ES2242900T3 - Procedimiento para la disminucion o para la supresion total de afluencias de agua en el caso de una formacion subterranea, y copolimeros reticulares para su realizacion. - Google Patents
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Abstract
Procedimiento para la disminución o supresión total de afluencias de agua a un pozo de producción de petróleo o gas natural, en el que se introduce en este pozo una solución acuosa de un copolímero, conteniendo el copolímero A) de 40 - 98% en peso de unidades estructurales de la fórmula (I) en la que R1 significa hidrógeno o metilo, R2 significa alquileno de C2-C10, y Me+ significa un ion de amonio o un ion de un metal alcalino, B) de 0, 1 a 58% en peso de unidades estructurales de la fórmula (II) C) de 0, 1 a 10% en peso de unidades estructurales de la fórmula (III) forma un radical de pirrolidona, o mediando inclusión de un grupo pentametileno forma un radical de caprolactama, y D) de 0, 1 a 10% en peso de unidades estructurales de la fórmula (IV) en la que R3 y R4 significan, independientemente uno de otro, hidrógeno, metilo o etilo, o R3 y R4 significan en común un grupo propileno, que, mediando inclusión de un radical y se introduce en la formación o bien en el yacimiento, al mismo tiempo que el copolímero o después de éste, un agente reticulante para el copolímero, que comprende por lo menos un compuesto de zirconio, cromo, titanio o aluminio, y a continuación se pone en servicio el pozo para la obtención de petróleo y/o gas natural.
Description
Procedimiento para la disminución o para la
supresión total de afluencias de agua en el caso de una formación
subterránea, y copolímeros reticulables para su realización.
El presente invento se refiere a un procedimiento
para la disminución o para la supresión total de afluencias de agua
al pozo de producción en el caso de una formación subterránea, que
contiene hidrocarburos. El presente invento se refiere además a
copolímeros reticulables, que son utilizables en el procedimiento.
Con este procedimiento se consigue el bloqueo del agua, sin
dificultar esencialmente por esa razón el paso de petróleo y/o de
gas de hidrocarburos al pozo.
Frecuentemente, el agua existe en forma de una
solución salina en la misma formación que el petróleo o el gas. La
obtención de un petróleo o de un gas de hidrocarburos trae consigo,
por lo tanto, la obtención de agua, en una cantidad tal que plantea
considerables problemas; provoca directa o indirectamente la
deposición de sales en la proximidad del pozo o en el propio pozo,
aumenta considerablemente la corrosión de todas las piezas
metálicas situadas bajo tierra y a cielo abierto, aumenta sin
provecho las cantidades de los líquidos bombeados, transferidos y
almacenados, y proporciona con el petróleo emulsiones, que son
difíciles de romper a cielo abierto, y que bajo tierra pueden formar
bloqueos en las cavidades de la formación.
De acuerdo con el estado de la técnica, se han
propuesto y practicado numerosos procedimientos, que están
destinados a disminuir las afluencias de agua en los pozos para la
obtención de petróleo o de gas de hidrocarburos. Éstos consisten
frecuentemente en introducir un obstáculo impenetrable en la
formación, entre el agua y el pozo, o entre el agua y el petróleo o
gas de hidrocarburos. Los agentes introducidos habitualmente
bloquean casi la misma cantidad de petróleo o gas de hidrocarburos
que la de agua. Los componentes de este obstáculo pueden ser:
cemento, resinas, suspensiones de partículas sólidas, parafinas o
polímeros solubles en agua, que se reticulan por introducción de
los denominados agentes reticulantes en el yacimiento.
En el momento actual se utilizan ciertos
polímeros, que se introducen en forma de una solución en el medio
poroso, se adsorben junto a la superficie del material sólido y
penetran dentro del recinto de los poros, por lo que se adecuan
para disminuir las afluencias de agua. Al contrario de esto, los
fluidos no acuosos, tales como un petróleo o sobre todo un gas de
hidrocarburos, pasan a través de las macromoléculas adsorbidas, que
ocupan entonces un volumen despreciable junto a la pared y de esta
manera dejan ampliamente libre el paso a su través.
A partir del documento de patente de los EE.UU
US-A-4.095.651 se conoce la
utilización de poli(acrilamidas) hidrolizadas. No obstante,
se ha mostrado que este tipo de polímeros es eficaz principalmente
frente a un agua que tiene un pequeño contenido de sales, y se
vuelve ineficaz por la acción de un agua con un contenido más alto
de sales. A unas temperaturas más altas, estos polímeros tienden,
en presencia de iones plurivalentes, a la formación de precipitados,
que pueden obstruir los poros de las formaciones de rocas.
A partir del documento
US-A-4.718.491 se conoce la
utilización de polisacáridos. Estos compuestos, que son mal
inyectables en el espacio de los poros, producen ciertamente una
demora o disminución de la afluencia de agua, pero permiten
solamente un aprovechamiento incompleto de las reservas de
hidrocarburos que están presentes en los yacimientos, o bien
pierden su efecto a unas temperaturas más altas.
A partir del documento
US-A-4.842.071 se conoce la
utilización de polímeros o copolímeros no hidrolizados de
acrilamidas, que son hidrolizados mediante una introducción
posterior de una solución acuosa de carácter básico. Este
procedimiento posee desventajas en lo que se refiere a un esfuerzo
adicional de trabajo por medio de la introducción de una solución
adicional, así como debido a la problemática de la accesibilidad de
la solución inyectada de polímero mediante la aportación posterior
de la solución de carácter básico, y en lo que se refiere a una
susceptibilidad aumentada a la corrosión de los aparatos empleados.
Además, la actividad de la solución de polímero se presenta
solamente después de haber tenido lugar una conversión química con
la solución acuosa de carácter básico, siendo determinado el grado
de la actividad por el grado de conversión.
El documento de patente europea
EP-B-0.577.931 divulga un
procedimiento para el bloqueo de agua, que hace uso de polímeros a
base de 5 - 90% en peso de AMPS, de 5 a 95% en peso de
N-vinil-amidas, así como
eventualmente hasta 90% en peso de compuestos de
N,N-dialil-amonio y eventualmente
hasta 90% en peso de otro monómero insaturado olefínicamente.
Estos polímeros están sin reticular. Este procedimiento es eficaz
solamente en los casos de unas permeabilidades relativamente
pequeñas, por ejemplo en el caso de sondas de gases con unas
permeabilidades situadas en el intervalo de algunos mD
(milidarcys).
El documento de solicitud de patente
internacional WO-01/49971 divulga copolímeros y un
procedimiento para el bloqueo de agua mediando utilización de estos
copolímeros, que contienen unidades estructurales de ácido vinil-
fosfónico, acrilamida y eventualmente también AMPS y
N-vinil-formamida, y que se pueden
reticular con compuestos de zirconio. La proporción de los grupos
reticulables de ácido fosfónico y de carboxilo debe de estar situada
entre 0,01 y 7,5% en moles.
Es misión del presente invento poner a
disposición un procedimiento para disminuir la afluencia de agua en
pozos de producción, sin disminuir la obtención de petróleo o de
gas de hidrocarburos.
Sorprendentemente, se ha mostrado que ciertos
copolímeros solubles en agua sobre la base de un ácido
acrilamido-alquileno-sulfónico,
N-vinil-amidas, acrilamida y ácido
vinil-fosfónico, que se habían reticulado durante la
utilización, se distinguen por una alta adsorción a las rocas del
yacimiento, porque poseen un comportamiento elástico de
alargamiento y aplastamiento, porque muestran una estabilidad
especial frente a sales en las aguas de los yacimientos, y porque se
pueden emplear a lo largo de un amplio intervalo de temperaturas,
en particular a temperaturas elevadas. La estabilidad térmica se
puede regular por medio de la relación de la acrilamida al ácido
acrilamido-alquileno-sulfónico.
Sorprendentemente, se encontró, además, que la
elevación de la proporción de ácido
acrilamido-alquileno-sulfónico
conduce a una estabilidad aumentada del gel reticulado bajo una
temperatura elevada. La posibilidad de la regulación de la
estabilidad ofrece algunas ventajas. En primer lugar, se puede
aumentar la duración de vida útil de un tratamiento a temperaturas
elevadas del yacimiento. Este punto puede decidir acerca de la
rentabilidad de un tratamiento. Los yacimientos con unas
temperaturas de > 80ºC con frecuencia ya no se podían tratar de
manera rentable.
