазон концентраций, наиболее часто используемый в технологиях увеличения охвата пласта заводнением.
Результаты проведенных экспериментов представлены в таблице 1.
Как видно из представленных в таблице 1 результатов испытаний, использование предлагаемого состава для вытеснения нефти в сравнении с чистым ГПАА позволяет повысить вязкость растворов при низкой скорости сдвига на 40-50%, при высокой скорости сдвига на 80-90% (эксп. №2, 4, 6, 8, 10, 12 табл. 1).
Для подтверждения эффективности предлагаемого полимерного нефтевытесняющего состава в пористой среде, были проведены фильтрационные эксперименты с растворами ГПАА и ГПАА с поликарбоксилатом WellFix-Р-100.
Лабораторные испытания проводили в соответствии с ОСТ 39-195-86 на фильтрационной установке постоянного расхода с использованием естественного дезагрегированного песчаного керна, с моделированием проницаемости 2,0±0,2 мкм2.
Керн предварительно насыщали нефтью с вязкостью 24 μПа⋅с. Далее керн отмывали водой до достижения полной обводненности вытесняемой жидкости (имитация процесса заводнения). Определяли остаточную нефтенасыщенность кернов (Кв).
В керн с остаточной нефтенасыщенностью закачивали 0,3 объема пор раствора полимера. Определяли фактор сопротивления (R).
Затем раствор полимера вытесняли той же водой до предельной обводненности выходящих проб. Определяли остаточный фактор сопротивления (Rост.). По количеству вытесненной нефти (Кс) определяли прирост коэффициента нефтеотдачи по формуле:
Кн=(Кв-Кс), где:
Кн - коэффициент прироста нефтеотдачи;
Кс - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, после закачки составов;
Кв - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, после закачки воды;
Результаты проведенных экспериментов приведены в таблице 2.
Полученные результаты показывают высокую эффективность вытеснения нефти из модели пласта. Прирост коэффициента нефтеотдачи составил 13-17%, а остаточный фактор сопротивления в среднем выше в 2-3 раза по сравнению с растворами ГПАА (эксп. №2, 4, 6, 8, 10, 12 табл. 2). Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны.
Приготовление сухой смеси состава осуществляют в заводских условиях и поставляют на промысел в виде готового продукта.
Способ разработки нефтяного пласта с использованием предлагаемого состава осуществляют следующим образом.
Выбирают участок нефтяной залежи для закачки полимерной оторочки. В зависимости от геологических условий пласта и вязкости нефти определяют концентрацию полимера и объем закачиваемой оторочки.
С помощью соответствующего оборудования (стационарных узлов приготовления растворов полимеров, насосных агрегатов и технических средств по закачке полимеров) в выбранные нагнетательные скважины закачивают полимерный раствор. Способ приготовления закачиваемого раствора не влияет на эффективность технологии (возможны различные варианты приготовления растворов полимеров в воде с последующей закачкой в скважину). После окончания закачки полимеров осуществляют заводнение пласта водой месторождения.
Использование заявляемого состава позволит расширить ассортимент реагентов, применяемых для вытеснения нефти из пласта, а также повысить эффективность использования ГПАА в процессах вытеснения нефти.
