Synthesis of polymeric surfactant and its use for enhanced oil recovery

Abstract

A method of preparing a polymeric surfactant includes dissolving a sulfonic acid monomer in an aqueous fluid to form a sulfonic acid solution, adding an acrylic monomer and a surfactant monomer to the sulfonic acid solution to form a reactive mixture, adding one or more initiators to the reactive mixture to initiate a reaction in the reactive mixture, and allowing the reactive mixture to react, thereby forming the polymeric surfactant. A method of enhancing oil recovery in a reservoir includes preparing a polymeric surfactant formulation that comprises a polymeric surfactant and a treatment fluid, injecting the polymeric surfactant formulation into an injection well of the reservoir, contacting one or more hydrocarbons present in the reservoir with the polymeric surfactant formulation, thereby forming a hydrocarbon mixture, and extracting the hydrocarbon mixture from a production well of the reservoir.

Description

SYNTHESIS OF POLYMERIC SURFACTANT AND ITS USE FOR ENHANCED OIL RECOVERYBACKGROUND

[0001] The use of enhanced oil recovery (EOR) processes has greatly benefited the oil and gas industry by increasing the production of underperforming hydrocarbon bearing wells and fields. The EOR processes used in modern oil and gas operations may include chemical, thermal, gas, fluid / superfluid and microbial based processes. Chemical enhanced oil recovery (chemical EOR) increases oil recovery by increasing the efficacy of water injected into the reservoir to displace the crude oil contained therein. In particular, chemical EOR can use surfactants to reduce the interfacial tension (IFT) between injection water and the crude oil, thereby releasing trapped oil in the reservoir matrix. Chemical EOR can also use polymers to increase the viscosity of injection water that controls the oil / water mobility ratio, thereby increasing the sweep efficiency of injection water.SUMMARY

[0002] This summary is provided to introduce a selection of concepts that are further described below in the detailed description. This summary is not intended to identify key or essential features of the claimed subject matter, nor is it intended to be used as an aid in limiting the scope of the claimed subject matter.

[0003] In one aspect, embodiments disclosed herein relate to a method of preparing a polymeric surfactant. The method includes dissolving a sulfonic acid monomer in an aqueous fluid to form a sulfonic acid solution, adding an acrylic monomer and a surfactant monomer to the sulfonic acid solution to form a reactive mixture, adding one or more initiators to the reactive mixture to initiate a reaction in the reactive mixture, and allowing the reactive mixture to react, thereby forming the polymeric surfactant.

[0004] In another aspect, embodiments herein relate to a method of enhancing oil recovery in a reservoir. The method includes preparing a polymeric surfactant formulation that comprises a polymeric surfactant and a treatment fluid, injecting the polymeric surfactant formulation into an injection well of the reservoir, contacting one or more hydrocarbons present in the reservoir with the polymeric surfactant formulation, thereby forming a hydrocarbon mixture, and extracting the hydrocarbon mixture from a production well of the reservoir. The treatment fluid may be an aqueous fluid, and the production well and the injection well may be the same or different.

[0005] Other aspects and advantages of the claimed subject matter will be apparent from the following description and the appended claims.BRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

[0006] FIG. 1 shows a block diagram of a method 100 in accordance with one or more embodiments.

[0007] FIG. 2 shows a non-limiting example of a reaction scheme in accordance with one or more embodiments.

[0008] FIG. 3 shows a block flow diagram of method 300 for enhancing oil recovery in accordance with one or more embodiments.

[0009] FIG. 4 shows the effect of shear rate on viscosity for an EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactant synthesized on a large scale and dissolved in deionized water in accordance with one or more embodiments.

[0010] FIG. 5 shows the bulk viscosity of a polymeric surfactant in Arabian Gulf Seawater (QSW) under shear rate of 6.81 s-1 at different temperatures in accordance with one or more embodiments.

[0011] FIG. 6 shows the IFT at 90℃ between crude oil and a solution of an EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactant in QSW in accordance with one or more embodiments.

[0012] FIG. 7 shows results from a water separation study at 90℃ of an emulsion including a solution of a polymeric surfactant in QSW in accordance with one or more embodiments.DETAILED DESCRIPTION

[0013] Many carbonate reservoirs have high reservoir temperature and high brine salinity. Unfortunately, many commercial surfactants and polymers are limited or unsuitable for use for EOR applications in such reservoir conditions due to poor temperature resistance and salinity tolerance. In general, surfactants with large hydrophobes are not salinity tolerant due to the increased polarity in the brine. For example, surfactants used in oil reservoirs with long hydrophobic hydrocarbon tails are known to not be as salinity tolerant compared to surfactants with shorter hydrocarbon tails. This is partly due to an increased polarity of longer hydrophobic hydrocarbon tails in a saline or brine solution. A surfactant with a longer hydrophobic hydrocarbon tail will generally exhibit lower optimum salinity than one with a shorter tail and thus are generally considered to have limited use in chemical EOR.

[0014] Various types of chemicals have been injected into the reservoirs as displacement fluids to mobilize crude oil trapped in the porous media of rocks for the applications of enhanced oil recovery (EOR) . For example, polymer floodings are aimed to increase the viscosity of the displacement fluids to avoid viscous fingering during injection, while surfactants are used to reach ultra-low (usually <10-2 mN / m) oil-water interfacial tension (IFT) or alter the wettability of the rock surfaces to further mobilize oil. Partially-hydrophobized polyacrylamide (PAM) , for example, has tunable hydrophilic-lipophilic balance (HLB) , and thus good potential in IFT reduction and wettability alteration. However, the nature of the acrylamide group restrains its performance in a high temperature reservoir treatment, which limits its overall potential for reservoir applications. Thus, it is essential to develop polymers (e.g., polymeric surfactants) that can achieve stable viscosity at  harsh reservoir conditions for chemical EOR application. The processes that combine the two mechanisms, surfactant-polymer (SP) or alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding, have many challenges. For example, interactions between surfactants and polymers can result in negative performance in flooding. Moreover, the chromatographic separations of the different components could be detrimental for the oil recovery process.

