EA036562B1 - Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта - Google Patents
Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA036562B1 EA036562B1 EA201990471A EA201990471A EA036562B1 EA 036562 B1 EA036562 B1 EA 036562B1 EA 201990471 A EA201990471 A EA 201990471A EA 201990471 A EA201990471 A EA 201990471A EA 036562 B1 EA036562 B1 EA 036562B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- initiator
- hydrophilic
- monomer
- lipophilic
- polymerizable composition
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 92
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 92
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 81
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 75
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000007725 thermal activation Methods 0.000 claims abstract 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 91
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 31
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 30
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 claims description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 18
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 14
- 239000007870 radical polymerization initiator Substances 0.000 claims description 14
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- -1 polyoxoethylene chain Polymers 0.000 claims description 9
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 claims description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 4
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000000229 (C1-C4)alkoxy group Chemical group 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M acrylate group Chemical group C(C=C)(=O)[O-] NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 88
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 18
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 18
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 13
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 12
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 10
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 1-Octanol Chemical compound CCCCCCCCO KBPLFHHGFOOTCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- LXEKPEMOWBOYRF-UHFFFAOYSA-N [2-[(1-azaniumyl-1-imino-2-methylpropan-2-yl)diazenyl]-2-methylpropanimidoyl]azanium;dichloride Chemical compound Cl.Cl.NC(=N)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(N)=N LXEKPEMOWBOYRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LWMFAFLIWMPZSX-UHFFFAOYSA-N bis[2-(4,5-dihydro-1h-imidazol-2-yl)propan-2-yl]diazene Chemical compound N=1CCNC=1C(C)(C)N=NC(C)(C)C1=NCCN1 LWMFAFLIWMPZSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- SFLRURCEBYIKSS-UHFFFAOYSA-N n-butyl-2-[[1-(butylamino)-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound CCCCNC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NCCCC SFLRURCEBYIKSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 3
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 3
- 150000003254 radicals Chemical group 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AVTLBBWTUPQRAY-UHFFFAOYSA-N 2-(2-cyanobutan-2-yldiazenyl)-2-methylbutanenitrile Chemical compound CCC(C)(C#N)N=NC(C)(CC)C#N AVTLBBWTUPQRAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FLKBKUFGKQPPRY-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[2-[2-[1-(2-hydroxyethyl)-4,5-dihydroimidazol-2-yl]propan-2-yldiazenyl]propan-2-yl]-4,5-dihydroimidazol-1-yl]ethanol;dihydrochloride Chemical compound Cl.Cl.N=1CCN(CCO)C=1C(C)(C)N=NC(C)(C)C1=NCCN1CCO FLKBKUFGKQPPRY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DETXZQGDWUJKMO-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxymethanesulfonic acid Chemical compound OCS(O)(=O)=O DETXZQGDWUJKMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYPGJGCIPQYQBW-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-[[2-methyl-1-oxo-1-(prop-2-enylamino)propan-2-yl]diazenyl]-n-prop-2-enylpropanamide Chemical compound C=CCNC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NCC=C LYPGJGCIPQYQBW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BSXGCUHREZFSRY-UHFFFAOYSA-N 3-[[1-amino-2-[[1-amino-1-(2-carboxyethylimino)-2-methylpropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropylidene]amino]propanoic acid;tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.OC(=O)CCNC(=N)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=N)NCCC(O)=O BSXGCUHREZFSRY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VFXXTYGQYWRHJP-UHFFFAOYSA-N 4,4'-azobis(4-cyanopentanoic acid) Chemical compound OC(=O)CCC(C)(C#N)N=NC(C)(CCC(O)=O)C#N VFXXTYGQYWRHJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004342 Benzoyl peroxide Substances 0.000 description 2
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N Hydroxyethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCO WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KYIKRXIYLAGAKQ-UHFFFAOYSA-N abcn Chemical compound C1CCCCC1(C#N)N=NC1(C#N)CCCCC1 KYIKRXIYLAGAKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000005227 gel permeation chromatography Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQMHJBXHRFJKOT-UHFFFAOYSA-N methyl 2-[(1-methoxy-2-methyl-1-oxopropan-2-yl)diazenyl]-2-methylpropanoate Chemical compound COC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)OC ZQMHJBXHRFJKOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WMRNGPYHLQSTDL-UHFFFAOYSA-N n-cyclohexyl-2-[[1-(cyclohexylamino)-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound C1CCCCC1NC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NC1CCCCC1 WMRNGPYHLQSTDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HGASFNYMVGEKTF-UHFFFAOYSA-N octan-1-ol;hydrate Chemical compound O.CCCCCCCCO HGASFNYMVGEKTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QEQBMZQFDDDTPN-UHFFFAOYSA-N (2-methylpropan-2-yl)oxy benzenecarboperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOOC(=O)C1=CC=CC=C1 QEQBMZQFDDDTPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RAPXVKLHABTPOM-UHFFFAOYSA-N 1-ethenyl-4-[4-(4-ethenylphenoxy)butoxy]benzene Chemical compound C1=CC(C=C)=CC=C1OCCCCOC1=CC=C(C=C)C=C1 RAPXVKLHABTPOM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYKPJMYWPYIXGG-UHFFFAOYSA-N 2,2-dimethylbutane;prop-2-enoic acid Chemical compound OC(=O)C=C.OC(=O)C=C.OC(=O)C=C.CCC(C)(C)C OYKPJMYWPYIXGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-difluorophenoxy)pyridin-3-amine Chemical compound NC1=CC=CN=C1OC1=CC=C(F)C=C1F LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VLSRKCIBHNJFHA-UHFFFAOYSA-N 2-(trifluoromethyl)prop-2-enoic acid Chemical compound OC(=O)C(=C)C(F)(F)F VLSRKCIBHNJFHA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PFHOSZAOXCYAGJ-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-cyano-4-methoxy-4-methylpentan-2-yl)diazenyl]-4-methoxy-2,4-dimethylpentanenitrile Chemical compound COC(C)(C)CC(C)(C#N)N=NC(C)(C#N)CC(C)(C)OC PFHOSZAOXCYAGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WYGWHHGCAGTUCH-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-cyano-4-methylpentan-2-yl)diazenyl]-2,4-dimethylpentanenitrile Chemical compound CC(C)CC(C)(C#N)N=NC(C)(C#N)CC(C)C WYGWHHGCAGTUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CGDNFXSLPGLMHK-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyldisulfanyl]ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCSSCCOC(=O)C(C)=C CGDNFXSLPGLMHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QLIBJPGWWSHWBF-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCN QLIBJPGWWSHWBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGIJCMNGQCUTPI-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethyl prop-2-enoate Chemical compound NCCOC(=O)C=C UGIJCMNGQCUTPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HMENQNSSJFLQOP-UHFFFAOYSA-N 2-bromoprop-2-enoic acid Chemical compound OC(=O)C(Br)=C HMENQNSSJFLQOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WROUWQQRXUBECT-UHFFFAOYSA-N 2-ethylacrylic acid Chemical compound CCC(=C)C(O)=O WROUWQQRXUBECT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 1
- HEBDGRTWECSNNT-UHFFFAOYSA-N 2-methylidenepentanoic acid Chemical compound CCCC(=C)C(O)=O HEBDGRTWECSNNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 4-bromo-1,1,1-trifluorobutane Chemical compound FC(F)(F)CCCBr DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YIVJZNGAASQVEM-UHFFFAOYSA-N Lauroyl peroxide Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)OOC(=O)CCCCCCCCCCC YIVJZNGAASQVEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N Sodium Chemical class [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AVTLBBWTUPQRAY-BUHFOSPRSA-N V-59 Substances CCC(C)(C#N)\N=N\C(C)(CC)C#N AVTLBBWTUPQRAY-BUHFOSPRSA-N 0.000 description 1
- 239000007877 V-601 Substances 0.000 description 1
