HUT67453A - Method for treating of oil-bearing formations - Google Patents
Method for treating of oil-bearing formations Download PDFInfo
- Publication number
- HUT67453A HUT67453A HU9300324A HU32493A HUT67453A HU T67453 A HUT67453 A HU T67453A HU 9300324 A HU9300324 A HU 9300324A HU 32493 A HU32493 A HU 32493A HU T67453 A HUT67453 A HU T67453A
- Authority
- HU
- Hungary
- Prior art keywords
- foam
- gas
- oil
- formation
- process according
- Prior art date
Links
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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/94—Foams
-
- 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
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/518—Foams
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Sliding-Contact Bearings (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Description
A találmány tárgya eljárás olaj kinyerésére valamely földalatti olajtartalmú képződményből és különösen olajkinyerő eljárás hab felhasználásával.
Kiszorító folyadékok befecskendezése vagy besajtolása a földalatti olajtartalmú képződményekbe a szénhidrogének ezekből történő kitermelésének az elősegítése céljából jól ismertek. Víz és különböző gázok, ezenkívül még komplex folyadékok, így felületaktív oldatok és polimeroldatok a szokásosan használatos kiszorító folyadékok mind elegyíthető ,mind nem-elegyíthető olajkiszorító elárasztásoknál.
Az olajkiszorító elárasztások hatásossága részben a kiszorító folyadék kihajtó vagy kiseprő hatásának a függvénye
A kihajtó hatást jelentős mértékben csökkentik az összehangolási problémák a képződményben és a kiszorító folyadék gyenge mozgékonysági jellemzői. Az összehangolási problémákat általában a nagy áteresztő képességű és kis át er es zt ők ép e s s é gü áramlási pályák csatlakozási helyzete jellemzi egy adott képződményben. Az összehangolási problémák vagy törés-tipusúak vagy matrix-tipusúak. Törés-tipusú összehangolási problémák akkor jelentkeznek, ha egyszerű törési vagy hasadási hálózatok kerülnek érintkezésbe valamely befecskendező /injektáló/ és/vagy termelő kúttal, amely behatol a képződménybe. Mátrix-típusú, problémák pedig akkor jelennek meg, amikor különböző áteresztőképességű szomszédos rétegek vagy körzetek vannak a képző dményben.
Abban az esetben, ha valamely kiszorító folyadék befecskendezése olyan képződménybe történik, amely összehangolási problémákat mutat, akkor a nagy áteresztőképességű áramlási pályák je lentős mértékben eltérítenek minden kiszorító folyadékot a kis áteresztőképességű áramlási pályáktól. Ennek következményeként a kiszorító folyadék nem sepri ki a kis áteresztőképességű áramlási pályákat és a kiszorító folyadék kihajtó hatása a képződmény ben szegényes.
Íz összehangolási problémák javíthatók valamely összehangolást fokozó kezeléssel/CIT = conformance improvement treatment/, amelynek során ténylegesen eltömítik vagy szűkítik a nagy áteresztőké pességű áramlási pályákat valamely tömítő anyaggal. Tömítő vagy szűkítő képződményeiméi az áramlási pályák nagy áteresztőképesség gel és kis olajtelítettséggel rendelkeznek, az ezt követően be fecskendezett kiszorító folyagék előnyösen seper ki olyan képződményáramlási pályákat, amelyek kis áteresztőképességgel és nagy olajtelítettséggel rendelkeznek. Ilymódon a CIT fokozza a kiszorító folyadék kihajtó hatását, így lehetővé válik, hogy az érintkezzék az olajjal, több olajat szorítson ki és ilymódon elősegít se a járulékos olaj kinyerést.
Jelenleg géleket használnak általában CIT tömítőanyagként. Króm/lll/-mal térhálósított poliakr.ilamidről ismertté vált, hogy olyan géleket képez, amelyek hatásosak a legtöbb CIT számára, ahogy Sydansk et al. ismertetik a Λ 683 949. számú USA-beli szabadalmi leírásban.A 4 433 949. számú USA-beli szabadalmi leírásban bemutatják a térhálósított akril ami dgélek tényleges használatát speciálisan törés-tipusú és matrix-tipusú összehangolási problémák kezelésére.