[0015] Polymeric surfactants are macromolecules containing both hydrophobic and hydrophilic groups, which usually present good rheological and interfacial properties; however, many polymeric surfactants lack the ability to withstand harsh reservoir conditions. For example, many polymeric surfactants are limited by relatively low cloud point, poor compatibility, mediocre IFT, among other detrimental properties. Often, polymeric surfactants are limited by relatively low cloud point, poor compatibility, mediocre IFT, among other drawbacks. Additionally, the ideal performance of polymeric surfactants to achieve both strong thickening ability in concentrated brine, and effectively reduce oil-water IFT is often somewhat difficult to achieve due to the contradiction of such properties. For example, many polymeric surfactants have relatively high viscosity in seawater (e.g., above 2 centiPoise) , while the IFT between oil and water in presence of these polymeric surfactants is above 1 mN / m (milliNewton per meter) , even at concentrations above 5000 ppm (parts per million) . Alternatively, if a polymeric surfactant has a low IFT (i.e., on the order of 10-2 mN / m) , the viscosity of the polymeric surfactant in solution is substantially decreased (e.g., below 2 centiPoise) .

[0016] Embodiments disclosed herein relate to the preparation and use for effective polymeric surfactants with appropriate hydrophilic-lipophilic balance (HLB) that can be applied for chemical enhanced oil recovery (EOR) under high temperature and high salinity conditions. The synthesized polymeric surfactant of one or more embodiments may present significant performance in terms of viscosification, temperature resistance, salts tolerance, IFT reduction, and emulsification stability at harsh reservoir conditions.

[0017] In one or more embodiments herein, the term “high temperature” may refer to a temperature of 85 ℃ or greater. The term “high temperature” may refer to a temperature of 90 ℃ or greater. The term “high temperature” may refer to a temperature of 95 ℃ or greater. The term “high salinity” may refer to a solution having a total dissolved solids content of 40,000 ppm (parts per million) or more. The term “high salinity” may refer to a solution having a total dissolved solids content of 45,000 ppm or more. The term “high salinity” may refer to a solution having a total dissolved solids content of 50,000 ppm or more. The term “high salinity” may refer to a solution having a total dissolved solids content of 55,000 ppm or more. The term “high salinity” may refer to a solution having a total dissolved solids content of 56,000 ppm or more.

[0018] METHOD OF PREPARING A POLYMERIC SURFACTANT

[0019] In one aspect, embodiments herein relate to a polymeric surfactant and a method of preparing a polymeric surfactant. FIG. 1 is a block diagram of a method 100 in accordance with one or more  embodiments presented herein. As shown in block 102, the method may include dissolving a sulfonic acid monomer in an aqueous fluid to form a sulfonic acid solution. The sulfonic acid monomer may include an alkene group and a sulfonic acid group, such as 2-acrylamido-2-methylpropane-2-sulfonic acid (AMPS) . The sulfonic acid monomer may be dissolved in the aqueous fluid in an amount based on the total weight of the sulfonic acid solution in a range with a lower limit of any one of 5 wt% (weight percent) , 8 wt%, 10 wt%, 15 wt%, 20 wt%, 25 wt%, and 30 wt%, and an upper limit of any one of 27.5 wt%, 30 wt%, 35 wt%, 40 wt%, 45 wt%, and 50 wt%, where a lower limit may be paired with any mathematically compatible upper limit. For example, the sulfonic acid monomer may be dissolved in the aqueous fluid in an amount in a range from 5 wt%to 50 wt%based on the total weight of the sulfonic acid solution. The sulfonic acid monomer may be dissolved in the aqueous fluid in an amount in a range from 10 wt%to 40 wt%based on the total weight of the sulfonic acid solution In some embodiments, the sulfonic acid monomer is dissolved in the aqueous fluid in an amount of about 25 wt%based on the total weight of the sulfonic acid solution. The polymeric surfactant may include a polymer or co-polymer synthesized from hydrophilic AMPS monomers to tune the hydrophilicity of the polymeric surfactant.

[0020] The aqueous fluid includes water. The aqueous fluid may include distilled water, deionized water, tap water, fresh water from surface or subsurface sources, production water, formation water, natural and synthetic brines, brackish water, natural and synthetic sea water, black water, brown water, gray water, blue water, potable water, non-potable water, other waters, and combinations thereof, that are suitable for use in synthesizing a polymer (e.g., a block co-polymer) . In one or more embodiments, the water used may naturally contain contaminants, such as salts, ions, minerals, organics, and combinations thereof, as long as the contaminants do not interfere with a polymerization reaction.

[0021] The method 100 of one or more embodiments may include adjusting a pH of the sulfonic acid solution. In some embodiments, the pH of the sulfonic acid solution is adjusted to increase the pH of the sulfonic acid solution relative to the original pH of the sulfonic acid solution. The pH of the sulfonic acid solution may be adjusted to decrease the pH of the sulfonic acid solution relative to the original pH of the sulfonic acid solution. In some embodiments, the pH of the sulfonic acid solution is adjusted such that the pH of the sulfonic acid solution is neutralized. The pH of the sulfonic acid solution may be adjusted by adding one or more pH adjusting compounds to the sulfonic acid solution. A pH adjusting compound may include a bicarbonate compound, such as sodium bicarbonate (NaHCO3) .

[0022] The sulfonic acid solution may be purged with an inert gas such that oxygen (O2) is removed from the sulfonic acid solution to form a purged sulfonic acid solution. The inert gas may be nitrogen (N2) , argon (Ar) , or combinations thereof.

[0023] The method may include adding an acrylic monomer and a surfactant monomer to the sulfonic acid solution or the purged sulfonic acid solution to form a reactive mixture as shown in block 104 of FIG. 1. In some embodiments, the acrylic monomer and the surfactant monomer are homogenized in the sulfonic acid solution or the purged sulfonic acid solution to form the reactive mixture. The acrylic monomer and the surfactant monomer are homogenized in the sulfonic acid solution such that the acrylic monomer and the surfactant monomer are well-dispersed. The acrylic monomer and the surfactant monomer may be homogenized via one or more mechanical methods, such as via mechanical mixing. The acrylic monomer may be vinyl acetate (VAc) . The polymeric surfactant may include a polymer or co-polymer of hydrophobic VAc monomers to tune the hydrophobicity of the polymeric surfactant. In some embodiments, The polymeric surfactant includes a co-polymer synthesized from hydrophobic VAc monomers and hydrophilic AMPS monomers to tune the hydrophobicity and hydrophilicity of the polymeric surfactant.