- WYGWHHGCAGTUCH-ISLYRVAYSA-N V-65 Substances CC(C)CC(C)(C#N)\N=N\C(C)(C#N)CC(C)C WYGWHHGCAGTUCH-ISLYRVAYSA-N 0.000 description 1
- 239000007878 VAm-110 Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- FTWHFXMUJQRNBK-UHFFFAOYSA-N alpha-Methylen-gamma-aminobuttersaeure Natural products NCCC(=C)C(O)=O FTWHFXMUJQRNBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001588 bifunctional effect Effects 0.000 description 1
- LBSPZZSGTIBOFG-UHFFFAOYSA-N bis[2-(4,5-dihydro-1h-imidazol-2-yl)propan-2-yl]diazene;dihydrochloride Chemical compound Cl.Cl.N=1CCNC=1C(C)(C)N=NC(C)(C)C1=NCCN1 LBSPZZSGTIBOFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JKRBKUNNPGKVLF-UHFFFAOYSA-N bis[2-(4,5-dihydro-1h-imidazol-2-yl)propan-2-yl]diazene;sulfo hydrogen sulfate;dihydrate Chemical compound O.O.OS(=O)(=O)OS(O)(=O)=O.N=1CCNC=1C(C)(C)N=NC(C)(C)C1=NCCN1 JKRBKUNNPGKVLF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N di-tert-butyl peroxide Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)C LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004386 diacrylate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004683 dihydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol dimethacrylate Substances CC(=C)C(=O)OCCOC(=O)C(C)=C STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000004029 hydroxymethyl group Chemical group [H]OC([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000003100 immobilizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000010907 mechanical stirring Methods 0.000 description 1
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical class CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- WFKDPJRCBCBQNT-UHFFFAOYSA-N n,2-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CNC(=O)C(C)=C WFKDPJRCBCBQNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WVFLGSMUPMVNTQ-UHFFFAOYSA-N n-(2-hydroxyethyl)-2-[[1-(2-hydroxyethylamino)-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound OCCNC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NCCO WVFLGSMUPMVNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BUGISVZCMXHOHO-UHFFFAOYSA-N n-[1,3-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)propan-2-yl]-2-[[1-[[1,3-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)propan-2-yl]amino]-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound OCC(CO)(CO)NC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NC(CO)(CO)CO BUGISVZCMXHOHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N n-methylprop-2-enamide Chemical compound CNC(=O)C=C YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N propionamide Chemical compound CCC(N)=O QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940080818 propionamide Drugs 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Substances [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- SONHXMAHPHADTF-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methylprop-2-enoate Chemical compound [Na+].CC(=C)C([O-])=O SONHXMAHPHADTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229910001428 transition metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
- C08F220/04—Acids; Metal salts or ammonium salts thereof
- C08F220/06—Acrylic acid; Methacrylic acid; Metal salts or ammonium salts thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
- C08F220/10—Esters
- C08F220/26—Esters containing oxygen in addition to the carboxy oxygen
- C08F220/28—Esters containing oxygen in addition to the carboxy oxygen containing no aromatic rings in the alcohol moiety
- C08F220/285—Esters containing oxygen in addition to the carboxy oxygen containing no aromatic rings in the alcohol moiety and containing a polyether chain in the alcohol moiety
- C08F220/286—Esters containing oxygen in addition to the carboxy oxygen containing no aromatic rings in the alcohol moiety and containing a polyether chain in the alcohol moiety and containing polyethylene oxide in the alcohol moiety, e.g. methoxy polyethylene glycol (meth)acrylate
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- C09K2107/00—Impermeabilisation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта, который включает нагнетание в указанный пласт по меньшей мере одной полимеризуемой композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофильный мономер, по меньшей мере один гидрофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (гидрофильный инициатор), по меньшей мере один липофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (липофильный инициатор). Настоящее изобретение также относится к полимеризуемым композициям, которые могут быть использованы в указанном способе.
Description
Настоящее изобретение относится к способу ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта.
В частности, настоящее изобретение относится к способу ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта, который включает нагнетание в пласт полимеризуемой композиции, способной на месте образовывать полимерный материал, пригодный для блокировки или, по меньшей мере, замедления проникновения пластовой воды в добывающую скважину.
Полимеризуемая композиция составлена так, что образование полимера происходит селективно в тех областях пласта, где присутствует вода, поэтому не происходит снижения мобильности нефти и, следовательно, добычи нефти через добывающую скважину.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения образовавшийся полимер представляет собой гидрогель, абсорбирующий пластовую воду, с которой он вступает в контакт, иммобилизуя ее в тех областях пласта, где она присутствует.
В контексте настоящего изобретения выражение нефтяное масло означает жидкость, содержащую углеводороды или преимущественно углеводороды, имеющую естественное происхождение, присутствующую в подземной или подводной формации. Возможно, нефть может содержать воду в диспергированной или эмульгированной форме. Термины нефтяное масло и нефть в нижеследующем описании используются взаимозаменяемо.
В контексте настоящего изобретения выражение связанная вода относится к фракции воды, присутствующей в порах формации, содержащей углеводородный флюид, или в пространстве между зернами горной породы, составляющими указанную формацию; связанная вода, удерживаемая в пласте, главным образом, силами поверхностного натяжения, по существу, не извлекается во время добычи из пласта флюида.
В контексте настоящего изобретения выражение пластовая вода означает фракцию воды, присутствующую в формации, содержащей углеводородный флюид, которая может быть извлечена во время добычи флюида из пласта. Пластовая вода может сформироваться, например, в результате фильтрации воды из водоносного слоя, находящегося близко к пласту, или в результате нагнетания воды или пара в подстилающий грунт с целью вытеснения флюида к добывающей скважине.
Присутствие воды, связанной с углеводородным флюидом (например, нефтяным маслом или природным газом), добываемым из подземного пласта, представляет собой определенную проблему, оказывающую существенное влияние на рентабельность нефтепромыслов.
При добыче углеводородного флюида, смешанного с водой, снижается эффективность добычи флюида, повышается стоимость и размеры оборудования, необходимого для отделения воды, увеличивается общая стоимость добычи флюида, и, наконец, возникают проблемы утилизации отделенной воды, загрязненной углеводородами.
Извлечение вместе с углеводородным флюидом из нефтяной скважины воды, помимо того, что сопряжено с частыми приостановками добычи для осуществления мер по сдерживанию проникновения воды, в некоторых случаях может представлять такую реальность, которая является причиной преждевременного закрытия скважины, таким образом, препятствуя полному освоению нефтеносного пласта (например, когда нефтеносный пласт находится рядом с водоносным слоем).
В данной области техники известны различные способы уменьшения извлечения воды из нефтяной скважины. Один из таких способов включает нагнетание в пласт химических соединений, таких как полимеры, гели и пены, способных образовывать механические барьеры, непроницаемые для воды, блокируя предпочтительные траектории движения воды в формации к добывающей скважине. Механические барьеры могут быть созданы в результате происходящей на месте реакции между двумя или более реагентами, нагнетаемыми отдельно, которые образуют барьерное соединение.
Например, в US 3965986 описан способ увеличения продуктивности нефтяной скважины, основанный на снижении водопроницаемости отдельных слоев пласта. Снижение водопроницаемости определенного слоя пласта достигается путем первого нагнетания в слой водной дисперсии коллоидного оксида кремния, за которым следует второе нагнетание водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество (ПАВ). В результате контакта водного раствора, содержащего ПАВ, с коллоидным оксидом кремния образуется гель (барьерное соединение), который блокирует поры горной породы в данном слое, снижая водопроницаемость слоя.