Azt találtuk, hogy számos olyan esetben, ahol a CIT során hagyományos gélek kerülnek alkalmazásra, a művelet nagyon költ- Ál. _ séges a. drága vegyszer miatt. így például, ahol a nagy áteresztőképességű áramlási pályák messze benyúlnak a képződménybe a befecskendezéstől és/vagy a termelőkúttól, az áramlási pályák óriási mennyiségű gélt fogyasztanak még mietőtt az áteresztőképességcsökkenés tényleges szintjét érnénk el azokban. Elérünk egy pontot, ahol a CIT vegyszerszükséglete olyan nagy, hogy a megnövekedett járulékos olajkitermelés, amelyet a kezeléssel kaptunk, nem fedezi a CIT költségeit. E ponton túl az ilyen géleket alkalmazó CIT-ek a költséggel arányosan nem hatásosak és nincs gazdasági hasznuk.
Ilyen esetekben olyan eljárásra van szükség, amely költségarányosan hatásosabb, mint a hagyományos CIT eljárások, amelyeknél gélek használatosak tömítőanyagokként. Különösen olyan CIT eljárásra van szükség, amelynek a vegyszerköltségei kisebbek, mint a hagyományos gélkezeléseké, és legalább annyira hatásos, mint a hagyományos gélkezelések. Ezen túlmenően olyan CIT eljárásra van szükség, amely gazdaságos olyan körülmények között, ahol a hagyományos gélkezelések nem gazdaságosak, így akkor, amikor a nagy áteresztőképességű áramlási pályák szétterjednek a képződményben.
Azt találtuk, hogy a hagyományos gélek nem csupán gazdaságtalanok bizonyos CIT-ekben, de felismertük azt is, hogy nem kielégítőek a CIT-hez hasonló.más tömítő kezeléseknél sem. így például a gélek jellegzetesen hatástalanok olyan függőleges törések vagy hasadások szelektív tömítésére, amelyek kinyúlnak valamely olajtartalmú termelő zónából a gázsüvegbe. Amennyiben ilyen törések nincsenek tömítve, a gáz könnyen behúzódik a termelő zónába, amikor a zóna termel, és ez a gáz nem-kívánt kúpbahalmozódását okozza. Sajna latos módon a hagyományos gélek sűrűsége és a törések álló helyzete miatt a géleket rendkívül nehéz szelektíven elhelyezni az ilyen törések felső részében, ahol a tömítés a leghatásosabb volna a gáz kúpbamalmozódásának a megelőzésére. A gravitációs erők hatására a gélek a kevésbé problémás alsóbb rétegekbe nyúló törésekbe jutnak be, amelyek nem érintkeznek a gázsüveggel vagy hatástalanul a töréseknek csak az alsó részébe húzódnak le, amelyek anélkül érintkeznek a gázzal, hogy hatásukat kifejtenék. így tehát hatásos kezelés vált szükségessé azoknak a függőleges töréseknek vagy hasadásoknak a tömítésére, amelyek a gázsüveg és az olajtermelő zóna között vannak, a gáz kúpbahalmozódásának a megelőzése végett a termelő kút fúrásánál.
Az összehangolási problémák mellett a kiszorító folyadék gyenge mozgási jellemzői szintén csökkenthetik a kihajtó hatást a képződményben. A gyenge mozgási jellemzők Javíthatók olyan mozgást szabályozó folyadékokkal, amelyek ismertek a szakterületen, és amelyek viszkózusabbak, mint a kiszorító folyadék. Azt találtuk azonban, hogy a hagyományos mozgást szabályozó folyadékok nem hatásosak olajtartalmú törések kisöprésére, különösen olyan törések esetében, amelyek vizet és f aj súlykülönbség okozta olajat tartalmaznak vagy a törések folytonos összeköttetésben vannak valamely víztároló réteggel.
A hagyományos mozgást szabályozó folyadékok hajlamosak arra, hogy kedvező módon kihajtsák az olaj alatt lévő vizet, amely sűrűbb, mint az olaj, miközben az olaj visszamarad. Olyan eljárás vált szükségessé, amelynél hatásosabb mozgást szabályozó folyadék kerül alkalmazásra az olaj hatásos kiszorítására valamely földalatti
- 6 olajtartalmú képződményből és különösen olyan olajtartalmú törésekből vagy hasadásokból, amelyek fajsúlykülönbség okozta olajat tartalmaznak, vagy olyan olajtartalmú törésekből vagy hasadásokból, amelyek folytonos összeköttetésben vannak valamely víztároló réteggel.
A találmány tárgya eljárás valamely kis sűrűségű habkészítmény használatára a kihajtó hatás fokozására földalatti olajtartalmú képződményekből. A hab valamely folyékony oldószert, térhálósító szert, valamely felületaktív anyagot és habképző gázt tartalmaz. A habot úgy állítjuk elő, hogy a polimert, a térhálósít ó szert és a felületaktív anyagot egyesítjük az oldószerrel, a habképző gázt bevisszük az oldatba és teljesen térhálósítjuk a polimert.