[0024] The surfactant monomer may act as an emulsifier or dispersant in the aqueous solution of the reactive mixture, be a reagent in a polymerization reaction, or both. The surfactant monomer may include a zwitterionic surfactant, a non-ionic surfactant, a betaine surfactant, or combinations thereof. The surfactant monomer may be a zwitterionic surfactant that includes a hydrocarbon chain having a chain length of C20 or more, such as C22, and a sulfonate group. The surfactant monomer having a hydrocarbon chain length of C20 or more and a sulfonate group may provide strong resistance against high temperature and high salinity conditions as well as provide higher interfacial activity as compared to surfactants without the surfactant monomer. The hydrocarbon chain may be saturated or unsaturated. In some embodiments, the surfactant monomer is a fatty acid-based betaine surfactant. In one or more embodiments, the surfactant monomer is erucylamidopropyl hydroxy sulfonated betaine (EHSB) .

[0025] In some embodiments, a surfactant solution including the solvent and the surfactant monomer is added to the sulfonic acid solution. The solvent may include water. The solvent may include water and a water miscible solvent, such as an alcohol-based solvent. In some embodiments, the solvent of the surfactant solution includes one or more selected from methanol, ethanol, propanol, isopropanol, or combinations thereof. In some embodiments, EHSB is added to the sulfonic acid solution in the form of an EHSB surfactant solution. The surfactant solution may include a solvent and an amount of a surfactant monomer. The surfactant solution may include the surfactant monomer an amount based on the total weight of the surfactant in a range with a lower limit of any one of 48 wt%, 50 wt%, 55 wt%, 60 wt%, 65 wt%, 70 wt%, 75 wt%, 80 wt%, 85 wt%, and 90 wt%and an upper limit of any one of 75 wt%, 80 wt%, 85 wt%, 90 wt%, 95 wt%, 97 wt%, 99 wt%, and 100 wt%, where a lower limit can be paired with a mathematically compatible upper limit. In some embodiments, the surfactant solution includes EHSB in an amount of about 40 wt % (weight percent) based on the total weight of the surfactant solution. The surfactant solution may be a commercially  available product, which may be obtained from Shajia Chemicals Co., Ltd., based in Nantong, Jiangsu, China)

[0026] The method 100 of one or more embodiments may include evaporating at least a portion of a solvent from a surfactant solution, thereby concentrating the surfactant monomer of the surfactant solution. Evaporating at least a portion of the solvent may be performed prior to adding the surfactant solution to the sulfonic acid solution. Evaporating at least a portion of the solvent may be performed by heating the surfactant solution, reducing the pressure of the surfactant solution (e.g., with rotary evaporation) , or both. In some embodiments, the method 100 includes evaporating a majority of the solvent from a surfactant solution prior to adding the surfactant solution to the sulfonic acid solution such that the surfactant monomer is the major constituent in the concentrated surfactant solution.

[0027] In some embodiments, the surfactant monomer is added to the sulfonic acid solution in a molar ratio from 1: 60 to 1: 5 of the surfactant monomer to the sulfonic acid monomer. In some embodiments, when the molar ratio of the surfactant monomer to the sulfonic acid monomer is too high (e.g., the molar amount of the surfactant monomer is larger than the molar amount of the sulfonic acid monomer) in the reactive mixture, the salt and temperature tolerance of the polymeric surfactant can be significantly inhibited. The surfactant monomer may be added to the sulfonic acid solution in a molar ratio of the surfactant monomer to the sulfonic acid monomer in a range with a lower limit of any one of 1: 60, 1: 55, 1: 52, 1: 50, 1: 45, 1: 40, 1: 35, 1: 30, and 1: 20 with an upper limit of any one of 1: 30, 1: 25, 1: 20, 1: 15, 1: 10, and 1: 5, where a lower limit may be paired with a mathematically compatible upper limit. In some embodiments, the surfactant monomer is added to the sulfonic acid solution in a molar ratio from 1: 50 to 1: 10 of the surfactant monomer to the sulfonic acid monomer.

[0028] In some embodiments, the acrylic monomer is added to the sulfonic acid solution in a molar ratio from 1: 30 to 1: 2.5 of the surfactant monomer to the acrylic monomer. In some embodiments, a molar ratio of the surfactant monomer to the acrylic monomer less than 1: 30 or greater than 1: 2.5 can result in precipitation of the polymeric surfactant in aqueous solution, failure of the reactive mixture to polymerize, or both. The acrylic monomer may be added to the sulfonic acid solution in a molar ratio of the surfactant monomer to the acrylic monomer in a range with a lower limit of any one of 1: 30, 1: 25, 1: 22, 1: 20, 1: 15, and 1: 10 with an upper limit of any one of 1: 15, 1: 10, 1: 5, and 1: 2.5, where a lower limit may be paired with a mathematically compatible upper limit. In some embodiments, the acrylic monomer is added to the sulfonic acid solution in a molar ratio from 1: 20 to 1: 5 of the surfactant monomer to the acrylic monomer.

[0029] The method may include adding one or more initiators to the reactive mixture as shown in block 106 of FIG. 1. In some embodiments, the method includes initiating a co-polymerization of the monomers in the reactive mixture with a binary initiator system (e.g., two initiators) . The addition of the one or more initiators to the reactive mixture may trigger a polymerization reaction, such as  a copolymerization of the acrylic monomer, the sulfonic acid monomer, and the surfactant monomer. The one or more initiators may be selected from the group consisting of persulfate compounds, sulfite compounds, and combinations thereof. For example, the one or more initiators may include potassium persulfate (K2S2O8) , sodium bisulfite (NaHSO3) , or both.

[0030] In some embodiments, the total amount of initiator added is in a range from 0.01 wt %to 1 wt %based on the total weight of monomers in solution. In some embodiments, when the initiator concentration is too low (e.g., less than 0.01 wt%) , polymerization of the reactive mixture may not be initiated. When the concentration is too high (e.g., above 1 wt%, the polymerization rate may be too fast such that the hydrocarbon chains of the polymerized product (i.e., the polymeric surfactant) is too short, which may affect the characteristics of the polymeric surfactant. The total amount of initiator added may be in a range with a lower limit of any one of 0.01, 0.05, 0.1, 0.15, 0.2, 0.25, 0.3, 0.35, and 0.5 wt %with an upper limit of any one of 0.25, 0.5, 0.55, 0.60, 0.65, 0.70, 0.75, 0.80, 0.85, 0.95, and 1 wt %based on the total weight of monomers in solution, where a lower limit may be paired with a mathematically compatible upper limit.