Otra ventaja adicional consiste en la posibilidad
de escoger deliberadamente un polímero, que está limitado en la
duración de vida útil de su actividad en las condiciones planeadas.
En muchos casos, no se conoce la repercusión de un tratamiento para
la modificación de las permeabilidades relativas de un yacimiento y
de los primeros tratamientos de una fuente de manera experimental.
Un tratamiento tal modifica las corrientes totales de líquidos del
yacimiento. Esto tiene extensas consecuencias sobre la formación de
deposiciones, la corrosión o la integridad de la formación. Para el
caso de que estos resultados no muestren el efecto deseado, se
desea poder anular de nuevo el resultado del tratamiento. Un
tratamiento que, después de una breve fase de ensayo, se vuelve de
nuevo ineficaz, es por lo tanto muy ventajoso en particular para la
implementación experimental del método.
El procedimiento conforme al invento no se debe
confundir con el procedimiento para la obtención terciaria de
petróleo, en el que una solución de un polímero, que por lo general
posee una concentración débil (de algunos 100 ppm), se introduce a
través de uno o varios pozos para inyección, y ciertamente con una
presión suficiente para que la solución penetre en la formación y
reemplace a una parte del petróleo de esta formación, que se
obtiene a continuación con otra serie de pozos de producción. Las
cantidades introducidas se sitúan en el orden de magnitud del
volumen de la formación. Es bien conocido el hecho de que un agua
que contiene polímeros es mucho más eficaz para este procedimiento
de obtención, puesto que es más viscosa que el agua del
yacimiento.
El procedimiento conforme al invento, cuyo
objetivo es reducir las afluencias de agua a una sonda de producción
en el transcurso de la producción, consiste en introducir en el
yacimiento - partiendo de este pozo - una cierta cantidad de una
solución de polímero, y reticular a ésta subterráneamente.
Es objeto del presente invento, por consiguiente,
un procedimiento para la disminución o la supresión total de las
afluencias de agua a un pozo de producción de petróleo o de gas
natural, en el que se introduce en este pozo una solución acuosa de
un copolímero, conteniendo el copolímero
- A)
- de 40 - 98% en peso de unidades estructurales de la fórmula
(I)---
CHR^{1} ---
\delm{C}{\delm{\para}{CONH --- R ^{2} ---
SO _{3} ^{-} Me ^{+} }}H
---
en la
que
- R^{1}
- significa hidrógeno o metilo,
- R^{2}
- significa alquileno de C_{2}-C_{10}, y
- Me^{+}
- significa un ion de amonio o un ion de un metal alcalino,
- B)
- de 0,1 a 58% en peso de unidades estructurales de la fórmula
(II)---
CH_{2} ---
\delm{C}{\delm{\para}{CONH _{2} }}H
---
- C)
- de 0,1 a 10% en peso de unidades estructurales de la fórmula
(III)R^{3}
---
\uelm{N}{\uelm{\para}{ {}\hskip-1.8cm ---
CH _{2} --- CH ---}} --- CO ---
R^{4}
\newpage
en la
que
R^{3} y R^{4} significan
independientemente uno de otro hidrógeno, metilo o
etilo,
o R^{3} y R^{4} significan en
común un grupo propileno, que, mediando inclusión de un
radical
--- N ---
\uelm{C}{\uelm{\dpara}{O}}
---
forma un radical de pirrolidona, o
mediando inclusión de un grupo pentametileno forma un radical de
caprolactama,
y
- D)
- de 0,1 a 10% en peso de unidades estructurales de la fórmula
(IV)O
\biequal
\melm{\delm{\para}{OH}}{P}{\uelm{\para}{
{}\hskip-1.8cm --- CH _{2} --- CH ---}} ---
OH
y se introduce en la formación o
bien en el yacimiento, al mismo tiempo que el copolímero o después
de éste, un agente reticulante para el copolímero, que comprende
por lo menos un compuesto de zirconio, cromo, titanio o aluminio, y
a continuación se pone en servicio el pozo para la obtención de
petróleo y/o gas
natural.
Otro objeto adicional del invento es un
copolímero, que contiene unidades estructurales A), B), C) y D)
tales como las que se han definido más arriba.
Otro objeto del invento es una composición, que
contiene un copolímero, que contiene unidades estructurales A), B),
C) y D) tales como las que se han definido más arriba, así como por
lo menos un compuesto de titanio, cromo, zirconio o aluminio.
Preferiblemente, se introduce el agente
reticulante después del copolímero en la formación o bien en el
yacimiento.
R^{2} significa de manera preferida alquileno
de C_{2}-C_{6}, de manera especialmente
preferida alquileno de C_{4}.
Las unidades estructurales A) se derivan
preferiblemente del ácido
2-acrilamido-2-metil-propano-sulfónico
(AMPS). El copolímero contiene de manera preferida de 50 a 98% en peso, en particular de 70 a 97,7% en peso de las unidades estructurales derivadas del AMPS.
(AMPS). El copolímero contiene de manera preferida de 50 a 98% en peso, en particular de 70 a 97,7% en peso de las unidades estructurales derivadas del AMPS.
Las unidades estructurales B) se presentan de
manera preferida en una proporción de 2 a 45% en peso, en
particular de 5 a 40% en peso en el copolímero.
En unidades estructurales C) preferidas, R^{3}
y R^{4} significan hidrógeno.
Preferiblemente, el copolímero contiene de 0,5 a
5% en peso, en particular de 0,8 a 3% en peso de unidades
estructurales C).
Las unidades estructurales D) se presentan
preferiblemente en unas proporciones de 0,5 a 5, en particular de
0,8 a 3% en peso.
Los pesos moleculares de los copolímeros se
sitúan preferiblemente entre 50.000 y 2\cdot10^{7} g/mol. Se
prefieren en particular unos pesos moleculares de 500.000 a
10^{7} g/mol, en particular de 10^{6}a 8\cdot10^{6}
g/mol.
En otra forma preferida de realización, las
unidades estructurales A), B), C) y D) se suman para dar 100% en
peso.
Los copolímeros son obtenibles por
copolimerización de los compuestos, a partir de los cuales se
derivan las unidades estructurales de las fórmulas I, II, III y IV.
En el caso de los copolímeros se trata de copolímeros situados en
la cadena principal, no de copolímeros por injerto.
La copolimerización se puede llevar a cabo, de
acuerdo con todos los procedimientos de polimerización conocidos, en
el intervalo de pH de 4 a 12, de manera preferida de 6 a 9.
Preferiblemente, ésta se lleva a cabo como una polimerización en
gel.
A fin de ajustar el valor del pH, se emplean
convenientemente sales de metales alcalinos que reaccionan de forma
alcalina, p.ej. carbonatos de metales alcalinos,
hidrógeno-carbonatos de metales alcalinos, boratos
de metales alcalinos, di- o tri-fosfatos de metales
alcalinos, hidróxidos de metales alcalinos, amoníaco o aminas
orgánicas de la fórmula N(R^{7})_{3}, en la que
R^{7} es hidrógeno, alquilo con 1 a 4 átomos de carbono o
hidroxi-etilo, y siendo por lo menos uno de los
radicales R^{7} diferente de hidrógeno. Bases preferidas para el
ajuste del valor del pH son los compuestos de metales alcalinos
antes mencionados, en particular hidróxido de sodio, hidróxido de
potasio, carbonato de sodio, hidrógeno-carbonato de
sodio, carbonato de potasio e hidrógeno-carbonato
de potasio, y boratos de sodio o potasio. La reacción de
polimerización se puede iniciar por medio de una radiación
electromagnética rica en energía o corpuscular, o por medio de
sustancias que forman radicales. Correspondientemente, como
iniciadores de la polimerización se adecuan percompuestos orgánicos,
tales como p.ej. peróxido de benzoílo, un hidroperóxido de alquilo,
tal como p.ej. hidroperóxido de butilo, hidroperóxido de cumeno,
hidroperóxido de p-mentano, peróxidos de dialquilo,
tales como p.ej. peróxido de bi-(terc.-butilo), o percompuestos
inorgánicos, tales como p.ej. persulfato de potasio o amonio y
peróxido de hidrógeno, además compuestos azoicos, tales como p.ej.
azo-bis-isobutironitrilo,
hidrocloruro de
2,2'-azo-bis-(2-amidino-propano)
o azo-bis-isobutiramida. Es
ventajoso utilizar los percompuestos orgánicos o inorgánicos en
combinación con sustancias reductoras, tales como pirosulfito de
sodio, hidrógeno-sulfuro de sodio, cloruro de
tionilo, ácido ascórbico o productos de condensación de
formaldehído con sulfoxilatos. De manera especialmente ventajosa, la
polimerización se puede realizar mediando empleo de aductos de
Mannich de ácidos sulfínicos, aldehídos y compuestos amínicos, tales
como los que se han descrito, a modo de ejemplo, en el documento de
patente alemana
DE-13.01.566.