В WO 2012/090153 описан способ ослабления эффектов образования газового конуса и конуса обводнения в скважине по добыче углеводородного флюида из подземного пласта, расположенного рядом с водоносным слоем или газовой шапкой.
Этот способ включает нагнетание в водоносный слой (или газовую шапку) жидкости для обработки, содержащей активный компонент, имеющей промежуточную плотность между плотностью добываемого углеводородного флюида и воды (или газа в шапке). Благодаря разности плотности жидкость для обработки самопроизвольно мигрирует до поверхности раздела между углеводородным флюидом и водой (или газом в шапке). Активный компонент, содержащийся в жидкости, активируется на месте, образуя на поверхности раздела соединения, пригодные для создания водонепроницаемого барьера.
В одном из вариантов своего осуществления способ, описанный WO 2012/090153, включает нагне- 1 036562 тание первой жидкости для обработки, содержащей в качестве активного компонента мономер (например, амид, акриламид, этиленгликоль) и преполимер (полиамид, полиакриламид, полиэтиленгликоль).
Затем вторую жидкость для обработки, содержащую инициатор полимеризации, нагнетают в ту же точку пласта для запуска полимеризации мономера или преполимера (активация на месте) и образования водонепроницаемого барьерного соединения.
Инициаторы полимеризации, используемые для образования полимеров на месте, обычно представляют собой инициаторы радикальной полимеризации с термической активацией (термические инициаторы). Эти инициаторы образованы из соединений, которые при определенной температуре разлагаются с образованием свободнорадикальных фрагментов, вступающих в реакцию с мономерами, запуская реакцию полимеризации.
Путем надлежащего выбора термических инициаторов можно запустить реакцию полимеризации на определенной глубине пласта, т.е. в той точке пласта, где достигается температура активации инициатора.
Способам ингибирования или снижения проникновения воды в добывающие скважины известного уровня техники свойственны различные недостатки.
Во-первых, эффект снижения проникновения воды непродолжителен. Из-за этого требуются частые приостановки добычи для дополнительного нагнетания в пласт жидкости для обработки с соответствующим снижением производительности.
Во-вторых, соединения, нагнетаемые в соответствии со способами известного уровня техники, харастеризуются низкой селективностью по отношению к пластовой воде. По существу, эти соединения могут также взаимодействовать со связанной водой, вызывая снижение мобильности нефти и, следовательно, выход добываемого продукта.
В-третьих, эффекты применения способов снижения водопроницаемости в добывающей скважине являются необратимыми.
Любые возможные ошибки при нагнетании жидкости для обработки, следовательно, могут приносить значительный экономический ущерб (например, преждевременное закрытие добывающей скважины).
Способам известного уровня техники, основанным на образовании полимеров на месте, также свойственен недостаток, заключающийся в недостаточной возможности регулирования реакции полимеризации. Фактически, реакция полимеризации может иметь место в любой точке пласта, где температура достаточна для активации разложения инициатора с образованием радикалов, включая те области пласта, где присутствует, главным образом, нефть, а не вода, что вызывает снижение мобильности нефти в направлении добывающей скважины.
Кроме этого, способы, основанные на образовании полимеров на месте, которые предусматривают отдельное нагнетание мономеров и инициаторов полимеризации (или других соединений, необходимых для начала реакции полимеризации), характеризуются ограниченной эффективностью, так как только часть последовательно нагнетаемых соединений действительно вступает в контакт друг с другом, эффективно образуя полимеры.
Ввиду изложенного выше уровня техники своей главной задачей Заявитель считает обеспечение способа эффективного ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти, позволяющего уменьшить количество приостановок добычи и повысить производительность добычи нефти.
В рамках этой задачи целью настоящего изобретения является обеспечение способа ингибирования или, по меньшей мере, уменьшения проникновения воды в скважину для добычи углеводородного флюида, позволяющего уменьшить количество извлекаемой воды и, таким образом, уменьшить убытки, связанные с отделением воды от нефти и утилизацией воды, загрязненной углеводородами.
Второй целью настоящего изобретения является обеспечение способа ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти, который может быть эффективным образом использован в пластах, отличающихся наличием формаций с разными геологическими параметрами.
Заявителем обнаружено, что эти и другие цели, более подробно поясняемые в последующем описании, могут быть достигнуты благодаря способу ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта, который включает нагнетание в указанный пласт по меньшей мере одной полимеризуемой композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофильный мономер, по меньшей мере один гидрофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (гидрофильный инициатор), по меньшей мере один липофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (липофильный инициатор).
В соответствии со вторым аспектом настоящее изобретение относится к жидкой полимеризуемой композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофильный мономер, по меньшей мере один гидрофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией, по меньшей мере один липофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией.
Способ, соответствующий настоящему изобретению, позволяет повысить эффективность добычи нефти из подземного пласта.
Указанный способ основан на нагнетании в пласт полимеризуемой композиции, содержащей один
- 2 036562 или несколько гидрофильных мономеров, способных образовывать полимер, способный модифицировать водопроницаемость формации пласта так, чтобы предотвращать или замедлять проникновение воды в добывающую скважину.
Образование полимера происходит на месте, т.е. внутри формации пласта после нагнетания полимеризуемой композиции. Образовавшийся полимер занимает полые пространства системы пор или трещин формации, блокируя доступ воды в пласт.
Полимеризуемая композиция содержит по меньшей мере два термически активируемых инициатора радикальной полимеризации, которые запускают реакцию полимеризации мономеров, когда полимеризуемая композиция достигла областей пласта с температурой, по меньшей мере, равной температуре активации инициаторов.
Использование гидрофильных мономеров в сочетании по меньшей мере с одним гидрофильным инициатором полимеризации и по меньшей мере одним липофильным инициатором полимеризации обеспечивает селективное образование полимера только или преимущественно в тех областях пласта, где присутствует вода, оставляя, напротив, области, в которых присутствует нефть, по существу, без изменений.
Фактически, липофильный инициатор и гидрофильный инициатор присутствуют в полимеризуемой композиции в общей концентрации, которой достаточно для полимеризации мономеров (далее именуемой также концентрация активации), когда полимеризуемая композиция достигла областей пласта с температурой, по меньшей мере, равной температуре активации обоих инициаторов.
Однако когда на своем пути в пласте полимеризуемая композиция вступает в контакт с нефтью, липофильный инициатор проявляет тенденцию к миграции в сторону нефти, вызывая уменьшение общей концентрации инициаторов в полимеризуемой композиции до значения ниже концентрации активации. В таких условиях полимеризуемая композиция не способна полимеризоваться. Фактически, в присутствии нефти гидрофильный мономер остается, по существу, в полимеризуемой композиции или, возможно, мигрирует в сторону пластовой воды, если она есть, вместе с гидрофильным инициатором. Однако поскольку концентрация гидрофильного инициатора меньше концентрации активации, полимеризация не происходит, даже если температура полимеризуемой композиции равна или больше температуры активации инициаторов.
Когда полимеризуемая композиция на своем пути в пласте не встречает областей с нефтью, она может достигать тех областей пласта, где имеется вода, в неизмененном состоянии, тогда, при условии, что температура в этих областях равна или больше температуры активации инициаторов, начинается реакция полимеризации.
Когда полимеризуемая композиция достигает областей пласта без нефти и воды, однако с температурой, равной или превышающей температуру активации инициаторов, может иметь место образование полимера и являющееся следствием этого закупоривание системы пор или трещин соответствующей формации. Однако образование полимера, несомненно, не оказывает существенного отрицательного влияния на производительность добывающей скважины.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения полимер, образующийся на месте из полимеризуемой композиции, представляет собой полимер, характеризующийся высоким сродством к воде, хотя при этом в ней нерастворим, как, например, гидрогель. Однажды образовавшись, гидрогель может взаимодействовать с пластовой водой, с которой он вступает в контакт, увеличивая ее вязкость и, следовательно, блокируя внутри формации. Кроме этого, абсорбируя воду, частицы гидрогеля могут взаимодействовать друг с другом, связываясь друг с другом и образуя относительно густой слой, который выполняет роль барьера для поступления дополнительного количества воды.