Claims (2)
- Состав для вытеснения нефти, включающий в себя частично гидролизованный полиакриламид и модификатор реологии, отличающийся тем, что в качестве модификатора реологии содержит гидрофобно-гидрофильный модифицированный поликарбоксилатный эфир, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
Частично гидролизованный полиакриламид 90,0 Модифицированный поликарбоксилатный эфир 10,0
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020105352A RU2727986C1 (ru) | 2020-02-04 | 2020-02-04 | Состав для вытеснения нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020105352A RU2727986C1 (ru) | 2020-02-04 | 2020-02-04 | Состав для вытеснения нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2727986C1 true RU2727986C1 (ru) | 2020-07-28 |
Family
ID=72085243
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020105352A RU2727986C1 (ru) | 2020-02-04 | 2020-02-04 | Состав для вытеснения нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2727986C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2078772C1 (ru) * | 1992-07-23 | 1997-05-10 | Эдуард Никанорович Телешов | Способ получения высокомолекулярного частично гидролизованного полиакриламида |
| RU2358995C1 (ru) * | 2007-12-14 | 2009-06-20 | Институт угля и углехимии Сибирского отделения Российской Академии Наук (ИУУ СО РАН) | Композиция флокулянта на основе полиакриламида |
| RU2398959C2 (ru) * | 2004-12-03 | 2010-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк | Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) |
| WO2015108900A1 (en) * | 2014-01-16 | 2015-07-23 | Shell Oil Company | Process and composition for producing oil |
| RU2590914C2 (ru) * | 2010-03-31 | 2016-07-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Текучая среда для обслуживания скважин |
| RU2708734C2 (ru) * | 2014-11-18 | 2019-12-11 | Басф Се | Способ добычи нефти |
-
2020
- 2020-02-04 RU RU2020105352A patent/RU2727986C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2078772C1 (ru) * | 1992-07-23 | 1997-05-10 | Эдуард Никанорович Телешов | Способ получения высокомолекулярного частично гидролизованного полиакриламида |
| RU2398959C2 (ru) * | 2004-12-03 | 2010-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк | Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) |
| RU2358995C1 (ru) * | 2007-12-14 | 2009-06-20 | Институт угля и углехимии Сибирского отделения Российской Академии Наук (ИУУ СО РАН) | Композиция флокулянта на основе полиакриламида |
| RU2590914C2 (ru) * | 2010-03-31 | 2016-07-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Текучая среда для обслуживания скважин |
| WO2015108900A1 (en) * | 2014-01-16 | 2015-07-23 | Shell Oil Company | Process and composition for producing oil |
| RU2708734C2 (ru) * | 2014-11-18 | 2019-12-11 | Басф Се | Способ добычи нефти |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| САВИНОВА М.В., Синтез, термочувствительные и загущающие свойства гидрофобно-модифицированных водорастворимых (мет)акриловых полимеров, Диссертация на соискание ученой степени кандидата химических наук, ФГБОУ ВО НГТУ им. Р.Е. Алексеева, ДПИ, Нижний Новгород, 2019, с.106-111, Найдено в Интернет: <https://diss.unn.ru/files/2019/976/diss-Savinova-976.pdf>. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Taylor et al. | Water-soluble hydrophobically associating polymers for improved oil recovery: A literature review | |
| Hou et al. | The role of viscoelasticity of alkali/surfactant/polymer solutions in enhanced oil recovery | |
| US10040987B2 (en) | Polymers for enhanced hydrocarbon recovery | |
| EP3420047B1 (en) | Hydrazide crosslinked polymer emulsions for use in crude oil recovery | |
| US4709759A (en) | Enhanced oil recovery with hydrophobically associating polymers containing N-vinyl-pyrrolidone functionality | |
| US20120035085A1 (en) | Drag-reducing copolymer compositions | |
| US20050164894A1 (en) | Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations | |
| DE19926355A1 (de) | Wasserlösliche Mischpolymere und ihre Verwendung für Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas | |
| EP2348089A1 (en) | Water-soluble polymers for oil recovery | |
| FR2826015A1 (fr) | Solutions aqueuses de polymere qui viscosifient de maniere reversible ou se transforment en gel de maniere reversible, sous l'effet d'un cisaillement | |
| EA025764B1 (ru) | Способ и флюид для обработки подземного пласта | |
| WO2011147054A1 (zh) | 一种树枝状梳形聚合物增稠剂及其制备和应用 | |
| Mukhametgazy et al. | Salt tolerant acrylamide-based quenched polyampholytes for polymer flooding | |
| CN115386047A (zh) | 油气井抗高温盐水基压裂液稠化剂用聚合物 | |
| RU2727986C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти | |
| US9598631B2 (en) | Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability | |
| CN108949124A (zh) | 一种成胶聚合物及其制备方法、聚合物弱凝胶钻井液 | |
| Yan et al. | A water-soluble oil-displacing agent with tracer properties for enhancing oil recovery | |
| CN117208964A (zh) | 一种官能化二硫化钼纳米片及其制备方法和应用 | |
| CN115368882B (zh) | 一种油田用相渗调节剂及其制备方法 | |
| CN114940730B (zh) | 一种自适应性的疏水缔合聚合物的制备方法以及在压裂液上的应用 | |
| CN113788911A (zh) | 一种耐温耐盐多元聚合稠化剂及其制备方法 | |
| CN117412999A (zh) | 水溶性缔合两性聚合物作为地下处理的流变改性剂 | |
| WO2022056130A1 (en) | Sulfonated polymer | |
| CN115434676A (zh) | 气井泡沫排水采气用泡排剂及其使用方法 |