DE-13.01.566.
Es conocido además añadir a las tandas de
polimerización pequeñas cantidades de los denominados agentes
moderadores, que armonizan la evolución de la reacción mediante el
recurso de que aplanan el diagrama de velocidad de reacción y
tiempo. Con ello, conducen a un mejoramiento de la reproducibilidad
de la reacción y hacen posible de esta manera preparar unos
productos uniformes con unas desviaciones extremadamente pequeñas
de la calidad. Ejemplos de agentes moderadores apropiados de este
tipo son nitrilo-tris-propionilamida
o hidrohalogenuros de monoalquilaminas, dialquilaminas o
trialquilaminas, tales como p.ej. el hidrocloruro de dibutilamina.
También en el caso de la preparación de los copolímeros conformes al
invento se pueden utilizar con ventaja tales agentes modera-
dores.
dores.
Además de esto, se pueden añadir a las tandas de
polimerización los denominados agentes reguladores; éstos son los
compuestos, que influyen sobre el peso molecular de los polímeros
preparados. Agentes reguladores conocidos y útiles son p.ej.
alcoholes, tales como metanol, etanol, propanol, isopropanol,
n-butanol, sec.-butanol y alcoholes amílicos,
alquil-mercaptanos, tales como p.ej.
dodecil-mercaptano y
terc.-dodecil-mercapteno, tioglicolato de
iso-octilo y algunos compuestos halogenados, tales
como p.ej. tetracloruro de carbono, cloroformo y cloruro de
meti-
leno.
leno.
Usualmente, la polimerización se realiza en una
atmósfera de un gas protector, de manera preferida bajo
nitró-
geno.
geno.
La reacción se puede llevar a cabo en solución,
en una emulsión o suspensión inversa, o en las condiciones de la
polimerización por precipitación a unas temperaturas de -5 a 120ºC,
de manera preferida de 5 a 100ºC. Cuando se emplea agua como
disolvente para la reacción de polimerización, entonces ésta
transcurre en una solución, y se obtiene una solución acuosa viscosa
del copolímero.
El producto de reacción se puede aislar, o bien
mediante separación por destilación del agua desde la solución, o
mediante mezcladura de la solución acuosa con disolventes
orgánicos, que son totalmente miscibles con agua, pero en los que
el copolímero es insoluble. En el caso de la adición de tales
disolventes orgánicos a la solución acuosa del polímero, precipita
el polímero o respectivamente copolímero resultante, y se puede
separar con respecto de la fase líquida, p.ej. mediante filtración.
De manera preferida, no obstante, la solución acuosa obtenida del
polímero o respectivamente copolímero se emplea directamente para su
uso ulterior, eventualmente después de haberla ajustado a una
determinada concentración deseada.
Cuando la copolimerización se lleva a cabo en el
seno de un disolvente orgánico, tal como p.ej. en un alcanol
inferior, p.ej. en terc.-butanol, entonces ésta se desarrolla en
las condiciones de la polimerización por precipitación. En este
caso, el polímero o respectivamente copolímero resultante precipita
en el transcurso de la reacción en una forma sólida, y se puede
aislar fácilmente de una manera usual, tal como p.ej. mediante
filtración con succión y subsiguiente desecación. Por supuesto que
también es posible, y en ciertos casos es preferido, separar por
destilación el disolvente a partir de la tanda de reacción.
Los copolímeros se introducen en solución acuosa
en la formación o en el yacimiento. La concentración de la solución
acuosa de polímero se puede escoger dentro de grandes intervalos, y
se sitúa preferiblemente entre 50 y 50.000, en particular entre 500
y 5.000 ppm, en tantos por ciento en peso. La cantidad del
copolímero, que se introduce en la zona de producción alrededor del
pozo, depende de las condiciones locales. En la mayoría de los
casos, ésta es de 50 a 5.000 kg, y de manera preferida de 200 a
1.000 kg por metro de la zona tratada. Como otro componente
adicional, la solución de polímero puede contener una o varias
sales de metales alcalinos o alcalino-térreos, en
particular NaCl, KCl, MgCl_{2}, MgSO_{4}, CaCl_{2},
Na_{2}SO_{4}, K_{2}SO_{4} y/o NaNO_{3}, y generalmente
cloruros, sulfatos o nitratos de metales, tales como p.ej. sodio,
potasio, calcio o magnesio. Se prefieren unas soluciones, que
contienen cloruro de sodio o cloruro de potasio. Se prefieren en
particular agua de mar, agua de la formación o también agua del
proceso. Las sales de los metales alcalino-térreos
son menos deseables, en particular en mayores cantidades, puesto
que pueden producir unos precipitados indeseados, p.ej. cuando el
medio contiene carbonatos o sulfatos, o posee un valor del pH que es
igual o mayor que 9.
La concentración en cuanto a sales de la solución
de polímero que contiene sales, se puede escoger dentro de grandes
intervalos. Ella depende de la naturaleza y de la concentración de
una sal del agua del yacimiento, y también de la naturaleza de la
sal, que está presente en la solución de polímero, por lo que no es
posible indicar un intervalo general de los valores utilizables. De
manera preferida se emplea cloruro de potasio, que impide el
hinchamiento de una arcilla en las formaciones. Un hinchamiento de
la arcilla podría conducir a unos daños irreversibles para la
formación.
Por lo general, para una sal dada disminuye la
viscosidad de la solución de polímero, cuando aumenta la
concentración de esta sal. Por lo tanto, se puede utilizar de
manera ventajosa de acuerdo con el presente procedimiento una
solución de polímero, cuyo contenido de sal en cuanto a la sal
cloruro de sodio es mayor que el contenido de sal del agua del
yacimiento.
El modo de realizar la introducción de la
solución de polímero no es en sí nuevo. Se puede hacer referencia
p.ej. a las explicaciones dadas en el documento
US-A-3.308.885. Dicho de una manera
general, se ejerce sobre la solución de polímero una presión, que
es mayor que la presión, que es ejercida en el yacimiento por los
fluidos, tales como el agua del yacimiento, el petróleo o el gas de
hidrocarburos, que se escoge para el modo de tratamiento (presión
del yacimiento), pero que está situada por debajo de la presión que
conduce a la apertura hidráulica brusca del yacimiento, o bien que
alcanza como máximo a ésta.
En una forma preferida de realización del
procedimiento, se inunda previamente la formación que se ha
de
tratar.
tratar.
En otra forma preferida adicional de realización
del procedimiento, entre la introducción del copolímero y la
introducción del agente reticulante, se introduce como agente
espaciador en el pozo un agua, un agua en la que pueden estar
disueltas sales, una solución tamponadora o una solución acuosa
espesada de polímero, en la que pueden estar disueltas
adicionalmente sales.
En otra forma preferida adicional de realización,
la introducción antes descrita de un agente espaciador se puede
efectuar también, o adicionalmente, después de la introducción del
agente reticulante.
En otra forma preferida adicional de realización,
después de la introducción de las soluciones del copolímero y del
agente reticulante, puede tener lugar una fase más o menos larga de
encerramiento, antes de que la sonda se reajuste de nuevo a
producción.
Asimismo, se puede repetir la introducción de la
solución de copolímero y del agente reticulante en unas relaciones
cuantitativas arbitrarias, antes o después de que la sonda se
hubiera conmutado de retorno nuevamente a producción. De esta
manera es posible tratar deliberadamente diferentes zonas.