Способ настоящего изобретения может быть применен к формациям с разными геологическими параметрами. В частности, способ пригоден для снижения мобильности воды как в трещиноватых, так и в пористых формациях.
Способ настоящего изобретения также хорошо подходит для использования в пластах с разными геологическими параметрами, в частности, различными профилями температуры, т.е. пластами, в которых в зависимости от глубины пласта наблюдаются различные изменения температуры. Фактически, действие полимеризуемой композиции можно регулировать в соответствии с температурой слоя пласта, в котором должна происходить реакция полимеризации, путем надлежащего изменения химического состава полимеризуемой композиции, в частности путем надлежащего выбора гидрофильного и липофильного инициаторов на основе кинетики их разложения (активности).
Вообще, после того как определен профиль температуры пласта, выбирая инициаторы в соответствии с температурой их активации, можно применять способ настоящего изобретения для селективной модификации параметров водопроницаемости на заданной глубине или в заданной области пласта.
Как уже было указано, полимеризуемая композиция, нагнетаемая в пласт, содержит по меньшей мере один гидрофильный мономер, по меньшей мере один гидрофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (гидрофильный инициатор) и по меньшей мере один липофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (липофильный инициатор).
Мономеры, которые могут быть использованы в целях настоящего изобретения, представляют со- 3 036562 бой молекулы, способные образовывать полимеры по реакции радикальной полимеризации. Мономеры являются гидрофильными, т.е. мономеры растворимы или легко диспергируемы в воде. В частности, гидрофильные мономеры, которые могут быть использованы в целях настоящего изобретения, характеризуются такой степенью сродства к воде, что когда полимеризуемая композиция вступает в контакт с пластовой нефтью, они, по существу, не мигрируют в нефть, а остаются преимущественно в полимеризуемой композиции или, возможно, переходят в пластовую воду.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения указанные гидрофильные мономеры характеризуются растворимостью в воде, большей или равной 5 г/л, более предпочтительно большей или равной 10 г/л и неограниченной смешиваемостью с водой.
Полимеризуемая композиция, соответствующая настоящему изобретению, также может содержать два или более различных мономеров (сомономеров). В этом случае реакция полимеризации приводит к образованию сополимеров.
Примерами предпочтительных гидрофильных мономеров, которые могут быть использованы в целях настоящего изобретения, являются следующие: акриловый мономер, метакриловый мономер, мономер, включающий по меньшей мере одну этиленненасыщенную и по меньшей мере одну полиоксоэтиленовую цепь.
В частности, конкретными примерами гидрофильных мономеров, которые могут быть использованы в целях настоящего изобретения, являются акриламид, акрилат натрия, метакрилат натрия, 2пропилакриловая кислота, 2-этилакриловая кислота, 2-трифторметилакриловая кислота, 2-бромакриловая кислота, 2-аминоэтилакрилат, 2-аминоэтилметакрилат, полиэтиленгликоль-метакрилат и полиэтиленгликоль-акрилаты.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления изобретения полимеризуемая композиция содержит мономеры, способные образовывать гидрогель.
Г идрогели представляют собой трехмерные полимерные структуры, способные абсорбировать значительное количество воды (например, от 10 до 100 величин сухого веса полимерной структуры). Гидрогели могут представлять собой гомополимеры или сополимеры.
Гидрогели могут быть получены, например, путем полимеризации акрилатов (например, акриловой кислоты), метакрилатов (например, 2-гидроксиэтилметакрилата), акриалмидов и метакриламидов (например, акриламида, н-метилакриламида, н-метилметакриламида, н,н-диметилакриламида) и циклических лактамов (например, н-винилпирролидона).
Принимая во внимание, что пластовая вода может характеризоваться высокой минерализацией, гидрогель предпочтительно также способен абсорбировать соленую воду, т.е. воду с содержанием соли, выраженным в количестве эквивалентов NaCl, лежащим в диапазоне от 1 до 300 г/л.
Заявителем обнаружено, что гидрогели, особенно хорошо соответствующие целям настоящего изобретения, представляют собой сополимеры, которые могут быть получены путем полимеризации, по меньшей мере, первого акрилового мономера (основного мономера) и по меньшей мере одного второго мономера, включающего по меньшей мере одну этиленненасыщенную и по меньшей мере одну полиоксоэтиленовую цепь (сомономер).
Эти гидрогели имеют высокую водопоглотительную способность и устойчивы в условиях температуры и минерализации воды, типичных для нефтеносных пластов (например, температура в диапазоне 50-120°С). В частности, когда гидрогели абсорбировали воду, они могут выдерживать длительный контакт с водой с высоким содержанием солей без признаков существенного разрушения структуры.
Предпочтительные гидрогели, соответствующие настоящему изобретению, получают путем полимеризации, по меньшей мере, первого мономера (основного мономера), включающего по меньшей мере одну акриловую или метакриловую функциональную группу, и второго мономера (сомономера), включающего по меньшей мере одну этиленненасыщенную и по меньшей мере одну полиоксоэтиленовую цепь.
Основной мономер предпочтительно выбран из акриловой кислоты и метакриловой кислоты.
Предпочтительно кислотные карбоксильные группы акриловой или метакриловой кислот, по меньшей мере частично, нейтрализованы, например, ионами металла, такими как ионы щелочного или щелочно-земельного металла или ионы переходного металла.
Предпочтительно количество нейтрализованных карбоксильных групп акриловой или метакриловой кислот (степень солеобразования) равно 30-100% карбоксильных групп исходной кислоты, более предпочтительно равно 60-100%, еще более предпочтительно равно 70-100%.
Сомономер включает по меньшей мере одну этиленненасыщенную и по меньшей мере одну полиоксоэтиленовую цепь.
Предпочтительным примером сомономера является соединение следующей формулы (I): CH2=CR1-CO-X-(CH2CH2O)n-R2 (I), где Ri означает Н или СН3;
R2 выбран из группы Н, ОН, алкил C1-C4, алкокси C1-C4 или акрилатная группа COCR3=CH2, где R3 означает Н или СН3;
X означает О или NH;
- 4 036562 n является целым числом, лежащим в диапазоне 1-500, предпочтительно в диапазоне 1-200, еще более предпочтительно в диапазоне 4-100.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления изобретения в вышеприведенной формуле (I) X означает атом кислорода, таким образом, сомономер является акриловым мономером.
В другом предпочтительном варианте осуществления изобретения в вышеприведенной формуле (I) X означает группу NH, таким образом, сомономер является акриламидным мономером.
В особенно предпочтительном варианте осуществления изобретения мономер формулы (I) включает только одну этиленовую связь, т.е. в мономере формулы (I) R| означает СН3, R2 выбран из группы Н, ОН, алкил Ci -C4 или алкокси C1 -C4, X означает О или NH, n является целым числом, лежащим в диапазоне 1-50.
Группа мономеров общей формулы (I), где X означает О, a Ri означает СН3, также известна в данной области под наименованием 2-гидроксиэтилметакрилат-РЕС (HEMA-PEG).
В другом предпочтительном варианте осуществления изобретения сомономер формулы (I) является бифункциональным мономером и включает по меньшей мере две этиленовых связи.
Сомономер предпочтительно имеет молекулярный вес, лежащий в диапазоне от 200 до 10000 Да, более предпочтительно в диапазоне от 500 до 5000 Да, еще более предпочтительно в диапазоне от 1000 до 4000 Да.