A találmány egy változata szerint a hagyományos gélt habbal helyettesítjük a CIT eljárásnál azért, hogy megoldjuk mind a matrix-tipusú, mind a törés-tipusú összehangolási problémákat. A találmány különösen előnyös az ismert gélkezelésü eljárásokhoz viszonyítva, mivel a hab alkalmazása jelentős mértékben csökkenti a kémiai költségeket a gélekhez képest anélkül, hogy jelentős mértékben csökkentené a CIT hatásosságát. Ilyen hab ugyanazt a térfogatot képes elfoglalni, mint a gél, kisebb ráfordítás mellett, mivel a gáz sokkal olcsóbb, mint a gél, és mivel a hab jelentős mértékű térfogatrészt tölt be. Mindamellett a hab megtartja a szükséges szilárdságát és szerkezetét ahhoz, hogy hatásosan teljesítse azt, amit a CIT tömítőanyag, jelentős mértékű gáztartalma ellenére.
A találmány egy rokon változatánál a kis sűrűségű habot alkalmazzuk annak érdekében, hogy megelőzzük a gáz kúpbahalmozódását egy termelő kút fúrása közelében, amelyet a gáz bejutása okoz a kútfúrás közelében a függőleges törések útján, amelyek folytonos Összeköttetésben varinak valamely gázsüveggel és termelőzónával. A habkezelés ott hatásos, ahol a gélkezelések vagy más hagyományos tömítőanyagokkal való kezelések eredménytelenek, mivel a kis sűrűségű hab bejut és a törések tetejénél a kúpbahalmozódó gázhoz áramlik. A hab a törések felső részeiben helyezkedik el és jelentősen blokkolja az olajtermelő zónába történő gázáramlást az olajtermelés során.
A találmány más változata szerint az említett habot mozgást szabályozó folyadékként használjuk az olajtermelő törések és a mátrix kiszorító elárasztásával együtt. A habot valamely földalatti olajtartalmú képződménybe injektáljuk, ahol az érintkezik a kiszorító áramlással, amely hatástalan a felületes érintkezés vagy más áramlási egyenetlenség miatt, így az árasztó frontot egységesebbé tesszük és növeljük a kihajtó katást. A kis sűrűségű hab különösen hatásos olyan olajtartalmú törések kiseprésénél, amelyek egyaránt tartalmaznak vizet és faj súlykülönbség okozta olajat vagy olyan olajtartalmú törések kiseprésére, amelyek folytonos összeköttetésben vannak valamely földalatti víztároló réteggel. A kis sűrűségű hab előnyösen a kevésbé sűrű olajat hajtja ki, amely a víz felett helyezkedik el.
A kis sűrűségű hab mozgást szabályozó folyadékként is hatásos gázáramokkal, így CO^-vel, ^-vel, gőzáramokkal és hasonlókkal együtt akár elegyíthetők, akár nem elegyíthetek szénhidrogénnel. A kis sűrűségű hab csökkenti a gáz áraszt ó-front túlszabályozását az olajtartalmú törésekben vagy a mátrixban olymódon, hogy kényszeríti az árasztóáramot arra, hogy kihajtsa a helyben keletkezett, a törések és a mátrix alacsony részeiben lévő olajat.
A találmány szerint használt hab a kémiai és fizikai tulajdonságok széles tartományára alakítható annak érdekében, hogy megfeleljen az adott képződmény követelményeinek. Speciálisan olyan hab készíthető, amely folyik vagy nem-folyik. így olyan folyós habot állíthatunk elő, amelynek a viszkozitása a víz viszkozitásánál kisebb tartománytól a víz viszkozitásánál jóval nagyobb tartományig terjed. Hasonló módon olyan nem-folyó habot készíthetünk, amely fizikai Jellegét tekintve a nagyon rugalmastól egészen a rideg tulajdonságig terjedhet. Valamely hab előállítható a sűrűségek széles tartományában és azért, hogy növeljük a hab szelektív vertikális elhelyezhetőségét valamely olaj- vagy gáztárolóban. Előnyösen olyan hab is készíthető, amelynek a sűrűsége a víz sűrűségénél kisebb és különösen olyan, amelynek a viszkozitása megközelíti a helyben keletkezett olaj vagy gáz sűrűségét.