En otra forma de realización preferida, se
inyectan partes de, o también la totalidad, de las mezclas de
polímero y agua, tratadas previamente con un agente
reticulante.
La reticulación del polímero se puede suprimir en
caso deseado mediante la acción de determinadas sustancias sobre la
barrera de gel. Fundamentalmente, se adecuan agentes que son
ligandos de complejos más fuertes para el ion metálico que el ácido
fosfónico o respectivamente la amina o los grupos de amida del
polímero, así como agentes de oxidación. Se han acreditado en este
contexto ácido fluorhídrico o sus compuestos precursores y fuertes
agentes formadores de quelatos tales como p.ej. EDTA. Entre los
agentes de oxidación se han acreditado persulfatos, perboratos y
peróxido de hidrógeno.
Agentes reticulantes preferidos son compuestos de
zirconio y/o de titanio. Se prefieren especialmente quelatos de
zirconio(IV), en particular lactato de zirconio y gluconato
de zirconio. Las soluciones de agentes reticulantes se ajustan a un
valor neutro del pH, por lo general antes de su introducción, con
aminas tales como diisopropil-amina o
isopropil-amina. La concentración del agente
reticulante en la solución acuosa puede variar a lo largo de un
amplio intervalo de 0,001 a 0,5% en peso, referida a la
concentración de zirconio y/o titanio. La concentración del agente
reticulante se sitúa de manera preferida en el intervalo de 0,01 a
0,2% en peso, en particular en el intervalo de 0,025 a 0,2% en peso,
especialmente de 0,025 a 0,15% en peso, referida a la concentración
de zirconio y/o titanio.
La solución del copolímero, así como la del
agente reticulante, pueden estar tamponadas preferiblemente en el
intervalo de pH de 4 a 6, en particular de 4,5 a 5,5.
Los Ejemplos enumerados seguidamente para la
síntesis de polímeros apropiados, ilustran el invento, pero no lo
restringen. Las abreviaturas usadas en los Ejemplos de realización
y de las tablas tienen los siguientes significados:
- AM
- acrilamida
- AMPS®
- ácido 2-acrilamido-2-metil-propano-sulfónico
- NVCap
- N-vinil-caprolactama
- NVF
- vinil-formamida
- NVP
- N-vinil-pirrolidona
- VIMA
- N-vinil-N-metil-acetamida
- VPS
- ácido vinil-fosfónico.
7,5 g de Arkopal® N 100 (emulsionante no iónico
sobre la base de un derivado oxietilado de fenol) y 20,5 g de Span®
80 (emulsionante no iónico sobre la base de un estearato de
azúcar-alcohol) se disolvieron en 350 ml de Isopar®
M (mezcla técnica de una isoparafina con un punto de ebullición de
aproximadamente 200 - 240ºC), y la solución resultante se introdujo
en un recipiente de reacción con una capacidad de 1 l, que estaba
provisto de un agitador, un termómetro y una entrada para
nitrógeno. Luego se preparó una solución de monómeros mediante
disolución de
55 g de acrilamida
42 g de AMPS y
2,3 g de ácido vinil-fosfónico
(VPS) en
120 ml de agua.
El valor del pH de la solución de monómeros se
ajustó a 8,5 con amoníaco (al 25%). A la solución de monómeros se
le añadieron 1,5 g de NVF. Mediando agitación rápida, se añadió la
solución acuosa de monómeros a la fase orgánica. El recipiente de
reacción se puso en vacío y a continuación se cargó con nitrógeno.
Después de esto, se añadió a la mezcla una solución de 0,0275 g de
persulfato de amonio en 3 ml de agua, y con ello se inició la
polimerización. La reacción duró 1 – 1 ½ horas, y la temperatura
de reacción se mantuvo entre 30 y 40ºC. Resultó una emulsión
estable, que mediando utilización de agentes tensioactivos (=
activos superficialmente) usuales en el comercio se puede invertir
en agua de una manera en sí conocida. La solución de polímero
resultante tenía un índice k de 161.
Si a 200 ml de una solución acuosa al 0,6% del
polímero se le añade 1 ml de una solución al 3% de acetato de
titanio y lactato de zirconio, resulta una solución muy
viscosa.
En un reactor de polimerización con un contenido
de 1 litro, provisto de una tapa esmerilada aplanada, un agitador,
un termómetro y un tubo para la introducción de gases
se disolvieron 75 g de AMPS
en 400 g de agua,
se añadieron 2 g de VPS
y se neutralizó con amoníaco (al 25%). Luego se
añadieron a esto
23 g de acrilamida y
1 g de NVF.
El valor del pH se ajustó a 8,5 y
mediando agitación e introducción de nitrógeno,
la mezcla de reacción se calentó a 70ºC.
Se añadieron 1 g de una solución acuosa al 10% de
dibutil-amina-HCl y
0,1 g de persulfato de amonio.
La reacción duró aproximadamente 30 minutos,
aumentando la temperatura a 70ºC. La mezcla de reacción se volvió
viscosa. Se calentó posteriormente a 80ºC todavía durante 2 horas
mediando agitación. Se obtuvo una solución transparente, muy
viscosa. El índice k fue de 193.
En un matraz de polimerización con un contenido
de 1 l, provisto de una tapa esmerilada aplanada, un agitador, un
termómetro y un tubo para la introducción de gases, se preparó una
solución de monómeros mediante disolución de
55 g de acrilamida,
42 g de AMPS y
2,3 g de VPS en
250 g de agua. El valor del pH se ajustó a 8,5
con amoníaco (al 25%). Se añadieron a la solución 1,5 g de NVF.
Mediando agitación e introducción de nitrógeno, se añadieron
finalmente 1 g de una solución acuosa al 10% de
dibutil-amina-HCl y 0,1 g de
persulfato de amonio. Se dejó agitar mediante introducción de
nitrógeno todavía durante 3 min., con un número de revoluciones
elevado. Se finalizó la introducción de nitrógeno, y el tubo para
introducción y el agitador se levantaron en alto. Después de un
período de tiempo de inducción de aproximadamente 30 min., comenzó
la polimerización, aumentando la temperatura desde 20ºC hasta 78ºC,
y la solución se convirtió en un gel de forma estable. Después de
un período de tiempo de 8 h de calentamiento posterior a 60ºC, el
gel se enfrió a la temperatura ambiente, se desmenuzó, se secó y se
molió. El índice k fue de aproximadamente 240.
Si a 200 ml de una solución acuosa al 0,5% se le
añade 1 ml de una solución al 3,6% de acetato de zirconio, entonces
se forma una masa tixotrópica muy viscosa.
En un matraz de polimerización con un contenido
de 1 litro, provisto de un agitador, un refrigerante de reflujo, un
termómetro, un embudo de goteo y un tubo para la introducción de
gases, se disolvieron
75 g de AMPS y
1,5 g de VPS
en 400 ml de terc.-butanol, y se neutralizó con
amoníaco. El valor del pH se ajustó a 8,5.
A esta solución se le añadieron
23 g de acrilamida y
1 g de NVF. Mediando agitación e introducción de
nitrógeno, la solución de monómeros se calentó a 60ºC y se añadió 1
g de azo-isobutironitrilo. Después de un período de
tiempo de inducción de 3 min., comenzó la polimerización, la
temperatura de reacción subió a 80ºC y el polímero precipitó. Se
calentó posteriormente a 80ºC todavía durante 2 h. El copolímero
se puede aislar mediante filtración con succión y desecación. No
obstante, también el disolvente se puede separar directamente por
destilación bajo una presión reducida. Se obtuvo el polímero en
forma de un polvo ligero, de color blanco, que se disolvía bien en
agua y tenía un índice k de 205.
De acuerdo con estos cuatro modos de proceder se
prepararon también los copolímeros de la siguiente Tabla.
Este método de ensayo constituye un sistema de
modelo sencillo para yacimientos. La distribución radial de
material alrededor de una sonda de perforación se puede imitar de
esta manera.