В настоящем описании молекулярный вес полимеров выражен как средняя величина веса (Mw), которая может быть определена, например, методом гельпроникающей хроматографии (gel permeation chromatography - GPC).
Соотношение между весом сомономера и весом основного мономера предпочтительно лежит в диапазоне от 5 до 50%, более предпочтительно в диапазоне от 10 до 35%, еще более предпочтительно в диапазоне от 20 до 30%.
Полимеризуемая композиция, соответствующая настоящему изобретению, содержит по меньшей мере один гидрофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией и по меньшей мере один липофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией.
В целях настоящего изобретения инициатор является гидрофильным, если коэффициент его распределения между водой и 1-октанолом меньше нуля.
В целях настоящего изобретения инициатор является липофильным, если коэффициент его распределения между водой и 1-октанолом больше нуля.
Гидрофильный инициатор и липофильный инициатор могут быть выбраны в соответствии с их активностью, т.е. способностью обеспечивать в определенных температурных условиях такое количество свободных радикалов, которого достаточно для запуска и продолжения реакции полимеризации гидрофильных мономеров до образования полимера.
Активность инициатора в полимеризуемой композиции зависит, главным образом, от скорости разложения самого инициатора при определенной температуре, от химического состава гидрофильных мономеров и от химического состава возможного жидкого носителя, например воды, в котором диспергированы или растворены мономеры и инициаторы.
Показателем активности инициатора является период его полураспада (t1/2), т.е. время, необходимое для того, чтобы начальная концентрация инициатора в растворе при данной температуре уменьшилась на 50%. Соотношение между периодом полураспада инициатора и температурой может быть выражено, например, как температура, при которой инициатор характеризуется периодом полураспада 10 ч в определенном растворителе (Т1/2(10 ч)).
Гидрофильные инициаторы, которые могут быть использованы в целях настоящего изобретения, предпочтительно имеют температуру T1/2 (10 ч) в воде, лежащую в диапазоне 50-150°С. Предпочтительно Т1/2 (10 ч) больше или равна 60°С, более предпочтительно больше или равна 70°С. Предпочтительно T1/2 (10 ч) меньше или равна 130°С, более предпочтительно меньше или равна 120°С.
Липофильные инициаторы, которые могут быть использованы в целях настоящего изобретения, предпочтительно имеют температуру Т1/2 (10 ч) в бензоле, лежащую в диапазоне 50-150°С.
Предпочтительно Т1/2 (10 ч) больше или равна 60°С, более предпочтительно больше или равна 70°С. Предпочтительно Т1/2 (10 ч) меньше или равна 130°С, более предпочтительно меньше или равна 120°С.
Когда образование полимеров должно происходить на глубине конечного забоя ствола скважины, где температура пласта обычно соответствует диапазону 70-100°С, гидрофильный инициатор предпочтительно имеет температуру Т1/2 (10 ч) в воде, лежащую в диапазоне 60-100°С, и липофильный инициатор имеет температуру Т1/2 (10 ч) в бензоле, лежащую в диапазоне 60-100°С.
В целях настоящего изобретения гидрофильный и липофильный инициаторы с термической активацией могут быть выбраны из инициаторов радикальной полимеризации, известных в данной области техники и имеющих гидрофильные или липофильные характеристики, определенные выше.
Далее приведены примеры предпочтительных гидрофильных инициаторов с указанием соответствующей температуры Т1/2 (10 ч) в воде и коэффициента распределения (log Роктанол/вода):
- 5 036562
1) 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропан]дигидрохлорид (VA-044) - Т1/2 (Юч) =44°С, Log Р < 0;
2) 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропан]дисульфат дигидрат (VA-046B) - Тф/2 (10ч) =47°С, Log Р < 0;
3) 2,2'-азобис(2-метилпропионамидин)дигидрохлорид (V50) -
Τι/г (Юч) = 56°С, Log Р < 0;
4) 2,2'-азобис[н-(2-карбоксиэтил)-2-метилпропионамидин] тетрагидрат (VA-057) - Τι/2 (10ч) =57°С, Log Р < 0;
5) 2,2'-азобис{2-[1-(2-гидроксиэтил)-2-имидазолин-2- ил] пропан} дигидрохлорид (VA-060) - Τι/2 (10ч) =60°С, Log Р < 0;
6) 2,2'-азобис[2-(2-имидазолин-2-ил)пропан] (VA-061) -
Т1/2 (Юч) = 61°С, Log Р < 0;
7) 2,2'-азобис(1-имино-1-пирролидин-2-пропан)дигидрохлорид (VA-067) - Т1/2 (Юч) =67°С, Log Р < 0;
8) 2,2'-азобис{2-метил-н-[1,1-бис(гидроксиметил)-2- гидроксиэтил] пропионамид} (VA-080) - Тф/2 (Юч) =80°С, Log Р < 0;
9) 2,2'-азобис[2-метил-н-(2-гидроксиэтил)пропионамид] (VA-
086) - Τι/г (Юч) =87°С, Log Р < 0;
10) персульфат аммония - Τι/2 (Юч) =65°С, Log Р << 0;
11) персульфат натрия - Τι/2 (Юч) =65°С, Log Р << 0;
12) персульфат калия - Ti/2 (10ч) =65°С, Log Р << 0;
13) дигидрат мононатриевой соли гидроксиметансульфоновой кислоты - Т1/2 (Юч) =65°С, Log Р << 0;
14) 4,4'-азобис(4-циановалериановая кислота) -
Т1/2 (Юч) =50°С, Log Р < 0;
15) гранулированный 2,2'-азобис(2-метилпропионамидин) дигидрохлорид - Т2/2 (Юч) =55°С, Log Р < 0.
Далее приведены примеры предпочтительных липофильных инициаторов с указанием соответствующей температуры Т1/2 (10 ч) в бензоле и коэффициента распределения (log Роктанол/вода):
- 6 036562
1) пероксид бензоила - 1//2 (10ч) =65°С, Log Р > 0;
2) 2,2'-азобис(4-метокси-2,4-диметилвалеронитрил) (V-7 0)-
Т1/2 (Юч) =30°С, Log Р > 0;
3) 2,2'-азобис(2,4-диметилвалеронитрил) (V-65)-
Т1/2 (Юч) =51°С, Log Р > 0;
4) диметил-2,2'-азобис (2-метилпропионат) (V-601)-
Τι/г (Юч) =66°С, Log Р » 0;
5) 2,2'-азобис (2-метилбутиронитрил) (V-59) - Т2/2 (10ч) =67°С,
Log Р » 0;
6) 1, 1'-азобис(циклогексан-1-карбонитрил) (V40)-
Τι/г (Юч) =88°С, Log Р > 0;
7) 2,2'-азобис[н-(2-пропенил)-2-метилпропионамид] (VF-096) -
Т1/2 (Юч) =96°С, Log Р > 0;
8) 1-[(1-циано-Юметилетил) азо] формамид (V-30)-
Т1/2 (Юч) =Ю4°С, Log Р » 0;
9) 2,2'-азобис(н-бутил-2-метилпропионамид) (VAm-110)-
Т1/2 (Юч) =1Ю°С, Log Р » 0;
10) 2,2'-азобис(н-циклогексил-2-метилпропионамид) (VAm-111)
- Τι/г (Юч) =111°С, Log Р » 0;
11) пероксид дикумила - Т2/2 (Юч) =75°С, Log Р > 0;
12) пероксид третбутила - Т2/2 (Юч) =7 0°С, Log Р > 0;
13) пероксибензоат третбутила - Т2/2 (Юч) =73°С, Log Р >> 0;
14) пероксид лауроила - Т2/2 (Юч) =75°С, Log Р > 0.