[0031] In block 108, the method 100 may include allowing the reactive mixture to react, thereby forming the polymeric surfactant. The reactive mixture may react for at least 24 hours to form a polymeric surfactant of one or more embodiments. The reactive mixture may react at ambient temperature (e.g., a temperature in a range from 20 ℃ to 30 ℃) and at atmospheric pressure. In some embodiments, a temperature of the reaction is adjusted to promote the formation of a polymeric surfactants. The temperature of the reaction may be adjusted to a temperature in a range from 10 ℃to 90 ℃. The temperature of the reaction may be adjusted to a temperature in a range from 10 ℃, 15, 20, 25, 30, 40, 45, and 50 ℃ with an upper limit of any one of 25, 30, 35, 40, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, and 90 ℃, where a lower limit can be paired with a mathematically compatible upper limit. In some embodiments, when the temperature is too low (e.g., less than 10 ℃) , polymerization of the reactive mixture may not be initiated. When the concentration is too high (e.g., above 90 ℃, the polymerization rate may be too fast such that the hydrocarbon chains of the polymerized product (i.e., the polymeric surfactant) is too short, which may affect the characteristics of the polymeric surfactant.

[0032] After the reactive mixture is allowed to react (e.g., polymerize) , the polymeric surfactant may be isolated as a bulk polymeric surfactant. The bulk polymeric surfactant may be purified with an ethanol wash, which may be repeated, to remove unreacted monomers and reagents. The washed polymeric surfactant may then be dried into solid particles. The bulk polymeric surfactant may be washed and dried to remove impurities and residual solvent to obtain a purified polymeric surfactant. In some embodiments, washing the bulk polymeric surfactant includes cutting the bulk polymeric solvent into smaller pieces, followed by rinsing the smaller pieces to remove one or more impurities from the polymeric surfactant. The pieces of the polymeric surfactant, the bulk polymeric surfactant,  or both may be rinsed with a solvent, such as ethanol, at least once to remove the impurities to form a washed polymeric surfactant, a washed bulk polymeric surfactant, or both. Washing the polymeric surfactant of one or more embodiments may include reprecipitating the polymeric surfactant with an alcohol-based solvent (e.g., ethanol) into a non-solvent (e.g., water) . In some embodiments, pieces of the polymeric surfactant, the bulk polymeric surfactant, or both are washed at least three times. The washed polymeric surfactant, the washed bulk polymeric surfactant, or both embodiments may be dried. For example, the washed polymeric surfactant may be dried in a drying oven, such as a vacuum oven, at an elevated temperature overnight. The elevated temperature of the drying oven may be at least 50 ℃ and above, at least 60 ℃ and above, or at least 70 ℃ and above.

[0033] The polymeric surfactant of one or more embodiments may be characterized by chemical properties, physical properties, or both. One of ordinary skill may appreciate that chemical properties of the polymeric surfactant can be characterized through analytical techniques, such as Nuclear Magnetic Resonance (NMR) , mass spectrometry (MS) , Fourier Transform Infrared Spectroscopy (FTIR) , among others. Physical properties of the polymeric surfactant can be characterized with thermal gravimetric analysis (TGA) , melting point determination, differential scanning calorimetry (DSC) , size exclusion chromatography, such as Gel Permeation Chromatography (GPC) , among other techniques.

[0034] In some embodiments, the properties of the polymeric surfactant in an aqueous solution are characterized such that the polymeric surfactant may be evaluated for use in a targeted application, such as enhanced oil recovery. For example, the polymeric surfactant may be dissolved in an aqueous fluid, such as seawater, and properties including viscosity and IFT may be measured. For enhanced oil recovery, the polymeric surfactant dissolved in an aqueous fluid may be measured for viscosity and IFT at an elevated temperature, such as a temperature above 85 ℃. IFT studies may be performed with the polymeric surfactant in the presence of an oil-brine mixture, where the polymeric surfactant may be dissolved in the brine. Evaluation of the polymeric surfactant of one or more embodiments may include performing emulsion stability studies with emulsions including oil and a brine including the polymeric surfactant.

[0035] Measuring the IFT may be performed with an emulsion or a mixture of oil and a brine that includes a polymeric surfactant of one or more embodiments. The polymeric surfactant may have an IFT value in the presence of an oil-brine mixture and a viscosity in an aqueous fluid, both measured at an elevated temperature, on the order of 10-2 mN / m (milliNewton per meter) , such as 0.1 mN / m or less and at least 2 centiPoise (cP) or greater, respectively. The polymeric surfactant may have an IFT value in the presence of an oil-brine mixture and a viscosity in an aqueous fluid, both measured at an elevated temperature, of 0.09 mN / m or less and at least 1 centiPoise (cP) or greater, respectively. The polymeric surfactant may have an IFT value in the presence of an oil-brine mixture and a viscosity in an aqueous fluid, both measured at an elevated temperature, of 0.09 mN / m  or less and at least 2 centiPoise (cP) or greater, respectively. The polymeric surfactant may have an IFT value in the presence of an oil-brine mixture and a viscosity in an aqueous fluid, both measured at an elevated temperature, of 0.06 mN / m or less and at least 2 centiPoise (cP) or greater, respectively. In some embodiments, the aqueous fluid is a concentrated brine having a total dissolved solids (TDS) of at least 50,000 ppm or greater.

[0036] In some embodiments, the polymeric surfactant, having a concentration in a solution (e.g., an aqueous solution) greater than 1000 ppm (parts per million) based on the total weight of the solution, has a viscosity in solution of 1 cP (centiPoise) or more and an interfacial tension (IFT) value of less than 0.1 mN / m (milliNewton per meter) at a temperature of 90 ℃. In some embodiments, the polymeric surfactant, having a concentration in a solution greater than 2000 ppm based on the total weight of the solution, has a viscosity in solution of 1 cP or more and IFT value of less than 0.08 mN / m at a temperature of 90 ℃.

[0037] The polymeric surfactant obtained by a method 100 of one or more embodiments may be a co-polymer that includes polymerized co-monomers. The co-polymer may be synthesized from polymerization of a sulfonic acid monomer, an acrylic monomer, and a surfactant monomer. In one or more embodiments, the polymeric surfactant includes polymerized copolymers having a general structure represented by Formula (I) , which includes a first block (i.e. Block 1) and a second block (i.e. Block 2) . Block 1 may be derived from a reaction between an acrylic monomer and the surfactant, and Block 2 may be derived from a sulfonic acid monomer. In some embodiments, the polymeric surfactant may have more than two blocks.