Éste sirve para el escrutinio de sustancias en
condiciones reproducibles. Este método se ha usado para ensayar y
comparar las sustancias y los métodos de tratamiento conformes al
invento. Frente a ensayos de inundación de núcleos de perforación
en roca (en inglés "Core-Flood Tests"), este
método tiene las ventajas de que es más fácilmente reproducible,
los materiales son adquiribles comercialmente, la permeabilidad
deseada es determinable libremente y ajustable reproduciblemente, y
por medio de la longitud del paquete se puede simular un radio
mayor alrededor de la sonda que con los ensayos de inundación de
núcleos. La posibilidad de comparación con ensayos de inundación de
núcleos se pudo confirmar mediante mediciones comparativas.
Este Ejemplo describe el modo de proceder para
ensayos con paquetes de arena destinados a caracterizar materiales
RPM. Se describen asimismo la preparación previa y el
acondicionamiento de un ensayo con paquete de arena, así como la
realización del tratamiento RPM en laboratorio y la evaluación de
los datos.
Los paquetes de arena, que se emplearon en estos
Ejemplos, deberían simular la porosidad o bien la permeabilidad de
los yacimientos, en los que se ha de emplear el tratamiento RPM.
Mediante el empleo de una serie de fracciones de arena o de sus
mezclas, se pudo ajustar la permeabilidad deseada en cada caso.
Distribuciones típicas de tamaños para las fracciones de arena,
tales como las que se emplearon para la preparación previa de los
paquetes de arena, se recopilan en la Tabla 3.
\vskip1.000000\baselineskip
| Fracción de arena | Distribución de tamaños |
| A | > 2,36 mm |
| B | 1,18 - 2,36 mm |
| C | 300 - 1.180 \mum |
| D | 150 - 300 \mum |
| E | 90 - 150 \mum |
| F | < 90 \mum |
\vskip1.000000\baselineskip
Adicionalmente a estas fracciones de arena
disponibles comercialmente, mediante el empleo de tamices
calibrados se pudieron producir unas distribuciones de tamaños más
pequeños. Fracciones más finas de arena se pudieron producir por
medio de gel de sílice. Ejemplos de permeabilidades de paquetes, que
resultan de las fracciones de arena de la Tabla 1 y de sus mezclas,
se pueden encontrar en la Tabla 4. Asimismo, se proporcionan allí
Ejemplos acerca de campos relevantes con una permeabilidad
correspondiente.
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
| Composición de la arena | Permeabilidad [D] | Campo ilustrativo |
| 100% de E | 4 | Amberjack (Golfo de Méjico) |
| 100% de D | 12 | - - - - |
| 80% de D : 20% de E | 10 | Harding (Mar del Norte) |
\vskip1.000000\baselineskip
Usualmente, los paquetes de arena se produjeron
en capilares de acero inoxidable de 3/8 de pulgada (9,525 mm) con
un diámetro interno de 1/4 de pulgada (6,35 mm). Todos los
volúmenes indicados se calcularon con este alto espesor de pared.
Se unieron capilares en cada caso de 1,5 m (5 pies) con ayuda de
atornilladuras Swagelok® Standard de 3/8 de pulgada hasta alcanzar
una longitud de 4,5 m (15 pies) y se cerraron con guarniciones de
3/8 de pulgada por 1/4 de pulgada. Los paquetes de arena se
prepararon previamente de forma normalizada de la siguiente
ma-
nera.
nera.
El correspondiente número de capilares de 3/8 de
pulgada con segmentos de 1,5 m se proveyeron de atornilladuras
Swagelok® de 3/8 de pulgada y de herrajes anulares. El extremo del
paquete se cerró con una guarnición (en inglés fitting) de 3/8
pulgada por 1/4 de pulgada, delante de cuyo extremo de 3/8 de
pulgada se colocó una placa de tamiz de acero inoxidable de 90
\mum (para arenas más finas se utilizaron placas de tamiz más
finas). La arena se introdujo y cargó con ayuda de un embudo en el
primer segmento de 1,5 m. A fin de mejorar el empaquetamiento, se
golpeó el capilar enérgicamente con una barra metálica. Cuando no
se pudo empaquetar más arena en el capilar, se retiró el embudo y se
reemplazó por un tornillo ciego de 3/8 de pulgada. Después de esto,
se enrolló el capilar sobre una plantilla hasta alcanzar un
diámetro de 25 cm. El enrollamiento del capilar apoya a la
compresión de la arena en el paquete. Se retiró el tornillo ciego,
y el siguiente segmento de 1,5 m, provisto de un tornillo ciego, se
empaquetó de la misma manera que el primero, se atornilló y se
enrolló. Este proceso se repitió tres veces. Cuando se hubo
empaquetado el último segmento de 1,5 m, se retiró la atornilladura
final de 3/8 de pulgada y se reemplazó por una guarnición de 3/8 de
pulgada por 1/4 de pulgada con una placa de tamiz de 90 \mum
junto al extremo del capilar. El último trozo recto del capilar se
enrolló entonces de tal manera que se obtuvo un paquete con
entradas y salidas paralelas. Después de esto el paquete se enjuagó
(barrió), durante 30 min., con un gas soluble en agua, tal como
p.ej. dióxido de carbono, a una presión previa de 4,4 bar (30 psi),
para expulsar todo el aire que estaba encerrado. Después de esto se
cerró el paquete y se determinó el peso en seco.
Antes del tratamiento en un laboratorio, el
paquete de arena llenado, enrollado y barrido con dióxido de
carbono se tuvo que acondicionar con agua y petróleo. Para esto, el
paquete de arena se instaló con las entradas y salidas dentro de un
horno regulado termostáticamente. Antes de que el paquete se hubiese
calentado a la temperatura de ensayo, se determinó el volumen de
los poros mediante una pesada comparativa, después de haber llenado
el paquete con agua destilada. En la Figura 1 se reproduce un
dibujo esquemático de la estructura experimental. Típicamente, en
los Ejemplos se ajustó la contrapresión (en inglés
Aback-pressure) a menos que 5 bar (p.ej. 2 bar).
Después de esto, el paquete se calentó a la
temperatura de ensayo y se acondicionó con el agua de ensayo (un
agua sintética de mar o de formación), con el petróleo crudo y
finalmente de nuevo con el agua de ensayo. Para los ensayos en el
laboratorio se utilizaron típicamente aguas sintéticas de formación
o de mar. A ser posible se ha de utilizar un petróleo crudo
auténtico de campo (petrolífero). Se aumentó la concentración de
éste con hasta 15% de tolueno, a fin de compensar la pérdida de
componentes fácilmente volátiles y la modificación de la
viscosidad, que está vinculada con ella. El petróleo crudo se
liberó de impurezas de mayor tamaño con un filtro de 1 \mum. A
continuación, se expone el modo de proceder en detalle:
Se pesó el paquete de arena seco, barrido con
dióxido de carbono. El paquete se conectó por medio de las entradas
y salidas de 1/4 de pulgada en el horno termostático. El extremo,
desde el que se empezó el empaquetamiento, se unió con la entrada.
El paquete permanece a la temperatura ambiente mientras que se
determina el volumen de los
poros.
poros.
Luego se inundó el paquete con un volumen total
de aproximadamente 100 ml de agua desmineralizada. Los
registradores gráficos de datos se montaron junto a las entradas y
salidas, y se comenzó el registro de los datos.
El paquete de arena inundado con agua se
desinstaló y se cerró. Mediante una pesada renovada, se determinó
el volumen de los poros. Para un paquete de arena E con una
longitud de 4,5 m, este valor es típicamente de alrededor de 48
ml.
A continuación, el paquete se instaló de nuevo en
el horno y se calentó a la temperatura de ensayo.
El agua de ensayo se hizo circular a través del
paquete, con un caudal de paso de 1 ml/min., hasta que se alcanzó
una contrapresión relativamente estable. Típicamente, se requieren
para ello aproximadamente 2 volúmenes de poros, es decir
aproximadamente 100 ml. De esta manera se puede determinar la
permeabilidad frente al agua.
Antes del acondicionamiento con un petróleo
crudo, seguidamente la bomba se enjuagó primeramente con metanol,
luego con tolueno y finalmente con petróleo crudo.
Luego el petróleo crudo se enjuagó con un caudal
de paso de 1 ml/min. a través del paquete de arena, hasta que se
midió una contrapresión relativamente estable y ya no se expulsó
nada más de agua desde el paquete (S_{wi}). Por regla general, se
necesitan para ello asimismo dos volúmenes de poros. De esta manera
se puede determinar la permeabilidad frente a un petróleo crudo.