Az első változat szerint a találmány valamely összehangolt kezelőeljárás, amelynél habot alkalmazunk. A második változat szerint egy tömítőkezelés a gáz kúpbahalmozódásának a megelőzésére. Egy további változat szerint a találmány magában foglal olyan mozgást szabályozó eljárást, amelynél habot használunk. A találmány szerinti mozgást szabályozó eljárás különösen olajtartalmú törések kisöprésére használható valamely kis sűrűségű habbal és különösen olyan törések kiseprésére alkalmazható, amelyek vizet és fajsúlykülönbség okozta olajat tartalmaznak vagy olyan töréseknél használható, amelyek folytonos kapcsolatban vannak földalatti víztároló rétegekkel. A mozgást szabályozó eljárás felhasználható a • « < *
- 9 túlszabályozás csökkentésére is gázzal történő kihajtásoknál.
Általában a CIT és a rokon tömítőkezelések tartoznak a hab sztatikus alkalmazásai közé, amelyeknél a hab lényegében folytonosan benn marad a képződményben, ha egyszer behelyeztük. A mozgást szabályozó eljárás a habnak egy dinamikus alkalmazása, amelynek során a hab átjárja a képződményt az elárasztó frontnak megfelelően.
A hab rendszerint olyan készítmény, amely gázfázist foglal magában valamely körülvevő közegben, így folyadékban, diszpergálva. Az itt specifikusan megnevezett habot zömében olyan gázfázisként határozzuk meg, amely egy körülvevő gélközegben van diszpergálva. Az itt használt gél megnevezés olyan folytonos háromdimenziós térhálósított polimer hálózat, amely valamilyen folyadékot egyenletesen eloszolva tartalmaz a hálózat közbenső tereiben.
A találmány szerint használt hab valamely térhál ásíthat á polimert, térhál ásító szert, folyékony oldószert, felületaktív anyagot és gázt foglal magában. A térhál ásíthat á polimer valamely karboxiláttartalmú polimer. Egy előnyös karboxiláttartelmú polimer valamely akrilamidot tartalmazó polimer. Az akrilamidot tartalmazó polimerek közül a legelőnyösebbek a poliakrilamid /PA/, a részben hidrolizált poliakrilamid /PHPA/ és az akrilátok, így a karboxilátot tartalmazó akrilát-terpolimerek. Az itt használt PA körülbelül 0,1 % és körülbelül 3 % amidcisoportot tartalmaz hidrolizálva. Az itt megadott PHPA esetében az ami de söpört oknak körülbelül a 3 %-a van hidrolizálva.
* »*
- 10 A találmány megvalósításánál alkalmazásra kerülő térhál ósító szer hatására létrejön a térhálósodás ugyanazon vagy különböző polimer molekulák karboxil át oldatai között. A polimer térhál ósításával olyan gélközeg alakul ki, amely a habnak hálós szerkezetet biztosít. A térhálósátő szer előnyösen olyan molekuátmenet if ém- kát iont tart alin az.
Valamely előnyös térhál ásító szer háromértékü krómkationt foglal a vízhez, glőnvös térhál ósít ó szerek például a króm-triacetát /CrAc^/ és a króm-tri klorid. Ilyen térhálósító szerek vannak leírva a 4 68J 949. számú USA-beli szabadalmi leírásbán. fás átmenetifém-kationok, amelyek használhatók a találmány megvol ásításánál, de kevésbé részesülnek előnyben, /-fém valamely redox-rendszerrel együtt, az aluminium/lll/-fém az aluminium-citrátban vagy az aluminium-kloridban, továbbá avas/n/-, vas/lIT/- és a cirkónium/lVr/-ionok.
A folyékony oldószer minden olyan folyadék lehet, amelyben a polimer és a térhál ásító szer oldható, vele elegyíthető, szuszpendálható vagy más módon diszpergálható a gélképződés megkönnyítése végett. Az oldószer előnyösen vizes folyadék, így tiszta víz vagy konyhasóoldat.
A felületaktív anyag lényegében bármely hagyományos anionos, kationos vagy nemionos felületaktív anyag lehet, amely eloszlik
a gél közegben és | csökkenti a felületi feszültséget az oldószer |
és a gáz között. | Anionos, kationos és nemionos felületaktív anya- |
gok jól ismertele | és általában kereskedelmi forgalomban beszerez- |
h e toxv« *
• · · • ··
Eltérő hagyományos olaj kinyerő habok közé tartozik a találmány szerinti hab, amely alkalmazható a CIT-hez és a mozgást szabályozó eljárásokhoz. Azt találtuk, hogy a hab viszonylag érzéketlen az említett felületaktív anyagok kémiájára. A találmány megvalósításánál alkalmazásra kerülő specifikus felületaktív anyagok az etoxilezett szulfátok az etoxilezet alkoholok, a petróleum-szül fonatok és az alfa-olefin-szulfonátok.