При выборе гидрофильного и липофильного инициатора также может быть принято во внимание требуемое от полимеризуемой композиции время запаздывания, т.е. время, необходимое для того, чтобы в полимеризуемой композиции была запущена реакция полимеризации в определенных условиях по концентрации инициаторов и температуре полимеризуемой композиции.
Таким образом, полимеризуемая композиция, соответствующая настоящему изобретению, может быть составлена так, чтобы время запаздывания обеспечивало возможность ее нагнетания в пласт и достижения заданной глубины (например, конечного забоя ствола скважины или промежуточного слоя пласта, водопроницаемость которого нужно уменьшить), и в это время, по существу, не происходила реакция полимеризации.
В соответствии с предпочтительным аспектом настоящего изобретения время запаздывания полимеризуемой композиции лежит в диапазоне 5-72 ч. Предпочтительно время запаздывания больше или равно 8 ч, более предпочтительно больше или равно 16 ч. Предпочтительно время запаздывания меньше или равно 60 ч, более предпочтительно меньше или равно 48 ч.
Время запаздывания полимеризуемой композиции также зависит от общей концентрации гидрофильного инициатора и липофильного инициатора. Как уже указано, общая концентрация двух упомянутых выше инициаторов больше или равна определенной пороговой концентрации (концентрации активации). При концентрации ниже пороговой реакция полимеризации мономеров, при определенной температуре, идет со скоростью, которой недостаточно для того, чтобы ее можно было использовать в практических целях для образования полимеров в формации пласта.
Общая концентрация инициаторов, т.е. гидрофильного инициатора и липофильного инициатора, предпочтительно лежит в диапазоне от 0,006 до 1,00 вес.% относительно общего веса мономеров.
Общая концентрация гидрофильного инициатора и липофильного инициатора более предпочтительно лежит в диапазоне от 0,01 до 0,50 вес.% относительно общего веса мономеров.
Липофильный инициатор предпочтительно присутствует в общей концентрации, лежащей в диапазоне от 0,001 до 0,100 вес.% относительно общего веса мономеров.
В соответствии с предпочтительным аспектом настоящего изобретения весовое отношение гидрофильного инициатора и липофильного инициатора, присутствующих в полимеризуемой композиции,
- 7 036562 лежит в диапазоне от 95:5 до 5:95, предпочтительно в диапазоне от 60:40 до 5:95, более предпочтительно в диапазоне от 50:50 до 10:90.
В соответствии с предпочтительным аспектом настоящего изобретения полимеризуемая композиция может включать жидкий носитель.
Функцией жидкого носителя является перенос компонентов полимеризуемой композиции в пласте так, чтобы они достигали подлежащие обработке области, в частности области, в которых присутствует пластовая вода. Полимеризуемая композиция преимущественно включает жидкий носитель, когда она не содержит компоненты в жидком состоянии, которые могут выполнять функцию жидкого носителя. Если полимеризуемая композиция содержит, например, жидкие гидрофильные мономеры, использования дополнительного жидкого носителя можно избежать.
Предпочтительно жидким носителем является вода или другой растворитель, в котором гидрофильный мономер легко может быть диспергирован или растворен. Жидкий носитель также должен быть достаточно гидрофильным для сохранения гидрофильного мономера полимеризуемой композиции растворенным или диспергированным.
Примерами растворителей, которые могут быть использованы в целях настоящего изобретения в качестве жидких носителей, являются вода, тетрагидрофуран (THF), этанол, ацетон.
Жидкий носитель, если он присутствует, присутствует в количестве, лежащем в диапазоне 20-70 вес.% относительно общего веса гидрофильных мономеров.
Полимеризуемая композиция также может включать один или несколько сшивающих агентов для получения поперечно-сшитых полимеров. Сшивающие агенты предпочтительно включают в полимеризуемую композицию, когда на месте должны быть получены гидрогели.
Кроме того, образование поперечно-сшитых полимеров является предпочтительным, если способ настоящего изобретения используется для уменьшения проникновения воды в трещиноватые формации, так как образующиеся при этом на месте полимеры более эффективно и прочно закупоривают трещины, лучше выполняя функцию сдерживания воды.
Кроме того, поперечно-сшитые полимеры обладают большей структурной устойчивостью в условиях использования в пласте по сравнению с несшитыми полимерами.
Сшивающие агенты могут быть выбраны из соединений, способных сшивать мономеры, выбранные для получения полимера. Примерами сшивающих агентов, особенно предпочтительных в случае гидрогелевых полимеров, являются: н, н'-метилен-бис-акриламид, этиленгликоль-диметакрилат, дивинилбензол, поли(этиленгликоль)диакрилат, 1,4-бутанолдиакрилат, триметилпропантриакрилат, 1,4-бис(4-винилфенокси)бутан, бис(2-метакрилоил)оксиэтилдисульфид.
Степень сшивания полимера можно изменять путем регулирования концентрации сшивающего агента в полимеризуемой композиции.
Соотношение между весом сшивающего агента и общим весом мономеров полимеризуемой композиции предпочтительно лежит в диапазоне 0,2-2%, более предпочтительно в диапазоне 0,5-0,9%.
Полимеризуемая композиция может быть получена в соответствии с приемами и с использованием устройств, известных специалистам в данной области.
Например, полимеризуемая композиция может быть получена путем смешивания мономеров, гидрофильного и липофильного инициаторов и возможных необязательных компонентов, таких как жидкий носитель (например, вода), ПАВ, сшивающие агенты и т.д., путем механического перемешивания (например, с использованием статической мешалки).
Способ настоящего изобретения может быть применен в формациях с разными геологическими параметрами. В частности, способ пригоден для снижения мобильности воды как в трещиноватых формациях, так и в пористых формациях.
В сущности, полимеризуемые композиции, содержащие мономерные соединения, сами по себе имеют малую вязкость, следовательно, их нагнетание в недра не представляет затруднений. Вязкость полимеризуемой композиции также можно регулировать путем добавления жидкого носителя (например, воды) или путем изменения количества жидкого носителя, когда он присутствует.
Способ, соответствующий изобретению, может быть применен либо до начала добычи нефти из нефтяного пласта, либо когда скважина уже действует, т.е. когда эксплуатация уже началась.
В частности, способ с успехом может быть применен в так называемых зрелых добывающих скважинах, т.е., скважинах, которые достигли предела производительности и отличаются извлечением значительного количества воды вместе с нефтяным маслом.
Нагнетание полимеризуемой композиции в пласт может быть осуществлено с использованием оборудования и приемов, известных в нефтедобывающей промышленности.
Нагнетание полимеризуемой композиции в пласт может быть осуществлено либо через скважину для добычи углеводородного флюида, либо через другие скважины, обычно имеющиеся на нефтепромыслах, такие как скважины для нагнетания пара, воды или других текучих сред (так называемые нагнетательные скважины).
Следовательно, способ, соответствующий настоящему изобретению, может быть использован во вторичных и третичных видах деятельности по добыче углеводородного масла как при изоляции водо- 8 036562 носных горизонтов, так и обработке формации.
Количество полимеризуемой композиции, подлежащее нагнетанию, может изменяться в широких пределах в зависимости от конкретной геологической формации пласта.
Количество полимеризуемой композиции может быть без труда определено специалистами в данной области на основе геологических характеристик пласта, в частности его температурного профиля, и простых стандартных экспериментальных исследований.
Нагнетание полимеризуемой композиции, возможно, может сопровождаться нагнетанием вытесняющей жидкости (например, того же жидкого носителя, что и в полимеризуемой композиции, если есть) с целью содействия проникновению полимеризуемой композиции в формацию пласта.
В конце нагнетания полимеризуемой композиции и, возможно, вытесняющей жидкости, может быть начата или возобновлена добыча из скважины углеводородного флюида. Перед тем как переходить к добыче углеводородного флюида, предпочтительно выдерживают некоторый период времени, которого достаточно для того, чтобы полимеризуемая композиция вступила в контакт с пластовой водой и прореагировала с образованием на месте полимеров, обеспечивая заданный эффект снижения мобильности воды.