Antes del reacondicionamiento con agua de ensayo,
la bomba se enjuagó entonces con tolueno, luego con metanol y
finalmente con agua de ensayo.
El agua de ensayo se bombeó finalmente con un
caudal de paso de 1 ml/min. a través del paquete. Se bombearon de
nuevo aproximadamente 2 volúmenes de muestra hasta que la caída de
presión fuese constante y no se expulsase nada más de petróleo
desde el paquete (S_{or}). De esta manera se puede determinar la
permeabilidad después de haber retroajustado a agua.
Mediando utilización de la ecuación de Darcy se
puede calcular entonces la permeabilidad del paquete de arena. Para
esto, se tienen que conocer las dimensiones del paquete, los
caudales de paso, la caída de la presión a lo largo del paquete y
la viscosidad del líquido. Después del acondicionamiento, el
paquete está presto para el ensayo.
\newpage
Figura
1
La permeabilidad k está definida como:
Ecuación
1k=\frac{\mu \cdot Q \cdot L}{\Delta p \cdot
A}
En este caso son:
- Q
- = {}\hskip5mm caudal de paso [ml/s]
- k
- = {}\hskip5mm permeabilidad [D]
- A
- = {}\hskip5mm área promedia de los capilares [cm^{2}]
- L
- = {}\hskip5mm longitud del paquete,
- \Deltap
- = {}\hskip5mm pérdida de presión a lo largo del paquete [atm]
- \mu
- = {}\hskip5mm viscosidad del líquido [cP]
Para mediciones comparativas, esta aproximación
es sencilla, conveniente y suficientemente exacta. Para
determinaciones más precisas de la permeabilidad absoluta, se
utiliza una técnica de múltiples caudales. La medición es más
exacta, puesto que no depende de una única medición de la presión,
sino de varios caudales de paso. De esta manera, el resultado
depende de la linealidad de la disposición para medir la presión y
no de su exactitud absoluta. El líquido de ensayo se inyecta con
por lo menos cuatro diferentes caudales constantes de paso en la
proximidad del caudal de paso de ensayo planeado. Después de que
para cada caudal de paso se hubo estabilizado la pérdida de
presión, se registran estos valores. La permeabilidad se obtiene a
partir de la ecuación de Darcy (ecuación 2) reajustada según Q a
partir de la pendiente de las líneas de compensación.
Ecuación
2Q=\frac{A \cdot \Delta p}{\mu \cdot
L}
Cada caudal de paso Q se registra frente a
\frac{A \cdot \Delta p}{\mu \cdot L}. Los datos deberían estar
situados en una línea recta, cuya pendiente k es la permeabilidad.
La línea de compensación es obtenible dependiendo de la
significancia estadística o mediante un análisis por regresión.
A causa de los volúmenes y de los caudales de
bombeo utilizados aquí, se pueden obtener datos acerca del empleo
en el campo. Un tratamiento secuencial típico y sus volúmenes
bombeados a escala de laboratorio y en el campo se indican en la
Tabla 5.
| Etapa de tratamiento | Solución | Concentración | Volumen | |
| Campo [bbl] | Laboratorio [ml] | |||
| Polímero | Polímero D^{1} | 2.600 ppm | 2.800 | 14,2 |
| Espaciador | Agua para inyección | Tampón de acetato al | 700 | 3,5 |
| tamponada^{1} | 40% | |||
| Agente reticulante | Agente reticulante | 750 ppm en el tampón | 2.800 | 14,2 |
| tamponado | al 40% | |||
| Enjuague posterior | Agua para inyección | - - - - | 2.600 | se suprimió |
| ^{1}- Las soluciones concentradas se diluyeron con agua para inyección | ||||
| bbl = barriles |
Para investigaciones en laboratorio se formularon
soluciones de polímeros y agentes reticulantes con aguas sintéticas
para inyección. La solución de polímero se preparó esparciendo
lentamente el polvo de polímero en el torbellino del líquido
agitado enérgicamente (2,6 g/l). La solución del tampón de acetato
(100%) se preparó mediante mezcladura de una solución 1 M de acetato
de sodio (73 g/l) con ácido acético 1 M (100 ml/l). La solución
tamponada de agentes reticulantes se preparó mediante adición de la
solución concentrada de complejo de zirconio (10,72 g/l) a una
solución a base de 400 ml/l de una solución tamponadora y 600 ml/l
de una solución para inyección.
Todas las soluciones se formularon recientemente
antes del tratamiento del paquete de arena. Antes de cada etapa de
bombeo individual se desinstaló la entrada y se bombeó la solución
de ensayo en este sitio. Después de esto se montó de nuevo la
entrada y se inyectó el volumen deseado. Los volúmenes para un
tratamiento con una permeabilidad de aproximadamente 10 Darcy, tal
como es típica p.ej. para el campo de Harding en el Mar del Norte,
se recopilan en la Tabla 6.
| Etapa de tratamiento | Solución | Concentración | Detalle del tratamiento | |
| Volumen [ml] | Caudal de bombeo | |||
| [ml/min] | ||||
| Polímero | Polímero D^{1} | 2.600 ppm | 14,2 | 0,33 |
| Espaciador | Agua para inyección | Tampón de acetato al | 3,5 | 0,1 |
| tamponada^{1} | 40% | |||
| Agente reticulante | Agente reticulante | 750 ppm en el tampón | 14,2 | 0,1 |
| tamponado | al 40% | |||
| Retro-enjuague | Agua para inyección | - - - - | 17,7 | 0,05 |
| ^{1}- Las soluciones concentradas se diluyeron con agua para inyección. |
La bomba se enjuagó con la solución de polímero,
se retiró el capilar de entrada en el paquete y el polímero se
bombeó al comienzo del empaquetamiento. Se conectó de nuevo la
conducción de entrada. La bomba se ajustó al volumen de bombeo y al
caudal de paso que se deseaban y se puso en marcha. Durante todo el
ensayo se registraron las presiones junto a la entrada y la salida
(14,2 ml a 6 ml/h).
Tan pronto como se hubo introducido la solución
de polímero, la bomba se reajustó en cuanto a la solución tamponada
de espaciador. Se retiró de nuevo una conducción de entrada, se
enjuagó la bomba con una solución tamponadora y se bombeó
previamente hasta el comienzo del empaquetamiento. Se conectó de
nuevo el capilar de entrada y se inyectó el volumen requerido de la
solución de agente espaciador con el caudal de paso deseado (p.ej.
3,5 ml a
6 ml/h).
6 ml/h).
Típicamente, la solución del agente reticulante
se aplicó con una bomba separada de la misma manera - tal como se
ha descrito antes - (p.ej. 14,2 ml a 6 ml/h). Las bombas, que se
usan para introducir el agente reticulante, se deberían enjuagar
durante una hora con la solución tamponadora, antes de bombear con
ellas de nuevo la solución de polímero. Unos restos del agente
reticulante pueden conducir a que se forme prematuramente un gel de
polímero.
Después de la introducción de la solución del
agente reticulante, se invirtió la dirección de circulación del
paquete de arena, a fin de simular el funcionamiento en producción
de la sonda. Antes de que se reajuste la dirección de circulación a
la dirección de producción (circulación de retorno, del inglés
"flowback") se puede realizar un período de tiempo adicional de
encerramiento (en inglés "shut in") (p.ej. de cuatro horas).
Mediante la circulación de retorno entran en contacto el polímero y
el agente reticulante y forman el banco (bloque) de gel, que debe
de disminuir la permeabilidad frente al agua.
La bomba, con la que se bombearon las soluciones
de polímero y de agente espaciador, se enjuagó con el agua para
inyección, que se había usado también para el acondicionamiento del
paquete. El agua para inyección se bombeó de nuevo hacia el extremo
final de la conducción de entrada y se unió con el paquete de
arena. De esta manera se bombeó de retorno el volumen combinado de
agente espaciador y de la solución de polímero (p.ej. 17,7 ml a 3
ml/h).
El paquete se puede encerrar seguidamente de
nuevo durante p.ej. 48 h, para que se pueda formar el bloque de
gel.
