NO751642L - - Google Patents
Info
- Publication number
- NO751642L NO751642L NO751642A NO751642A NO751642L NO 751642 L NO751642 L NO 751642L NO 751642 A NO751642 A NO 751642A NO 751642 A NO751642 A NO 751642A NO 751642 L NO751642 L NO 751642L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- polymer
- water
- aminomethylated
- polyacrylamide
- polymers
- Prior art date
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 13
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 4
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 3
- ZHCGVAXFRLLEFW-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)CNC(=O)C=C ZHCGVAXFRLLEFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 6
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 4
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical group NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- OMNKZBIFPJNNIO-UHFFFAOYSA-N n-(2-methyl-4-oxopentan-2-yl)prop-2-enamide Chemical compound CC(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C OMNKZBIFPJNNIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 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
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 150000004764 thiosulfuric acid derivatives Chemical class 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
-
- Y—GENERAL 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
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)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår utvinningen av petroleum fra underjordiske oljeforen.de formasjoner.
Mere spesielt .angår oppfinnelsen en vannflommings-fremgangsmåte ved hvilken der som flommingsmedium anvendes en vandig opplosning av en aminornethylert, vannopploselig polymer for å opprettholde og oke opplosningsviskositeten av polymeren.
I den sekundære og tertiære utvinning av petroleum
ved vannflomming har det vært foreslått å anvende vandige medier som er gjort mere viskose enn vanlig vann eller saltlake ved å inkorporere deri vannopplbselige midler som hoymolekylære, vannopploselige polymerer. Mange polymerer vil imidlertid når de er i vandige opplosninger, undergå molekylvekt sned "brytning eller nedbygning. Fortyrinede polymeropplosninger er mere utsatt for nedbrytning enn opplosninger av hoyere konsentrasjoner av polymeren. Nedbrytningen ' er særlig hurtig når opplesningen holdes ved en forhoyet temperatur eller et medium inneholder vesentlige mengder oxygen. Denne nedbrytning forer til betraktelige ned-setninger i opplosningsviskositet.
Forskjellige kjemikalier har hittil vært tilsatt til polymerer for å forhindre deres nedbrytning. Eksempelvis angir US Patent nr. 3.085.063 anvendelsen av formaldehyd for å nedsette viskositétstap i polymere vannflommingsopplosninger, US Patent nr. 3.3^3.601 angir anvendel sene av natriumhydrosulfit og natriumsulfit for å forhindre polymernedbrytning, US Patent nr. 3. 7Lf-7.676" angir anvendelsen av formaldehyd for å opprettholde opplosningsviskositeten av uhydrolysert polyacrylamid og US Patent nr. 3.753.939 angir anvendelsen av thiosulfater for å forbedre stabili-teten av polymerer mot termisk, og oxydativ nedbrytning.
Mange av disse kjente tilsetninger har imidlertid ikke vært helt tilfredsstillende ved stabilisering av polymeropplosninger. Eksempelvis har disse tilsetninger i visse tilfelle påvirket andre egenskaper hos polymerene på uheldig måte.
Det er folgelig et mål ved foreliggende oppfinnelse å fremskaffe en oljeutvinningsfremgangsmåte i hvilken effektiviteten av den polymere tilsetning opprettholdes eller okes under drifts-betingélsene.
Det er videre et mål ved oppfinnelsen å fremskaffe en oljeutvinningsfremgangsmåte som oker utvinningen av petroleum fra et underjordisk reservoar.
Disse og andre mål for oppfinnelsen oppnåes ved foreliggende fremgangsmåte ved hvilken vandige opplosninger av aminomethylert, vannopploselig polymer innfores gjennom en injeksjons-bronn eller bronner, i en oljebærende formasjon. Den fortrengte olje utvinnes så gjennom en eller flere produksjonsbronner beliggende i en avstand fra injeksjonsbronnene. Vandige væsker som kan anvendes for å fremstille injeksjonsvæskene, innbefatter ferskvann, oljefelts saltlaker, havvann og i sin alminnelighet en hvilken som helst vandig væske som kan være tilgjengelig på oljefeltområdet, for utforelsen av oppfinnelsen.
Vannopploselige, polymere mobilitetsregulerende midler som ofte' anvendes, innbefatter acrylaminpol-ymerene som hoymolekylære homopolymerer av uhydrolysert acrylamid eller delvis hydrolyserte acrylamider med fra ca. 1 % til ca. 78 % av carboxyamidgruppene hydrolysert til carboxylgrupper. Også nyttige er copolymerer av acrylamid eller delvis hydrolysert acrylamid med andre vannopploselige monomerer som 2-acrylamido-methylpropan-sulfonsyre,. diaceton-acrylamid , dimethyl-diallyl-ammoniumklorid , (3-acrylamido-3-rnethyl) - butyl-trimethyl-ammoniumklorid, ethylenoxyd og saccharider. Mole-kylvekten av disse polymerer bor være minst 200.000, fortrinnsvis minst 500.000.