[0038] where m and n are independently selected and range from about 1 unit to about 20,000 units and about 1 unit to about 40,000 units, respectively. In some embodiments, m is a value selected from a range having a lower limit of any one of 1, 10, 100, 1,000, 3,000, 3,500, 3,800, 3,900, 4,000, 4,500, and 5,000 units with an upper limit of any one of 5,000, 6,000, 7,000, 10,000, 12,000, 15,000, 17,000 and 20,000 units, where any lower limit can be paired with any mathematically compatible upper limit. In some embodiments, n is a value selected from a range having a lower limit of any one of 1, 10, 100, 1,000, 5,000, 10,000, 11,000, 12,000, 13,000, 15,000, and 20,000 units with an upper limit of any one of 15,000, 25,000, 30,000, 35,000, and 40,000 units, where any lower limit can be paired with any mathematically compatible upper limit. In some embodiments, m is a value  selected from a range of 3,000 to 5,000 repeating units and n is a value selected from a range of 10,000 to 15,000 repeating units to achieve the targeted IFT and viscosity characteristics of the polymeric surfactant. In some embodiments, R1, R2, R3, and R4 may independently include a sulfonate group, a primary ammonium, secondary ammonium, tertiary ammonium, quaternary ammonium, a halogen, hydrogen, cyano group, straight or branched alkyl of C1-C20, α, β-unsaturated straight or branched alkenyl or alkynyl of C2-C10, α, β-unsaturated straight or branched alkenyl of C2-C6 substituted with a halogen, C3-C8 cycloalkyl, heterocyclyl C (=Y) R5, C (=Y) NR6R7, or YC (=Y) R8 (where Y may be NR8 or O and R5 is alkyl of C1-C20, alkoxy of C1-C20, aryloxy or heterocyclyloxy; R6 and R7 are independently H or alkyl of C1-C20, or R6 and R7 may be joined together to form an alkylene group of C2-C5, thus forming a 3-to 6-membered ring; and R8 is H, straight or branched C1-C20 alkyl or aryl) .

[0039] In some embodiments, R4 represents a surfactant monomer group. The surfactant monomer group R4 may be coupled to one or more atoms of the first block by at least one carbon-heteroatom covalent bond. For example, the surfactant monomer group may be coupled to the Block 1 via a C-O bond, a C-N bond, a C-Sbond, among others. In some embodiments, the carbon backbone of the surfactant monomer includes a carbon chain of two or more carbons. In some embodiments, the carbon backbone of the surfactant monomer may include to a sulfate group and a quaternary ammonium group. The quaternary ammonium group may include a fatty acid carbon chain that may have a length between C15 and C25. The fatty acid carbon chain may be an erucyl chain.

[0040] In some embodiments, the polymerized co-monomers are AMPS, VAc, and EHSB. FIG. 2 shows a non-limiting example of a reaction scheme in accordance with one or more embodiments. The reaction scheme of FIG. 2 includes a non-limiting example of a reaction between AMPS, VAc, and EHSB co-monomers with K2S2O8 and NaHSO3 initiators to form a polymeric surfactant. The polymeric surfactant may be a co-polymer derived from a reaction of AMPS, VAc, and EHSB. The polymeric surfactant may include at least two repeating units (e.g., the number of repeating monomeric units are denoted by subscripts “o” and “p” as shown in FIG. 2) . In some embodiments, the number of units of o and p of FIG. 2 can be the same or different, where o and p each independently range from 1 unit to about 20,000 units and about 1 unit to about 40,000 units, respectively. In some embodiments, o is a value selected from a range having a lower limit of any one of 1, 10, 100, 1,000, 3,000, 3,500, 3,800, 3,900, 4,000, 4,500, and 5,000 units with an upper limit of any one of 5,000, 6,000, 7,000, 10,000, 12,000, 15,000, 17,000 and 20,000 units, where any lower limit can be paired with any mathematically compatible upper limit. In some embodiments, p is a value selected from a range having a lower limit of any one of 1, 10, 100, 1,000, 5,000, 10,000, 11,000, 12,000, 13,000, 15,000, and 20,000 units with an upper limit of any one of 15,000, 25,000, 30,000, 35,000, and 40,000 units, where any lower limit can be paired with any mathematically compatible upper limit.

[0041] In some embodiments, an EHSB unit is covalently bonded to a terminal end of polymerized repeating units o (as shown in FIG. 2) such that one unit of EHSB is included in the polymeric surfactant. In some embodiments, an EHSB unit is covalently bonded to a terminal end of polymerized repeating units p such that one unit of EHSB is included in the polymeric surfactant. In some embodiments, an EHSB unit is covalently bonded to a terminal end of polymerized repeating units o and a terminal end of polymerized repeating units p such that two units of EHSB are included in the polymeric surfactant.

[0042] The polymeric surfactant of one or more embodiments may have a tunable hydrophilic-lipophilic balance (HLB) , which can be used for a variety of applications such as (mini) emulsion polymerizations, coatings, biotechnology, pharmaceutical, cosmetics, agriculture, water purification, electronic, and enhanced oil recovery. For example, an aqueous solution including the polymeric surfactant of one or more embodiments may have a high mobility ratio, low IFT, and a desired wettability for enhanced oil recovery processes.

[0043] METHOD FOR ENHANCED OIL RECOVERY IN A RESERVOIR

[0044] In another aspect, embodiments herein relate to a method for enhancing oil recovery from a reservoir with a polymeric surfactant formulation. FIG. 3 shows a block flow diagram of method 300 for enhancing oil recovery in accordance with one or more embodiments. Method 300 may include one or more steps of a method of preparing a polymeric surfactant as described above. In some embodiments, method 300 includes preparing a polymeric surfactant formulation as shown in block 302.

[0045] The polymeric surfactant may be added to the carrier fluid at an off-site location or at a surface location of the reservoir. In some embodiments, the amount of polymeric surfactant added to the treatment fluid depends upon temperature of the reservoir, salinity of a brine present in the reservoir, zeta potential on a rock surface of the reservoir, or combinations thereof. The polymeric surfactant may be added to the treatment fluid in an amount in a range from 500 ppm to 6500 ppm based on the total weight of the polymeric surfactant formulation. The polymeric surfactant may be added to the treatment fluid in an amount in a range with a lower limit of any one of 500 ppm, 1000 ppm, 1500 ppm, 2000 ppm, 2500 ppm, 3000 ppm, 3500 ppm, and 4000 ppm and an upper limit of any one of 3000 ppm, 3500 ppm, 4000 ppm, 4500 ppm, 5000 ppm, 5500 ppm, 6000 ppm, and 6500 ppm based on the total weight of the polymeric surfactant formulation, where a lower limit may be paired with a mathematically compatible upper limit.