A gáz lényegében minden olyan habosító gáz lehet, amely lényegében nem reagál a fent felsorolt polimerrel, térhálósító szerrel és a felületaktív alkotókkal, és amely képes teljesen diszpergálódni a folyadékközegben. Az itteni használatra alkalmas habosító gázok a nitrogén, metán, szén-dioxid, nitrogén-oxid, levegő, természetes gázok, a gőz és a füstgáz közül kerülnek ki. A nitrogén vagy a természetes gáz előnyösen használható a találmány szerinti habok készítéséhez.
A találmány szerinti habot úgy készíthetjük, hogy az alkotóanyagokat lényegében bármely sorrendben és módon összekeverjük. Előnyösen azonban úgy állítjuk elő a habot, hogy először elkészítjük a habosító kompozíciót, amely a polimert, a térhálósító szert és a felületaktív anyagot tartalmazza a folyékony oldószerben. A. polimert és a térhálósító szert viszonylagos arányban alkalmazzuk, ahogy például a 4 683 949. számú USA-beli szabadalmi leírásban ismertetve van. A. felületaktív anyagot egyesítjük a habosító kompozícióval körülbelül 10 ppm és körülbelül 50 000 ppm, előnyösen körülbelül 100 ppm és körülbelül 10 000 ppm, elsősorban pedig körülbelül 200 ppm és körülbelül 8000 ppm közötti koncentrációban. A polimert, a térhálósító szert, az oldószert és a felületaktív *· «*·· • · · • ··· ·<· anyagot bármely sorrendben egyesíthetjük a habképző készítmény előállítása végett. A habképző készítményt jellegzetesen úgy állítjuk elő, hogy a polimer, a térhálósító szer és a felületaktív anyag különálló oldatát összekeverjük.
A habot úgy tesszük teljessé, hogy a gázt hozzáadjuk a folyékony habképző készítményhez. A gázt hagyományos módszerekkel adhatjuk hozzá a habképző kompozícióhoz, így befuvással, nagy sebességű keverés útján vagy egyidejűleg fuvatunk be gázt és habképző készítményt valamely nyíláson vagy fúvókén, de alkalmazhatjuk szilárd csomagolásban, így homok-vagy kavics-csomagként. A hsbot képezhetjük a felületnél úgy, hogy előre ossz ekeverj üli a gázt a habképző készítménnyel a befecskendezés előtt vagy a habot in situ képezzük olymódon, hogy egymás után vagy együtt fecskendezzük be a gázt és a habosító kompozíciót a képződménybe, ahol a kettőt ossz ekev érj ük.
A keletkező hab hozzáadott alkotói a gél közeg és az abbén diszpergált gáz. A gélközeget a habképző kompozícióból alakítjuk ki olymódon, hogy a polimert valamely térhálósító szer felhasználásával térhálósítjuk. A térhálósítás vagy gélesítés, ahogy váltakozva nevezzük, akkor kezdődik, amikor a polimert és a térhálósító szert érintkeztetjük egymással és az eljárást addig folytatjuk, ameddig a térhálósító szer vagy a térhálósító oldatok el nem fogynak. A térhálósított polimer a gélközeg szerkezeti hálóját alkotja és a folyékony oldószer a közeg közbenső folyadékát képezi.
A gélközeget hozzáadjuk a habhoz és ez jelentős mértékben javítja a hab szerkezetét és stabilitását. A gázt előnyösen a térhálósítás teljessé tétele előtt adjuk hozzá a habképző készítményhez, ♦ ·· ·«·· • · * * ♦ *·· ··« · * · · · •· ·«· ·
- 13 például amikor a gél éretlen. A habokat azonban olyan habképző készítményből is előállíthatjuk, amely már teljesen térhálósítva van, például azután, hogy a gélközeg elérte az érettséget, amennyiben a gélközeg folyós marad. Abban az esetben, ha a a habosító gázt a térhálósítás végbemenetele előtt, így az érés előtt adjuk hozzá a habképző készítményhez, akkor a térhálósodás folytatódik a hab képződése után, ilymódon lehetővé téve, hogy a gélközeg szerkezete alkalmazkodjék a diszpergált gázbuborékokhoz.