Ved utforelse av foreliggende fremgangsmåte kan de aminomethylerte polymerer fremstilles på en hvilken som helst bekvem måte, som f.eks. på den måte som er angitt i US Patent 2.328.901 eller 3.539-535, eller ved samtidig tilsetning av reaktantene direkte til flommingsmediet og tillate reaksjonen å forlope i reservoaret ved hjelp av de forhoyede reservoar- temperaturer. Foruten formaldehyd omfatter andre passende aminer sekundære aminer med formelen:
hvor R-^og R2, som er like eller forskjellig, er al kyl med 1- 5 carbonatomer. Molforholdet mellom reaktantene som anvendes ved fremstilling av de aminomethylerte polymerer, dvs. molamin/ molformaldehyd/molacrylamid holdes i området (0,01/0,01/1) til (2/2/1). Det polymere flommingsmedium kan inneholde fra ca.
0,0025 til ca. 0,5 vekt% polymer, fortrinnsvis fra ca. 0,005 til ca. 0,15 vekt%. Oxygen kan, om on skes, fjernes fra opplosningen ved mekaniske midler som vakuumavluftning eller motstrorns-gasstripping eller ved kjemiske midler som tilsetning av en oxygenfjerner som natriumsulfit eller hydrazin.
De folgende eksempler illustrerer viskositetsforbed-ringsegen skapene ved foreliggende fremgangsmåte.
Eksempel 1
Polymeropplosninger ble fremstilt ved å opplose 600 mg polymer i 1 liter ferskvann. Efter blanding ble viskositeten av polymeropplosningene målt med et Brookfield Model LVT vi sko si-meter medU.L. Adapter ved 3, 6, 12, 30 og 60 opm. En del av polymeropplosningene ble innfort i en flaske og korket, og anbragt i en ovn ved 96°C, proven ble avkjolt til ■ værelsestemperatur og viskositeten ble målt.
De folgende tabeller viser -viskositetsdata for et delvis hydrolysert (17 %), hoymolekylært polyacrylamid (tabell I), en hoymolekylær copolymer av 85 vekt$ acrylamid og 15 vekt% 2- acrylam.ido-methylpropan-sulfonsyre (tabell II) og et uhydrolysert, hoymolekylær polyacrylamid (tabell III).
De aminomethylerte polymeropplosninger angitt i tabell I og tabell II ble fremstilt ved å opplose polymer, dimethylamin og formaldehyd i denne rekkefolge slik at sluttkon-sentrasjonene var henholdsvis 600,<l>f50 og 375 mg/1, mens produktet i tabell III ble fremstilt som en aminomethylert polymer og opplost til en konsentrasjon på 600 mg/l.
Claims (8)
1. Fremgangsmåte ved den sekundære eller tertiære utvinning av petroleum fra underjordiske formasjoner, k arak-t e r I s e r t v ed at der innfores i reservoaret et viskosi-tetsokende fortrengningsmedium omfattende vann og en aminomethylert, vannopploselig polymer.
2. Fremgangsmåte ifblge krav 1, karakterisert ved at der som polymer anvendes polyacrylamid.
3. Fremgangsmåte ifblge krav 1 eller 2, k a." r ak-ter! sert v e q a t der som polymer anvendes et delvis hydrolysert polyacrylamid.
Fremgangsmåte ifolge krav 1, karakterisert ved at der som polymer anvendes en copolymer av polyacrylamid og 2-acrylamido-methylpropan-sulfon syre.
5. Fremgangsmåte ifolge krav 1-'+, karakterisert ved at fortrengningsmediet holdes i en i det vesentlige oxygenfri tilstand.