[0046] In some embodiments, the polymeric surfactant is dissolved in treatment fluid by mechanical mixing. The polymeric surfactant formulation may be prepared at an off-site location such that the polymeric surfactant and the aqueous fluid are mixed at an off-site location. In some embodiments, the polymeric surfactant is prepared at an off-site location and transported to a surface location proximate to the reservoir. The polymeric surfactant formulation may be prepared on-site, such that  the polymeric surfactant is mixed with the treatment fluid in one or more mixing units proximate to a surface location of the reservoir. The polymeric surfactant may be dissolved in the treatment fluid in about 2 hours or less. The polymeric surfactant may be dissolved in the treatment fluid in about 1 hour or less.

[0047] The polymeric surfactant formulation may include a treatment fluid and a polymeric surfactant. The polymeric surfactant may be as described above. The treatment fluid includes water. The treatment fluid may include distilled water, deionized water, tap water, fresh water from surface or subsurface sources, production water, formation water, natural and synthetic brines, brackish water, natural and synthetic sea water, black water, brown water, gray water, blue water, potable water, non-potable water, other waters, and combinations thereof, that are suitable for use in a wellbore environment. In one or more embodiments, the water used may naturally contain contaminants, such as salts, ions, minerals, organics, and combinations thereof, as long as the contaminants do not interfere with enhanced oil recovery operations. In one or more embodiments, one or more selected from the group consisting of thermal stabilizers, bactericide or sacrificial agents can be added to the formulation, and combinations thereof may be added to the treatment fluid.

[0048] In block 304, method 300 includes injecting the polymeric surfactant formulation into an injection well of the reservoir. For example, the polymeric surfactant formulation may be transported from one or more of the mixing units to a downhole location. In some embodiments, the one or more mixing units are in fluid communication with the injection well of the reservoir. The injection well may be the same or different from a production well of the reservoir. The reservoir may be a hydrocarbon bearing reservoir including one or more hydrocarbons. In block 306, method 300 includes contacting one or more hydrocarbons present in the reservoir with the polymeric surfactant formulation, thereby forming a hydrocarbon mixture. The injection pressure of the treatment solution into the reservoir may be a pressure in a range from about 2000 psi (pounds per square inch) to about 5000 psi. In some embodiments, the hydrocarbon mixture is in the form of an emulsion that is stabilized by the polymeric surfactant. Method 300 may include extracting the hydrocarbon mixture from a production well of the reservoir as shown in block 308.

[0049] In some embodiments, the emulsion formed from the treatment fluid including the polymeric surfactant and one or more hydrocarbons (e.g., hydrocarbons in a reservoir, reservoir oil, or combinations thereof) is more stable at elevated temperatures as compared to emulsions stabilized with traditional surfactants. The “stability” of an emulsion refers to the amount of time required for the oil phase of the emulsion to separate from the aqueous phase (i.e., oil-water phase separation) . For example, the oil-water phase separation of an emulsion including commercially available surfactants, traditional surfactants, or both may be 10 minutes (min) or less at a temperature of 90 ℃. In contrast, the emulsion formed one or more hydrocarbons and the treatment fluid including the polymeric surfactant of one or more embodiments may have an oil-aqueous phase separation  time of 20 minutes or more, 25 min or more, 30 min or more, or 35 min or more at a temperature of 90 ℃. The emulsion formed one or more hydrocarbons and the treatment fluid including the polymeric surfactant of one or more embodiments may have an oil-aqueous phase separation time in a range from 20 min to 65 min at a temperature of 90 ℃. In some embodiments, the oil-aqueous phase separation time at a temperature of 90 ℃ for an emulsion formed one or more hydrocarbons and the treatment fluid including the polymeric surfactant is a value selected from a range having a lower limit of any one of 20 min, 25 min, 28 min, 30 min, and 32 min and an upper limit of any one of 30 min, 32 min, 35 min, 38 min, 40 min, 45 min, 50 min, 55 min, 60 min, and 65 min where any lower limit can be paired with any mathematically compatible upper limit.

[0050] EXAMPLES

[0051] Example 1: Synthesis of a polymeric surfactant EHSB-VAc-AMPS with different amounts of AMPS

[0052] Polymeric surfactant with varying amounts of AMPS was prepared by an aqueous free-radical co-polymerization. Monomer AMPS (50 g) was dissolved in deionized (DI) water in a 250 mL (milliLiter) beaker to provide a 25 wt%sulfonic acid monomer concentration. NaHCO3 was added gradually into the AMPS solution to tune the pH to about 7.0 and to reach a total mass of 200 g (grams) . After the mixture was stirred for 20 min, the solution was separated into different glass flasks in different amounts to vary the molar ratio of AMPS in the reactive mixture. To each flask containing a solution of AMPS, 1 g of EHSB and 1 mL of VAc were added. The flask was then purged with N2 for 30 minutes. The reactive mixture was then heated to 50℃ with water bath, and 0.5 %by mol initiators were added (0.125 g of each of K2S2O8 and NaHSO3) based on the number of moles of EHSB in solution. The polymerization then proceeded for 24 h (hours) . After reacting for 24 h, a white gel was collected from each reaction flask, cut into small pieces, washed with ethanol 3 times to remove impurities, and incubated in oven at 60℃ and dried overnight to remove the excessive water and ethanol. The final product from each reactive mixture was obtained in the form of white solid and was dissolved in Arabian Gulf Seawater (AGSW) for compatibility and viscosity characterization. The composition of AGSW is shown in Table 1.

[0053] Table 1. Chemical composition of Arabian Gulf seawater (AGSW)

[0054] The various molar ratios between EHSB: VAc: AMPS, product solubility, and solution viscosity are given in Table 2. As shown in Table 2, the sample prepared with a molar ratio of 1: 10: 30 between EHSB: VAc: AMPS, respectively achieved the highest apparent viscosity under both 25℃ and 90℃.