A hab fizikai tulajdonságai a specifikus habalkot óknak és azok viszonylagos arányainak a függvénye. A habok előállíthatck a fent felsorolt változók mindenkori értékeinek a megválasztása alapján, így áramló vagy nem-áramló habok állíthatók elő a kívánt viszkozitás- és sürüségtartományokban. Valamely áramló hab, amelyet itt megadtunk, olyan hab, amely a képződményben olyan erők határára áramlik vagy folyik, amelyek együttműködnek normál szénhidrogéntermelő műveletekkel, míg valamely nem áramló hab olyan hab, amely nem áramlik vagy folyik a képződményben ilyen erők határára. A nem áramló habok tartományában a rideg haboktól a rugalmas habokig terjedő habok vannak. Az áramló vagy folyó habok tartományába a nagyon viszkózus habok és a víznél kevésbé viszkózus habok közötti habok tart óznak.
Ahogy a szakterületen ismert, olyan CIT vagy mozgást szabályozó anyagok készülnek, amelyek előre meghatározott tulajdonságokkal rendelkeznek ahhoz, hogy alkalmazkodjanak a kezelt vagy elárasztott földalatti képződmények követelményeihez. Felismetük azt, hogy lényegében ugyanazon teljesítményjellemzőkkel, mint a megfelelő gélek, rendelkező habok, a habok viszonylag nagy térfogata ellenére, készíthetők. Ezen túlmezően számos alkalmazásnál a habi «
-14teljesítmény nem csökken jelentős mértékben, mihelyt a hab térfogati gáztart alma növekszik.
A hab gáztartalmát, amelyet gázminőségnek nevezünk, a habban lévő gáz térfogatszázalékaként fejezzük ki. Olyan haboknak, amelyek a találmány szerinti eljárásnál kerülnek felhasználásra, a minősége körülbelül 58 tf % és körülbelül 99 tf % között, előnyösen körülbelül 60 tf % és körülbelül 98 tf % között és különösen körülbelül 75 tf % és körülbelül 97 tf % között van. Látható tehát, hogy a találmány szerinti habok úgy alakíthatok, hogy megfeleljenek az adott alkalmazás és a földalatti képződmény specifikus teljesítménykövetelményeinek. A habokat egyszerűen úgy alakítjuk, hogy kiválasztjuk a specifikus habalkotókat és a viszonylagos arányaikat az itt megadott tartományokhoz igazítjuk.
A habnak az itt leírt találmány szerinti elkészítése után a habot ugyanolyan módon használhatjuk, mint a hagyományos CIT tömítőanyagokat, így a géleket, a cementeket és hasonlókat, vagy ezeket helyettesíthetjük a habbal. Az áramló habok használhatói továbbá mozgást szabályozó folyadékként és helyettesíthetünk e habokkal lényegében bármely hagyományos mozgást szabályozó folyadékot. Emiatt a találmány szerinti hab teljesítménye számos esetben felülmúlja a hagyományos CIT tömitő anyagok vagy a mozgást szabályozó folyadékok teljesítőképességét, amelyeket a hab helyettesít.
Abban az esetben, ha a CIT-hez és a rokon tömítőkezelésekhez használjuk a habot, akkor az előnyösen nem áramló hab és elég szilárd ahhoz, hogy helyben maradjon az injektálási vagy a termelési nyomások közben, amelyek előfordulnak az olajtermelés folyamán, ha a hab teljesen érett. Az ilyen habok azonban kezdetben folyékony állapotban vannak és ekkor még nem érettek annyira, hogy alkalmasak legyenek a kívánt kezelési területre való bevitelre. A törések vagy hasadások tömítéséhez alkalmazott habok a gáz kúpbáhalmozódásának a megelőzésére előnyösen a jelenlévő olajnál kisebb sűrűséggel rendelkeznek annak érdekében, hogy könnyebb legyen a hab bevitele a képződmény és a gázsüveg közé.
Abban az esetben, ha mozgást szabályozó folyadékokat használunk a törés vagy hasadás elárasztására vagy a gáztúlszabályozás csökkentésére, akkor a a habok folyékonyak. Ilyen folyó habok viszkozitása előnyösen nagyobb, mint a vízé, de a fajsúlya kisebb, mint a képződményben lévő vízé. Az előnyös viszkozitástartomány a folyó habra az ilyen alkalmazásoknál körülbelül 1,0 cp és körülbelül 5000 cp között van, a velejáró faj súly tartomány pedig körülbelül 0,5-től körülbelül 0,01-ig terjed. A legelőnyösebb viszkozitástartomány körülbelül 10 cp és 500 cp között van, a velejáró fajsúly tartomány pedig körülbelül 0,3 és 0,03 között mozog.