Если нужно, добыча углеводородного флюида может быть прервана для проведения дополнительных нагнетаний жидкости для обработки с целью достижения дополнительного повышения продуктивности добывающей скважины.
Если полимеры, образовавшиеся на месте, представляют собой гидрогели, как описано выше, эффекты нагнетания полимеризуемой композиции, соответствующей настоящему изобретению, преимущественно, по меньшей мере частично, обратимы. Вода, абсорбированная гидрогелями, в сущности, может быть снова вытеснена из полимеров при контакте гидрогелей с кислотным соединением. Кислотное соединение, такое как минеральная кислота (например, соляная кислота) или органическая кислота (например, муравьиная кислота), может быть закачана в пласт таким же образом, как и жидкость для обработки.
Это свойство гидрогелей может быть использовано для того, чтобы, по меньшей мере частично, скорректировать какие-либо ошибки в нагнетании в пласт полимеров, если, например, нагнетание полимера вызвало ухудшение нефтеотдачи.
Нижеследующие примеры осуществления изобретения приведены лишь для пояснения настоящего изобретения и не должны рассматриваться как ограничивающие объем защиты, определенный в прилагаемой формуле изобретения.
Примеры
Приготовление полимеризуемых композиций.
Полимеризуемые композиции, соответствующие настоящему изобретению, приготовили с использованием следующих компонентов:
а) смеси гидрофильных мономеров, состоящей из метакриловой кислоты (АМА) в качестве основного мономера и 2-гидроксиэтилметакрилата-PEG (HEMA-PEG) в качестве сомономера (молекулярный вес (Mw) HEMA-PEG около 2000 Да; средняя величина n в общей формуле (I) равна 45; степень солеобразования HEMA-PEG равна примерно 100%);
b) 4,4'-азобис(4-циановалериановой кислоты) в качестве гидрофильного инициатора полимеризации;
c) пероксида бензоила в качестве липофильного инициатора полимеризации;
d) бис-акриламида в качестве сшивающего агента. Относительные количества основного мономера и сомономера относительно общего веса смеси гидрофильных мономеров составили 75% АМА, 25% HEMA-PEG.
Полимеризуемые композиции приготовили путем сначала смешивания друг с другом мономера и сомономера и затем добавления в полученную смесь гидрофильного и липофильного инициаторов и сшивающего агента.
Испытание полимеризации.
Для проверки поведения полимеризуемой композиции в условиях, близких к условиям в пласте, в каждой композиции осуществили две отдельных реакции полимеризации, соответственно, в присутствии (i) соленой воды (дистиллированная вода, содержащая ионы Na+ (34 г/л), Са++ (5,8 г/л), Mg (0,6 г/л);
(ii) смеси вода/нефть (дисперсия) 50 вес.%.
Испытания проводили, наливая полимеризуемую композицию в пробирку с соленой водой или смесью вода/нефть, имеющей температуру 85°С.
Испытания в воде продемонстрировали способность полимеризуемых композиций, соответствующих настоящему изобретению, полимеризоваться с образованием гидрогеля.
Во время испытаний в воде также измеряли время, за которое композиция полимеризуется, образуя гидрогель (время гелеобразования).
Испытания в смеси вода/нефть, с другой стороны, показали, что полимеризуемые композиции, по существу, не образуют гидрогели при контакте с нефтью.
- 9 036562
Химический состав полимеризуемых композиций и результаты испытаний приведены в таблице.
| Композ. № | Смесь гидрофильны х мономеров АМА/HEMA- PEG1 | Сшивающ ий агент2 | Общая концентрац ИЯ инициаторе в2 | Отношение липоф.ин. /гидроф. ин. 3 | Время гелеобраз ования в воде | Образован гидрогеля в смеси вода/нефт ь |
| S46 | 75/25 | 0,35 | 0,05 | 90/10 | 5 ч 16 мин | нет |
| S50 | 75/25 | 0,35 | 0,025 | 70/30 | > 8 ч | нет |
| S51 | 75/25 | 0,35 | 0,025 | 60/40 | > 8 ч | нет |
1 Весовое отношение АМА/НЕМА-PEG в смеси гидрофильных мономеров.
2 Весовое процентное содержание относительно веса смеси гидрофильных мономеров.
3 Весовое отношение липофильный инициатор (липоф.ин.)/гидрофильный инициатор (гидроф. ин.).
Проведенные испытания показали, что полимеризуемые композиции, соответствующие настоящему изобретению, селективно полимеризуются в присутствии воды и при этом являются неактивными в присутствии нефти.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта, который включает нагнетание в указанный пласт по меньшей мере одной полимеризуемой композиции, содержащей по меньшей мере один гидрофильный мономер, по меньшей мере один гидрофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (гидрофильный инициатор), по меньшей мере один липофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (липофильный инициатор), в котором общая концентрация указанного по меньшей мере одного гидрофильного инициатора и указанного по меньшей мере одного липофильного инициатора лежит в диапазоне от 0,006 до 1,00 вес.%, в котором гидрофильные инициаторы имеют температуру Т1/2 (10 ч) в воде, лежащую в диапазоне 50-150°С, а липофильные инициаторы имеют температуру Т1/2 (10 ч) в бензоле, лежащую в диапазоне 50150°С.
- 2. Способ по предшествующему пункту, в котором общая концентрация указанного по меньшей мере одного гидрофильного инициатора и указанного по меньшей мере одного липофильного инициатора лежит в диапазоне от 0,01 до 0,50 вес.% относительно общего веса указанного по меньшей мере одного гидрофильного мономера.
- 3. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором указанный по меньшей мере один липофильный инициатор присутствует в концентрации, лежащей в диапазоне от 0,005 до 0,500 вес.% относительно общего веса указанного по меньшей мере одного гидрофильного мономера.
- 4. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором указанный по меньшей мере один гидрофильный инициатор присутствует в концентрации, лежащей в диапазоне от 0,001 до 0,100 вес.% относительно общего веса указанного по меньшей мере одного гидрофильного мономера.
- 5. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором весовое отношение гидрофильного инициатора и липофильного инициатора, присутствующих в полимеризуемой композиции, лежит в диапазоне от 95:5 до 5:95, предпочтительно в диапазоне от 60:40 до 5:95, более предпочтительно в диапазоне от 50:50 до 10:90.
- 6. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором указанная полимеризуемая композиция включает по меньшей мере одно сшивающее соединение.
- 7. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором указанная полимеризуемая композиция включает по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество.
- 8. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором указанный гидрофильный мономер выбран из следующих: акриловый мономер, метакриловый мономер, мономер, включающий по меньшей мере одну этиленненасыщенную и по меньшей мере одну полиоксоэтиленовую цепь.
- 9. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором указанная полимеризуемая композиция полимеризуется с образованием гидрогеля.
- 10. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором указанная полимеризуемая композиция включает по меньшей мере, первый мономер, выбранный из акрилового мономера или метракрилового мономера, и по меньшей мере, второй мономер, включающий по меньшей мере одну этиленненасыщенную и по меньшей мере одну полиоксоэтиленовую цепь.- 10 036562
- 11. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором указанный второй мономер имеет следующую формулу:CH2=CR1-CO-X-(CH2CH2O)n-R2 (I), где R1 означает Н или СН3;R2 означает Н, ОН, алкил C1-C4, алкокси C1-C4 или акрилатную группу COCR3=CH2, где R3 означает Н или СН3;X означает О или NH;n является целым числом, лежащим в диапазоне 1-500.