[0055] Table 2. Synthesis of EHSB: VAc: AMPS polymeric surfactant with different molar ratios of monomers

[0056] a) Initiators: weight percentage of K2S2O8-NaHSO3 (weight ratio of initiator: 1: 1) relative to total weight of monomers; b) Sample concentration in AGSW: 10,000 ppm; c) Measured with shear rate at 6.81s-1.

[0057] Example 2: Synthesis of EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactant with different reaction temperatures

[0058] A series of EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactants were prepared similar to the procedure described in Example 1 above. However, since the degree of polymerization tends to increase at lower temperature, reaction temperatures were varied (e.g., 25 ℃, 35 ℃, and 50 ℃) and the molar ratio of monomers were held constant in Example 2. Polymeric surfactant samples were dissolved in AGSW and properties in solution are shown in Table 3.

[0059] Table 3. Synthesis of polymeric surfactant with different reaction temperatures

[0060] a) Initiators: weight percentage of K2S2O8-NaHSO3 (weight ratio of initiator: 1: 1) relative to total weight of monomers; b) sample concentration in AGSW: 5,000 ppm; c) measured with shear rate at 6.81s-1; d) IFT measured between 5,000 ppm sample in AGSW and crude oil.

[0061] As shown in Table 3, the viscosity of the polymeric surfactant in AGSW was determined to increase with a decrease in reaction temperature. Meanwhile, the effect of synthesis temperature on IFT was determined to be minor. Each sample test was determined to have an IFT on the order of  10-2 mN / m among all products. It is noted that as the reaction temperature was further lowered to 20 ℃, no sign of polymerization was observed after synthesis, suggesting that the reaction may not be initiated with a temperature below 25℃. Thus, 25℃ was selected for further study as the optimized reaction time.

[0062] Example 3: Synthesis of polymeric surfactant EHSB-VAc-AMPS with different initiator concentrations

[0063] In Example 3, a series of EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactants were prepared under the similar to the procedure described in Example 1. However, the molar ratio of monomers and the reaction temperature were held constant in Example 3, and the initiator amount was varied (e.g., 0.5 wt%, 0.25 wt%, and 0.1 wt%based on the total weight of monomers in solution) . Table 4 shows reaction conditions and viscosity and IFT of the polymeric surfactants in solution.

[0064] Table 4. Synthesis of polymeric surfactant with different initiator concentrations

[0065] a) Initiators: weight percentage of K2S2O8-NaHSO3 (weight ratio of initiator: 1: 1) relative to total weight of monomers; b) Sample concentration in AGSW: 5000 ppm; c) Measured with shear rate at 6.81s-1; d) IFT measured between 5,000 ppm sample in AGSW and crude oil.

[0066] As shown in Table 4, the viscosity of polymeric surfactant increased with a decreased amount of initiators. The IFT of the polymeric surfactant in solution was maintained on the order of 10-2 mN / m.

[0067] The polymeric surfactants synthesized with 0.25 wt%and 0.1 wt%initiators were analyzed by GPC and the results are listed in Table 5. Absolute molecular weight (Mw) was calculated using differential refractive index detector (RID) and light scattering detector (LSD) signals as well as gyration radius (Rg) . Viscosity-average molecular weight (Mv) was obtained using a viscosity detector. The number average molecular weight (Mn) and Polydispersity Index (PDI) were also determined for each sample. As shown in Table 5, the highest Mw of a polymeric surfactant is approximately 4 MDa (MegaDalton) .

[0068] Table 5. Molecular weight of EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactants

[0069] Notably, as the initiator concentration was further reduced below 0.1%, it was observed that the co-polymerization reaction was not initiated. Thus, 0.1%was selected as the optimized concentration of initiators for this synthesis reaction.

[0070] Example 4: Large scale synthesis of EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactant

[0071] Monomer AMPS (25 g) was dissolved in deionized water (75 g) in a 500 mL beaker. NaHCO3 was added to adjust the pH value to around a value of 7. After the sulfonic acid solution was stirred for 30 minutes, VAc (3 mL) and EHSB (3 g) was added to the beaker. The solution was then stirred until homogeneous and purged with N2 for 1 hour. The initiators K2S2O8-NaHSO3 (each 0.15 g) was added to the mixtures and the co-polymerization reaction was allowed to react for 24 hours while the beaker was placed in a 25℃ water bath. The resultant co-polymer (i.e., the polymeric surfactant) was isolated, purified by precipitation with ethanol, and dried in vacuum oven at 60℃ for 24h. The synthesis conditions and results of the polymeric surfactant in an AGSW solution are given in Table 6.

[0072] Table 6. Synthesis conditions in large scale

[0073] a) Initiators: weight percentage of K2S2O8-NaHSO3 (weight ratio of initiator: 1: 1) relative to total weight of monomers; b) Sample concentration in AGSW: 3,000 ppm, c) Measured with shear rate at 6.81s-1; d) IFT measured between 3000 ppm sample in AGSW and crude oil.

[0074] The viscosity of the EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactant (5,000 ppm) synthesized on a large scale was studied in deionized (DI) water under various shear rates and at 25 ℃ and 90 ℃ as shown in FIG. 4.

[0075] Example 5: Viscosity and oil-water IFT of the EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactant prepared in Example 4

[0076] The rheological and interfacial properties of the sample synthesized in sample 4 were characterized with varying concentrations in AGSW such that the potential of the product for reservoir applications can be evaluated. For example, the viscosity of polymeric surfactant was measured at various concentrations in AGSW. As shown in FIG. 5, the polymeric surfactant demonstrated reasonably high viscosity (i.e., greater than 2 cP (centipoise) at 6.81 s-1 (inverse second) ) with a polymeric surfactant of 3000 ppm in AGSW even at temperature up to 90℃. This result suggested that the polymeric surfactant should be qualified to perform mobility control under harsh reservoir conditions with a concentration as low as 3000 ppm.

[0077] Moreover, the oil-brine IFT of the polymeric surfactant synthesized on a large scale was measured at 90℃ after dialysis to minimize the influence of free surfactants in small molecules. In these IFT studies, a spinning drop method was performed and the oil content was less than 1 vol % (volume percent) . With the results shown in Figure 6, the IFT was maintained on the order of 10-2 mN / m with concentration above 1500 ppm. With a concentration of 3000 ppm and above, the IFT was reduced below 0.05 mN / m, which is sufficiently low for chemical enhanced oil recovery applications.