Egy kivétel a fent előnyösnek nevezett faj súlytartomány közül a: a hab, amely CO^-t tartalmaz habképző gázként. Az ilyen haboknak a fajsúlya előnyösen meghaladja a 0,5 értéket.
A találmányt a következőkben kiviteli példákon is bemutatjuk, de a találmány oltalmi köre nem korlátozódik csupán a példákban leírtakra.
A leírásban, a példákban és az igénypontokban a részek, százalékok és az arányok tömegrészeket, tömegszázalékokat és tömegarányokat jelentenek, amennyiben másként nem adjuk meg.
1. példa
Elárasztó kísérletet végzünk kis nyomáson és környezeti hőmérsékleten egy 30,5 cm hosszú, 91 000 md ottawai vizsgáló homokágyban, amely maradékviz telítettség esetén /lényegében 100 %-os olajtelítettségnél/ nyersolajjal és szintetikus sóoldattal van telítve. A szintetikus sóoldat olajmezőn termelt sós víz, amely
300 ppm összes oldott szilárdanyagot és 520 ppm keménységet okozó anyagot tartalmaz. Az egyetlen homokágy habgenerátorként és vi z s gáló ágyként e gyanánt s ζ 01gál.
Nitrogént és valamely habképző kompozíciót együtt befecskendezünk /injektálunk/ a homokágyba hab előállítása céljából, összesen 9 pórustérfogatnyi habot f ecskendezünk be végül a homokábyba mielőtt lezárnánk és utána a habot érni hagyjuk.
A habkészítmény 9000 ppm PA-t, amelynek a molekulatömege
000 000 és 2 %-ban hidrolizálva van, 170 ppm krón/lIT/-iont króm-karboxilát-komplex formájában és 3000 ppm alf a-olefin-szülfonátot /C12_j.4-C=C-SC^Na/ tartalmaz valamely szintetikus sóoldatban. A szintetikus sóoldatnak ugyanolyan az összetétele, mint azt fent leírtuk. A kezdetben előállított hab minősége 96 %, amely %-ra csökken az együtt történő befecskendezés befejezése előtt. A lényegében éretlen hab tényleges in situ viszkozitása 230 cp és 310 cp közötti tartományban van 96 % és 64 % közötti habminőségnél.
A hab érésének a befejeződése után a homokágyat 174 órára elárasztjuk a szintetikus sóoldattal 172 kPa nyomáskülönbségnél. A mért áteresztőképességcsökkenés, a k^/ü < 7 x IC nagyságú /k<· < C,C06/. Ezután nitrogént injektálunk a homokágyba 144 óra
- 17 hosszat 68,9 kPa nyomáskülönbségnél. Folyadék- vagy gáztermelést nem észlelünk a nitrogén injektálása után.
2. példa
122 cm hosszú, 1JC 000 md, 20 - J0 mesh ottawai homokágyat készítünk olyan maradékolajtelítettségnél, amelynek a nyesolajés a szintetikus sótartalma az 1. példában megadottaknak felel meg. Megközelítően 11 pórustérfogatnyi - lényegében ugyanolyan habot, mint amilyent az 1. példában megadtunk - fecskendezünk be a homokágyba ugyanolyan körülmények között.
A befecskendezés harmadik pórust érfogat a esetén a habminőség
A p /
VP /0 habbefecskendezés ötödik pórustérfogata folyamán a habminőség 77 %
A befecskendezés befejezésekor a habminőség 88 kz elárasztás befejezése után a habot egyidejűleg érni hagyjuk. Ezután a homokágyat elárasztjuk valamely szintetikus termelő' sóoldattal 172. kPa nyomáskülönbségnél 120 óra hosszat. A mért áteresztőképességcsökkenés, a k^/k^ = 8 x IC nagyságú /k^ - 0,10 md/. Ezután nitrogént injektálunk 120 óra hosszat 545 kPa nyomáskülönbs égnél a homok ágyba. így 10 cm gáz termelődik elsődlegesen az injektálás első 4 órája alatt.
Az 1. és 2. példák eredményei azt mutatják, hogy a képződött gélek nem 'érzékenyek nagy mértékben a habminőségre vagy az olajtelítettségre. A találmány szerinti eljárás a habminőségek széles tartományában alkalmazhat ó.