Después de que se hubo desarrollado el bloque de
gel, se determinó el factor de bloqueo. Para esto, el agua de
formación (agua para inyección, como para el acondicionamiento) se
bombeó a través del bloque de gel y se anotó la pérdida de presión,
tan pronto como el valor se hubo estabilizado. Después de esto se
bombeó el petróleo crudo, hasta que se pudo anotar una pérdida
estable de presión.
Después de que se hubo llevado a cabo el
tratamiento RPM, se determinaron los factores de bloqueo para agua
y para petróleo. Los valores se obtuvieron a partir de la
comparación de las pérdidas relativas de presión (o
permeabilidades), que se midieron durante la fase de
acondicionamiento del paquete de arena para petróleo (petróleo en el
caso de un agua residual) y para agua (después de la inundación con
petróleo, S_{OR}), con los correspondientes valores, que se
obtuvieron después del tratamiento. Es importante corregir las
pérdidas medidas de presión en cuanto a los caudales de paso
utilizados, puesto que durante la fase de acondicionamiento, los
caudales de paso en forma de los caudales de bombeo son con
frecuencia manifiestamente mayores que después del tratamiento.
Típicamente, un paquete se acondicionó con 60 ml/h y después del
tratamiento se utilizaron unos caudales de paso de 1 - 2 ml/h.
Después de que se hubo enjuagado de retorno el
paquete en tratamiento, éste se encerró durante 48 horas. Después de
esto se determinaron los factores de bloqueo para agua y para
petróleo.
Primeramente se enjuagó en dependencia del tamaño
del bloque resultante con un caudal de paso de 1 - 2 ml/h de agua de
formación a través del paquete de arena. El caudal de paso aplicado
realmente depende de la magnitud de la disminución de la presión a
lo largo del paquete, puesto que la bomba y la válvula de
sobrepresión están limitadas a 100 bar. Se bombeó el agua de
formación hasta que se hubo estabilizado la disminución de la
presión. Para esto se necesitan de manera usual aproximadamente dos
volúmenes de poros.
Esto se llevó a cabo luego con el mismo caudal de
paso con un petróleo crudo, asimismo hasta que se hubo estabilizado
la disminución de la presión.
El factor de bloqueo para el agua se obtuvo como
el cociente de la disminución de la presión, después del
tratamiento, con la disminución de la presión para agua, después del
acondicionamiento con petróleo (S_{OR}).
El factor de bloqueo para el petróleo se obtuvo
como el cociente de la disminución de la presión para el petróleo,
después del tratamiento, con la disminución de la presión para
petróleo cuando se hubo acondicionado el paquete con petróleo
(S_{WI}).
El paquete de arena usado se acondicionó en un
capilar de acero inoxidable de 3/8 de pulgada que tenía una longitud
de 4,5 m, con un diámetro interno de 1/4 de pulgada. La
permeabilidad absoluta del paquete fue de 9 D. El paquete se ha
acondicionado a 70ºC hasta llegar a S_{ORW}.
El tratamiento consiste en tres etapas separadas
(en inglés "slugs"), que se llevaron a cabo en su totalidad a
70ºC y que se habían formulado en un agua sintética de mar:
16 ml de una solución de 3.000 ppm del polímero D
se inyectaron con un caudal de bombeo de 20 ml/h.
2 ml de un tampón de acetato (acetato de sodio
0,03 M, ácido acético 0,04 M) se inyectaron con un caudal de 20
ml/h.
16 ml de una solución de lactato de zirconio se
diluyeron a 1:93 en peso / peso y se inyectaron con un caudal de
bombeo de 1 ml/h.
El paquete de arena se encerró después de esto
durante 5 h. Después de esto, se bombearon en la dirección inversa
de retorno a través del paquete 18 ml de un agua sintética de mar
con un caudal de bombeo de 1 ml/h. A continuación se encerró el
paquete durante 50 h.
El retroenjuague se comenzó con un agua sintética
de mar con un caudal de 1 ml/h a 70ºC. Después de 4 días [d] se
aumentó la temperatura a 100ºC.
Los siguientes factores de bloqueo para agua
(RF_{W}) se midieron a lo largo de un período de tiempo de 150
días.
\vskip1.000000\baselineskip
| Período de tiempo | Factor de bloqueo |
| [d] | [RF_{W}] |
| 10 | 260 |
| 50 | 296 |
| 100 | 270 |
| 150 | 245 |
\vskip1.000000\baselineskip
El paquete de arena usado se acondicionó en un
capilar de acero inoxidable de 3/8 de pulgada que tenía una
longitud de 4,5 m, con un diámetro interno de 1/4 de pulgada. La
permeabilidad absoluta del paquete fue de 9 D. El paquete se ha
acondicionado a 62ºC hasta llegar a S_{ORW}.
El tratamiento consiste en tres etapas separadas
(en inglés "slugs"), que se llevaron a cabo en su totalidad a
62ºC y que se habían formulado en un agua sintética de mar:
16 ml de una solución de 3.000 ppm del polímero D
se inyectaron con un caudal de bombeo de 20 ml/h.
2 ml de un tampón de acetato (acetato de sodio
0,03 M, ácido acético 0,04 M) se inyectaron con un caudal de
20 ml/h.
20 ml/h.
16 ml de una solución de lactato de zirconio se
diluyeron a 1:93 en peso / peso y se inyectaron con un caudal de
bombeo de 1 ml/h.
El paquete de arena se encerró después de esto
durante 5 h. Luego se bombearon de retorno en la dirección inversa
18 ml de un agua sintética de mar con un caudal de bombeo de 1 ml/h
a través del paquete. A continuación, se encerró el paquete durante
50 h.
\newpage
El retroenjuague se comenzó con un agua sintética
de mar con un caudal de 1 ml/h a 70ºC. Después de 4 días se aumentó
la temperatura a 95ºC.
Los siguientes factores de bloqueo para agua
(RF_{W}) se midieron a lo largo de un período de tiempo de 150
días.
\vskip1.000000\baselineskip
| Período de tiempo | Factor de bloqueo |
| [d] | [RF_{W}] |
| 2 | 270 |
| 29 | 270 |
\vskip1.000000\baselineskip
Se aumentó la temperatura del paquete finalmente
de manera adicional a 123ºC. Con ello se midieron los siguientes
factores de bloqueo:
\vskip1.000000\baselineskip
| Período de tiempo | Factor de bloqueo |
| [d] | [RF_{W}] |
| 1 | 225 |
| 3 | 100 |
| 5 | 30 |
\vskip1.000000\baselineskip
Conclusión: Mientras que el polímero C
muestra a una temperatura de empleo de 95ºC durante 29 días un
factor de bloqueo constantemente alto, el factor de bloqueo a una
temperatura de 123ºC disminuye en el intervalo de 5 días de 270 a
30.
El paquete de arena usado se acondicionó en un
capilar de acero inoxidable de 3/8 de pulgada que tenía una
longitud de 4,5 m, con un diámetro interno de 1/4 de pulgada. La
permeabilidad absoluta del paquete fue de 9 D. El paquete se ha
acondicionado a 62ºC hasta llegar a S_{ORW}.
El tratamiento consiste en tres etapas separadas
(en inglés "slugs"), que se llevaron a cabo en su totalidad a
62ºC y que se habían formulado en un agua sintética de
formación:
16 ml de una solución de 3.000 ppm del polímero D
se inyectaron con un caudal de bombeo de 20 ml/h.
2 ml de un tampón de acetato (acetato de sodio
0,03 M, ácido acético 0,04 M) se inyectaron con un caudal de
20 ml/h.
20 ml/h.
16 ml de una solución de lactato de zirconio
(Halliburton CL23) se diluyeron a 1:93 en peso / peso y se
inyectaron con un caudal de bombeo de 1 ml/h.
El paquete de arena se encerró después de esto
durante 5 h. Luego se bombearon de retorno en la dirección inversa
18 ml de un agua sintética de mar con un caudal de bombeo de 1 ml/h
a través del paquete. A continuación se encerró el paquete durante
50 h.
El retroenjuague se comenzó con un agua sintética
de mar con un caudal de 1 ml/h a 62ºC. Después de 6 días se
encontró un factor de bloqueo de agua de 22 y se aumentó la
temperatura a 123ºC.