6. Fremgangsmåte ifolge krav 1-5, karakterisert ved at der anvendes en konsentrasjon på polymeren av minst 0,0025 vekt%.
7. Fremgangsmåte ifolge krav 1-6, karakterisert ved at den aminomethylerte polymer fremstilles for injeksjon.
8. Fremgangsmåte ifblge krav 1-6, karakterisert ved at den aminomethylerte polymer fremstilles i reservoaret.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US05/468,035 US3945929A (en) | 1974-05-08 | 1974-05-08 | Process for the secondary or tertiary recovery of petroleum |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO751642L true NO751642L (no) | 1975-11-11 |
Family
ID=23858178
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO751642A NO751642L (no) | 1974-05-08 | 1975-05-07 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US3945929A (no) |
| CA (1) | CA1053893A (no) |
| GB (1) | GB1471646A (no) |
| NO (1) | NO751642L (no) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1097056A (en) * | 1977-06-15 | 1981-03-10 | Joseph E. Glass, Jr. | Treatment of water thickened systems |
| US4573533A (en) * | 1984-06-21 | 1986-03-04 | American Cyanamid Company | Method for using thermally stable mobility control agents for harsh environmental reservoirs |
| US7090745B2 (en) * | 2002-09-13 | 2006-08-15 | University Of Pittsburgh | Method for increasing the strength of a cellulosic product |
| US7494566B2 (en) * | 2002-09-13 | 2009-02-24 | University Of Pittsburgh - Of The Commonwealth System Of Higher Education | Composition for increasing cellulosic product strength and method of increasing cellulosic product strength |
| BRPI0508227A (pt) * | 2004-02-27 | 2007-07-17 | Univ Pittsburgh | géis poliméricos interligados e uso de tais géis poliméricos na recuperação de hidrocarboneto |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2328901A (en) * | 1938-08-23 | 1943-09-07 | Rohm & Haas | Nitrogenous condensation product |
| US3085063A (en) * | 1959-12-30 | 1963-04-09 | Jersey Prod Res Co | Secondary recovery waterflooding technique |
| US3343601A (en) * | 1965-09-17 | 1967-09-26 | Dow Chemical Co | Water flooding process |
| US3539535A (en) * | 1968-11-04 | 1970-11-10 | Dow Chemical Co | Cationic carbamoyl polymers |
| US3679000A (en) * | 1970-12-04 | 1972-07-25 | Lubrizol Corp | Secondary oil recovery method using n-sulfohydrocarbon-substituted acrylamide polymers as viscosity increasing agents |
| US3800877A (en) * | 1972-08-28 | 1974-04-02 | Marathon Oil Co | Process of flooding oil-bearing formations using aldehydes as oxygen scavengers in polymer solutions |
| US3850244A (en) * | 1973-06-13 | 1974-11-26 | Marathon Oil Co | Polymer flooding process |
-
1974
- 1974-05-08 US US05/468,035 patent/US3945929A/en not_active Expired - Lifetime
-
1975
- 1975-04-24 CA CA225,376A patent/CA1053893A/en not_active Expired
- 1975-04-29 GB GB1777875A patent/GB1471646A/en not_active Expired
- 1975-05-07 NO NO751642A patent/NO751642L/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB1471646A (en) | 1977-04-27 |
| CA1053893A (en) | 1979-05-08 |
| US3945929A (en) | 1976-03-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6176315B1 (en) | Preventing flow through subterranean zones | |
| US4609476A (en) | High temperature stable aqueous brine fluids | |
| US4828725A (en) | Completion fluids containing high molecular weight poly(vinylamines) | |
| US5829527A (en) | Compositions and applications thereof of water-soluble copolymers comprising an ampholytic imidazolium inner salt | |
| EP0213245A1 (en) | High temperature stable aqueous brine fluids viscosified by water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropanesulfonic acid salts | |
| US4896723A (en) | Cross-linked polyvinyl alcohols and oil reservoir permeability control therewith | |
| EP0566028A1 (en) | Gelable compositions of water soluble polymers | |
| US3953342A (en) | Petroleum recovery process | |
| US4859717A (en) | Cross-linked polyvinyl alcohols and oil reservoir permeability control therewith | |
| US3953341A (en) | Stabilization of polymer solutions | |
| US4772641A (en) | Aqueous sulfomethylated melamine gel-forming compositions | |
| US4100079A (en) | Polymers for acid thickening | |
| US5043364A (en) | Gelation of acrylamide-containing polymers with furfuryl alcohol and water dispersible aldehydes | |
| CA1244584A (en) | Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow | |
| NO751642L (no) | ||
| US5905100A (en) | Gelation of acrylamide-containing polymers with hexamethylenetetramine and an aminobenzoic acid compound or phenol | |
| US3800877A (en) | Process of flooding oil-bearing formations using aldehydes as oxygen scavengers in polymer solutions | |
| US4931194A (en) | Enhanced oil recovery with high molecular weight polyvinylamine formed in-situ | |
| US5134176A (en) | Crosslinked polyvinyl amine copolymer gels for use under harsh reservoir conditions | |
| US5100931A (en) | Gelation of acrylamide-containing polymers with hydroxyphenylalkanols | |
| US5100952A (en) | Organically crosslinked polyvinyl alcohol copolymeric gels for use under harsh reservoir conditions | |
| US3749169A (en) | Secondary recovery process | |
| US4964463A (en) | Crosslinked polyvinyl amine copolymer gels for use under harsh reservoir conditions | |
| US3747676A (en) | Oil recovery with methylolated polyacrylamide thickener | |
| US4088584A (en) | Secondary recovery of oil and polymers useful for this |