[0078] Example 6: Emulsifying ability of the synthesized polymeric surfactant prepared in Example 4 The emulsification of the polymeric surfactant was studied through the analysis of emulsion stability and water separation effects at 90℃. The time for water separation with emulsions including a solution including the polymeric surfactant at a concentration of 3,000 ppm is shown in FIG. 7. The oil content was provided in the emulsions in amounts of 10 vol %and 20 vol %. The separation time was determined to be reasonably slow, indicating good emulsion stability. It was observed that emulsions stabilized with the EHSB-VAc-AMPS polymeric surfactant that separation of oil from aqueous fluid took longer than 30 minutes to occur. In contrast, separation of oil and aqueous fluid phases of an emulsion was complete after about 5 or 10 min, when the emulsion was stabilized with common or commercially-available surfactants. This effect assisted in demonstrating the superior emulsification with the polymeric surfactant under harsh reservoir conditions, which may benefit oil recovery.

[0079] The examples provided above demonstrate that the polymeric surfactant of one or more embodiments has good compatibility in high salinity brines, high viscosity at elevated temperature, low interfacial tension (IFT) and good emulsification ability with crude oil. Thus, the polymeric surfactant of one or more embodiments may be applicable for chemical enhanced oil recovery processes at temperature up to 95℃ with salinities up to 57,000 ppm.

[0080] Embodiments of the present disclosure may provide at least one of the following advantages. The injection of one single component (i.e., a polymeric surfactant of one or more embodiments) may achieve a high mobility ratio, low IFT, and desired wettability, which is very advantageous for chemical EOR processes such that the risk of chromatographic separation during conventional surfactant-polymer flooding can be avoided. Moreover, the tunable hydrophile-lipophile balance (HLB) of polymeric surfactants of one or more embodiments offers a wide range of applications, including enhanced oil recovery applications.

[0081] Although only a few example embodiments have been described in detail above, those skilled in the art will readily appreciate that many modifications are possible in the example embodiments without materially departing from this invention. Accordingly, all such modifications are intended to be included within the scope of this disclosure as defined in the following claims.

Claims

1.A method of preparing a polymeric surfactant, the method comprising:dissolving a sulfonic acid monomer in an aqueous fluid to form a sulfonic acid solution;adding an acrylic monomer and a surfactant monomer to the sulfonic acid solution to form a reactive mixture;adding one or more initiators to the reactive mixture to initiate a reaction in the reactive mixture; andallowing the reactive mixture to react, thereby forming the polymeric surfactant.2.The method of claim 1, wherein the surfactant monomer is erucylamidopropyl hydroxy sulfonated betaine (EHSB) .3.The method of claim 2, wherein EHSB is added in a surfactant solution comprising a solvent.4.The method of claim 1, further comprising:adjusting a pH of the sulfonic acid solution;purging oxygen (O2) from the sulfonic acid solution with an inert gas to form a purged sulfonic acid solution; andhomogenizing the acrylic monomer and the surfactant monomer in the purged sulfonic acid solution.5.The method of claim 4, wherein the pH of the sulfonic acid solution is adjusted by adding an amount of sodium bicarbonate (NaHCO3) .6.The method of claim 1, further comprising:evaporating at least a portion of a solvent from a surfactant solution comprising the surfactant monomer prior to adding the surfactant monomer to the sulfonic acid solution; andwashing the polymeric surfactant to remove one or more impurities from the polymeric surfactant; anddrying the polymeric surfactant.7.The method of claim 4, wherein the inert gas is selected from the group consisting of argon, nitrogen, and combinations thereof.8.The method of claim 1, wherein the sulfonic acid monomer is 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid (AMPS) .9.The method of claim 1, wherein the acrylic monomer is vinyl acetate (VAc) .10.The method of claim 1, wherein the surfactant monomer is added to the sulfonic acid solution in a molar ratio from 1: 50 to 1: 10 of the surfactant monomer to the sulfonic acid monomer.11.The method of claim 1, wherein the acrylic monomer is added to the sulfonic acid solution in a molar ratio from 1: 20 to 1: 5 of the surfactant monomer to the acrylic monomer.12.The method of claim 1, wherein the one or more initiators is selected from the group consisting of potassium persulfate (K2S2O8) , sodium bisulfite (NaHSO3) , and combinations thereof.13.The method of claim 1, wherein the polymeric surfactant, having a concentration in a solution greater than 1000 ppm (parts per million) based on the total weight of the solution, has a viscosity in solution of 1 cP (centiPoise) or more and an interfacial tension (IFT) value of less than 0.1 mN / m (milliNewton per meter) at a temperature of 90 ℃.14.The method of claim 1, wherein the polymeric surfactant, having a concentration in a solution greater than 2000 ppm based on the total weight of the solution, has a viscosity in solution of 1 cP or more and an interfacial tension (IFT) value of less than 0.08 mN / m at a temperature of 90 ℃.15.A polymeric surfactant obtained by the method of claim 1, the polymeric surfactant comprising:a co-polymer comprising polymerized co-monomers, wherein the co-monomers are AMPS, VAc, and EHSB.16.A method of enhancing oil recovery in a reservoir, the method comprising:preparing a polymeric surfactant formulation that comprises a polymeric surfactant and a treatment fluid, wherein the treatment fluid is an aqueous fluid;injecting the polymeric surfactant formulation into an injection well of the reservoir;contacting one or more hydrocarbons present in the reservoir with the polymeric surfactant formulation, thereby forming a hydrocarbon mixture; andextracting the hydrocarbon mixture from a production well of the reservoir,wherein the production well and the injection well are the same or different.17.The method of claim 16, further comprising:dissolving a sulfonic acid monomer in an aqueous fluid to form a sulfonic acid solution;adding an acrylic monomer and a surfactant monomer to the sulfonic acid solution to form a reactive mixture;adding one or more initiators to the reactive mixture to initiate a reaction in the reactive mixture; andallowing the reactive mixture to react, thereby forming the polymeric surfactant.18.The method of claim 16, wherein preparing the polymeric surfactant formulation comprises adding the polymeric surfactant to the treatment fluid.19.The method of claim 16, wherein the hydrocarbon mixture extracted from the reservoir is in the form of an emulsion.20.The method of claim 16, wherein the polymeric surfactant is added to the treatment fluid in an amount in a range from 2000 ppm to 5000 ppm based on the total weight of the polymeric surfactant formulation.

Images