\newpage
Los siguientes factores de bloqueo para agua
(RF_{W}) se midieron a lo largo de un período de tiempo de 27
días:
\vskip1.000000\baselineskip
| Período de tiempo | Factor de bloqueo |
| [d] | [RF_{W}] |
| 1 | 35 |
| 3 | 37 |
| 5 | 38 |
| 10 | 27 |
| 15 | 25 |
| 20 | 13 |
| 25 | 9 |
| 27 | 7 |
\vskip1.000000\baselineskip
El paquete de arena usado se acondicionó en un
capilar de acero inoxidable de 3/8 de pulgada que tenía una
longitud de 4,5 m, con un diámetro interno de 1/4 de pulgada. La
permeabilidad absoluta del paquete fue de 9 D. El paquete se ha
acondicionado a 70ºC hasta llegar a S_{ORW}.
El tratamiento se efectuó como una inyección
simultánea de una solución de polímero y de una solución tamponada
de agente reticulante a partir de dos bombas diferentes, que
desembocaban en común en la entrada del paquete de arena. Ambas
soluciones se formularon a 70ºC en un agua sintética de mar.
Bomba
1
26,5 ml de un solución de 4.500 ppm del polímero
E con un caudal de 26,6 ml/h.
Bomba
2
3,5 ml de una solución de lactato de zirconio,
diluida a 1:93 en peso / peso, tamponada con acetato de sodio 0,03
M y ácido acético 0,04 M, inyectada con un caudal de 3,5 ml/h.
El paquete de arena se encerró luego durante 45
h. Después de esto se retroenjuagó continuamente con un agua
sintética de mar durante 3 días a 70ºC con un caudal de 3 ml/h a
través del paquete.
Se midieron los siguientes factores de bloqueo de
agua (RF_{W})
\vskip1.000000\baselineskip
| Período de tiempo | Factor de bloqueo |
| [d] | [RF_{W}] |
| 1 | 26 |
| 5 | 34 |
\newpage
Después de esto se aumentó la temperatura del
paquete de arena a 123ºC y se midieron en el transcurso del tiempo
los siguientes factores de bloqueo:
\vskip1.000000\baselineskip
| Período de tiempo | Factor de bloqueo |
| [d] | [RF_{W}] |
| 3 | 62 |
| 7 | 54 |
| 11 | 50 |
| 15 | 47 |
| 17 | 43 |
| 23 | 28 |
| 28 | 23 |
| 33 | 19 |
| 37 | 16 |
\vskip1.000000\baselineskip
Conclusión: El polímero E se puede
inyectar conjuntamente sin problemas a 70ºC con el agente
reticulante, sin formar prematuramente un bloque de gel. Sólo
durante el período de tiempo de encerramiento se forma el bloque de
gel. En comparación con el polímero C se puede comprobar una
estabilidad adicionalmente aumentada frente a la temperatura.
Claims (22)
1. Procedimiento para la disminución o supresión
total de afluencias de agua a un pozo de producción de petróleo o
gas natural, en el que se introduce en este pozo una solución
acuosa de un copolímero, conteniendo el copolímero
- A)
- de 40 - 98% en peso de unidades estructurales de la fórmula
(I)---
CHR^{1} ---
\delm{C}{\delm{\para}{CONH --- R ^{2} ---
SO _{3} ^{-} Me ^{+} }}H
---en la
que
- R^{1}
- significa hidrógeno o metilo,
- R^{2}
- significa alquileno de C_{2}-C_{10}, y
- Me^{+}
- significa un ion de amonio o un ion de un metal alcalino,
- B)
- de 0,1 a 58% en peso de unidades estructurales de la fórmula
(II)---
CH_{2} ---
\delm{C}{\delm{\para}{CONH _{2} }}H
---- C)
- de 0,1 a 10% en peso de unidades
estructurales de la
fórmula
(III)R^{3}
---
\uelm{N}{\uelm{\para}{ {}\hskip-1.8cm ---
CH _{2} --- CH ---}} --- CO ---
R^{4}en la
que
R^{3} y R^{4} significan,
independientemente uno de otro, hidrógeno, metilo o etilo,
o
R^{3} y R^{4} significan en
común un grupo propileno, que, mediando inclusión de un
radical
--- N ---
\uelm{C}{\uelm{\dpara}{O}}
---forma un radical de pirrolidona, o
mediando inclusión de un grupo pentametileno forma un radical de
caprolactama,
y
- D)
- de 0,1 a 10% en peso de unidades estructurales de la fórmula
(IV)O
\biequal
\melm{\delm{\para}{OH}}{P}{\uelm{\para}{
{}\hskip-1.8cm --- CH _{2} --- CH ---}} ---
OHy se introduce en la formación o
bien en el yacimiento, al mismo tiempo que el copolímero o después
de éste, un agente reticulante para el copolímero, que comprende
por lo menos un compuesto de zirconio, cromo, titanio o aluminio, y
a continuación se pone en servicio el pozo para la obtención de
petróleo y/o gas
natural.
2. Procedimiento de acuerdo con la
reivindicación 1, en el que las unidades estructurales de la
fórmula I se derivan del ácido
2-acrilamido-2-metil-propano-sulfónico.
3. Procedimiento de acuerdo con las
reivindicaciones 1 y/o 2, en el que el copolímero contiene de 50 a
98% en peso de unidades estructurales de la fórmula I.
4. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 3, en el que las unidades estructurales B
se presentan en una proporción de 2 a 45% en peso.
5. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 4, en el que en las unidades estructurales
C) R^{3} y R^{4} significan hidrógeno.
6. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 5, en el que el copolímero contiene de 0,5
a 5% en peso de unidades estructurales C).
7. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 6, en el que el copolímero contiene de 0,5
a 5% en peso de unidades estructurales D).
8. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 7, en el que los pesos moleculares de los
copolímeros están situados entre 50.000 y 2 \cdot 10^{7}
g/mol.
9. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 8, en el que las unidades estructurales
A), B), C) y D) se suman para dar 100% en peso.
10. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 9, en el que la formación que se ha de
tratar es inundada previamente.
11. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 10, en el que entre la introducción del
copolímero y la introducción del agente reticulante, se introduce
como agente espaciador en el pozo un agua, un agua en la que pueden
estar disueltas sales, una solución tamponadora o una solución
acuosa espesada de polímero, en la que pueden estar disueltas
adicionalmente sales.
12. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 11, en el que la introducción de un agente
espaciador se efectúa después de la introducción del agente
reticulante.
13. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 12, en el que después de la introducción
de las soluciones del copolímero y del agente reticulante, tiene
lugar una fase del encerramiento, que dura de 2 horas a 10 días,
en particular de 3 a 50 horas, antes de reajustar la sonda de nuevo
a producción.
14. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 13, en el que la introducción de la
solución de copolímero y de agente reticulante se repite en
relaciones cuantitativas arbitrarias, antes o después de que la
sonda se hubiese conmutado de retorno nuevamente a producción.
15. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 14, en el que se inyectan partes, o
también la totalidad, de la mezcla de polímero y agua, tratada
previamente con un agente reticulante.
16. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 15, en el que la reticulación del polímero
se suprime por acción de sustancias apropiadas sobre la barrera de
gel.
17. Procedimiento de acuerdo con la
reivindicación 16, en el que las sustancias apropiadas son ácido
fluorhídrico o sus compuestos precursores, agentes fuertes
formadores de quelatos, EDTA, persulfatos, perboratos y peróxido de
hidrógeno.
18. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 17, en el que como agente reticulante se
utilizan compuestos de zirconio y/o de titanio.
19. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 18, en el que la concentración del agente
reticulante en la solución acuosa es de 0,001 a 0,5% en peso,
referida a la concentración de zirconio y/o titanio.
20. Procedimiento de acuerdo con una o varias de
las reivindicaciones 1 a 19, en el que la solución del copolímero,
así como la solución del agente reticulante, están tamponadas en el
intervalo de pH 4 a 6, en particular de 4,5 a 5,5.
21. Copolímero, que contiene unidades
estructurales A), B), C) y D) tales como las que se han definido en
una o varias de las reivindicaciones 1 a 20.
22. Composición, que contiene un copolímero de
acuerdo con la reivindicación 21, así como por lo menos un
compuesto de titanio, cromo, zirconio o aluminio.
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