- 12. Способ по п.10 или 11, в котором указанный первый мономер выбран из акриловой кислоты и метакриловой кислоты.
- 13. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, в котором указанное нагнетание указанной полимеризуемой композиции сопровождается, по меньшей мере, однократным нагнетанием по меньшей мере одной вытесняющей жидкости.
- 14. Способ по одному или нескольким предшествующим пунктам, включающий добычу указанной нефти из указанного подземного пласта.
- 15. Полимеризуемая композиция для ингибирования проникновения воды в скважину, содержащая по меньшей мере один гидрофильный мономер, по меньшей мере один гидрофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (гидрофильный инициатор), по меньшей мере один липофильный инициатор радикальной полимеризации с термической активацией (липофильный инициатор), причем общая концентрация указанного по меньшей мере одного гидрофильного инициатора и указанного по меньшей мере одного липофильного инициатора лежит в диапазоне от 0,006 до 1,00 вес.%, гидрофильные инициаторы имеют температуру Т1/2 (10 ч) в воде, лежащую в диапазоне 50-150°С, а липофильные инициаторы имеют температуру Т1/2 (10 ч) в бензоле, лежащую в диапазоне 50-150°С.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT102016000086697A IT201600086697A1 (it) | 2016-08-23 | 2016-08-23 | Metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un olio idrocarburico da un giacimento sotterraneo. |
| PCT/IB2017/055061 WO2018037340A1 (en) | 2016-08-23 | 2017-08-22 | Method for inhibiting water permeation in an extraction well of a hydrocarbon oil from an underground reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201990471A1 EA201990471A1 (ru) | 2019-07-31 |
| EA036562B1 true EA036562B1 (ru) | 2020-11-23 |
Family
ID=57909831
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201990471A EA036562B1 (ru) | 2016-08-23 | 2017-08-22 | Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US11034882B2 (ru) |
| EP (1) | EP3504290B1 (ru) |
| CN (1) | CN109689835B (ru) |
| AU (1) | AU2017316754B2 (ru) |
| CA (1) | CA3034472A1 (ru) |
| CY (1) | CY1123328T1 (ru) |
| EA (1) | EA036562B1 (ru) |
| IT (1) | IT201600086697A1 (ru) |
| SA (1) | SA519401157B1 (ru) |
| WO (1) | WO2018037340A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA039560B1 (ru) * | 2020-05-20 | 2022-02-10 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2004076811A2 (en) * | 2003-02-27 | 2004-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
| US20050178549A1 (en) * | 2004-02-18 | 2005-08-18 | Eoff Larry S. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
| WO2012090153A1 (en) * | 2010-12-27 | 2012-07-05 | Eni S.P.A. | Method for limiting the water or gas coning in an extraction well of a hydrocarbon fluid |
| WO2012159008A2 (en) * | 2011-05-18 | 2012-11-22 | Schlumberger Canada Limited | Triggering polymerization on-demand for water control downhole |
| WO2014126805A1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3865772A (en) * | 1973-12-05 | 1975-02-11 | Dart Ind Inc | Polymerization process |
| US4644020A (en) * | 1983-01-28 | 1987-02-17 | Phillips Petroleum Company | Production of high molecular weight vinyl lactam polymers and copolymers |
| US5335726A (en) * | 1993-10-22 | 1994-08-09 | Halliburton Company | Water control |
| US8881820B2 (en) * | 2009-08-31 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks |
| CN104011101B (zh) * | 2011-10-24 | 2018-01-05 | 罗地亚运作公司 | 通过受控自由基胶束聚合来制备两亲嵌段聚合物 |
| CN103205247B (zh) | 2013-03-29 | 2015-09-16 | 大庆市新万通化工有限公司 | 改性缓膨颗粒调剖剂及其制备方法和应用 |
| CN103923629B (zh) | 2014-01-28 | 2016-10-26 | 北京大德广源石油技术服务有限公司 | 一种堵水剂 |
| CA2982229C (en) * | 2015-04-13 | 2023-07-25 | Eni S.P.A. | Method for inhibiting the permeation of water in an extraction well of a hydrocarbon fluid from an underground reservoir |
-
2016
- 2016-08-23 IT IT102016000086697A patent/IT201600086697A1/it unknown
-
2017
- 2017-08-22 EA EA201990471A patent/EA036562B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2017-08-22 CN CN201780051253.3A patent/CN109689835B/zh active Active
- 2017-08-22 US US16/326,623 patent/US11034882B2/en active Active
- 2017-08-22 CA CA3034472A patent/CA3034472A1/en active Pending
- 2017-08-22 WO PCT/IB2017/055061 patent/WO2018037340A1/en unknown
- 2017-08-22 AU AU2017316754A patent/AU2017316754B2/en active Active
- 2017-08-22 EP EP17771870.7A patent/EP3504290B1/en active Active
-
2019
- 2019-02-21 SA SA519401157A patent/SA519401157B1/ar unknown
-
2020
- 2020-09-08 CY CY20201100844T patent/CY1123328T1/el unknown
-
2021
- 2021-05-03 US US17/246,746 patent/US11603489B2/en active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2004076811A2 (en) * | 2003-02-27 | 2004-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
| US20050178549A1 (en) * | 2004-02-18 | 2005-08-18 | Eoff Larry S. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
| WO2012090153A1 (en) * | 2010-12-27 | 2012-07-05 | Eni S.P.A. | Method for limiting the water or gas coning in an extraction well of a hydrocarbon fluid |
| WO2012159008A2 (en) * | 2011-05-18 | 2012-11-22 | Schlumberger Canada Limited | Triggering polymerization on-demand for water control downhole |
| WO2014126805A1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2018037340A1 (en) | 2018-03-01 |
| EA201990471A1 (ru) | 2019-07-31 |
| AU2017316754B2 (en) | 2021-10-14 |
| US11603489B2 (en) | 2023-03-14 |
| IT201600086697A1 (it) | 2018-02-23 |
| CY1123328T1 (el) | 2021-12-31 |
| US20210253935A1 (en) | 2021-08-19 |
| US20200277524A1 (en) | 2020-09-03 |
| EP3504290A1 (en) | 2019-07-03 |
| SA519401157B1 (ar) | 2022-06-05 |
| US11034882B2 (en) | 2021-06-15 |
| CA3034472A1 (en) | 2018-03-01 |
| CN109689835B (zh) | 2021-07-09 |
| CN109689835A (zh) | 2019-04-26 |
| AU2017316754A1 (en) | 2019-03-28 |
| EP3504290B1 (en) | 2020-06-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2726079C2 (ru) | Малопрочные гелевые системы для повышения нефтеотдачи с помощью химических реагентов | |
| EP0651131B1 (en) | Control of water flow from subterranean formation | |
| CA2858435C (en) | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| CA2520056C (en) | Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flow intervention | |
| RU2505578C2 (ru) | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| US10040987B2 (en) | Polymers for enhanced hydrocarbon recovery | |
| RU2502775C2 (ru) | Блоксополимеры для извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения | |
| US8680028B2 (en) | Method for the treatment of rock formations and novel polyampholytes | |
| CN107690467B (zh) | 转向地下地层的方法 | |
| EP0649972A1 (en) | Water flow control in subterranean formation | |
| WO2013108173A1 (en) | Process for the enhanced recovery of oil by injection of a polymer solution | |
| CA2569810C (en) | Well treatment for sand-containing formations | |
| US11603489B2 (en) | Method for inhibiting water permeation in an extraction well of a hydrocarbon oil from an underground reservoir | |
| AU2016247878B2 (en) | Method for inhibiting the permeation of water in an extraction well of a hydrocarbon fluid from an underground reservoir | |
| US11149186B2 (en) | Method for enhanced oil recovery by injecting an aqueous polymeric composition containing microgels | |
| CA3030371A1 (en) | Process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG TJ |