3. példa
Λ
Két homokágyat árasztunk el sorozatban. Az első homokágy 15,2 cm hosszú, míg a második homokágy hossza 122 cn. A második homokágy egy merev:'tett törés vagy hasadás mintájaként szolgál nyersolajés szintetikus sóodat-maradéktelít ettségnél. A szintetikus sóoldat valamely olajmezőn termelt vizes sóoldat, és ez 5800 ppm összes oldott szilárdanyagot, 76-0 ppm keménységet okozó anyagot és 2200 ppm szulfátion-rnennyiséget tartalmaz. A második homokágy tényleges áteresztőképessége a sóoldat felé körülbelül 100 000 md maradékolajtelítettség esetén. Olyan habképző kompozíciót állítunk elő, amely 9000 ppm PHPA-t tartalmaz, és amelynek a molekulatömege
000 OCO és ÍT mól %-a hidrolizálva van.
A habképző kompozíció
3000 ppm alfa-olefin-szulfonát felületaktív anyagot tartalmaz a szintetikus sóoldatban és valamely króm-ecet át térhál ósít ó szert foglal magában, ahol a PA:CrAc^ arány 12:1 nagyságú. A habképző gáz nitrogén.
Körülbelül 6 pórustérfogatnyi habot fecskendezünk be a homokágyba környezeti hőmérsékleten és nyomáson. Az első homokágy generátorként működik, a második homokágy pedig kéz el őz ónak ént szolgál a habtulajdonságok és a tömítőhatás értékelése számára. A habot érni hagyjuk a második homokágyban. Nitrogént injektálunk be 36-5 kPa nyomáskülönbségnél 16 napig, de ezalatt nem észlelünk kimutatható gázátmenetet vagy habtermelést.
4. példa
Két homokágyas sorozatot készítünk a 3. példában megadott mó- 19 dón és körülbelül 4,5 p órustérf ogatnyi habot fecskendezünk be, amelyben a habképző kompozíció lényegében azonos a 2. példában megadottakkal. A habot ezután érni hagyjuk. Nitrogént injektál unit be 345 kPa nyomáskülönbségnél 336 óra hosszat, de nem kapunk kimutatható gáz- vagy habtermelődést. Ezután nitrogént injektálunk be 517 kPa nyomáskülönbségnél 216 óra hosszat, de ismét nem észlelünk kimutatható gázt vagy képződött habot.
A fent megadott példák a találmány szerinti habok tömítő hatását mutatják annak bizonyítására, hogy ezzel gátoljuk a képződményben lévő sóoldatok vagy a gáz áramlását a CIT-ekben, valamint megelőzzük a gáz kúpbáhalmozódását. Az áramló habok érés előtt is mutatnak jelentős mértékű viszkozitást és így hozzásegítik mozgást szabályozó folyadékokként azokat a törések vagy hasadások elárasztásához vagy a gáz túlszabályozásának a megelőzéséhez.
Az előzőekben a találmány előnyös változatait írtul·; le, de a szakember belátása szerint változtatásokat és módosításokat végezhét, amennyiben ezek a találmány oltalmi körén belül maradnak.
Claims (19)
1. Kezelési eljárás egy nagyobb áteresztőképességű tartománnyal és egy kisebb áteresztőképességű tartománnyal rendelkező földalatti olaj tartalmú képződmények számára, azzal j e 1 1 e m e ζ v e, hogy a nagyobb áteresztőképességű tartományba az áteresztőképesség csökkentésére habot injektálunk, amely hab egy térhálósítható karboxiláttartalmú polimert, ezt a polimert térhálósítani képes térhálósító szert, felületaktív anyagot, folyékony oldószert és habképző gázt tartalmaz.
2. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezv e, hogy térhálósítható polimerként egy akril-amid polimert alkalmazunk.
3. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal j ellemezv e, hogy térhálósítható polimerként egy háromvegyértéku krómot tartalmazó vegyületet alkalmazunk.
4. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezv e, hogy a polimer, a térhálósító szer, a felületaktív anyag, a folyékony oldószer és a gáz összekeverésével képződött habot bevisszük a nagy áteresztőképességű tartományba és in situ teljesen térhálósítjük a polimert és a térhálósító szert.
♦ · · * « · ·« ···· • · * 9 · · « · « • ··· ·· · >··· • · · · « « · ···· ·· ·· ·· ···
5. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezv e, hogy akril-amid polimerként poli(akril-amid)-ot, részlegesen hidrolizált poli(akril-amid)-ot, akril-amid és akrilát kopolimereket vagy karboxiláttartalmú akril-amid terpolimereket alkalmazunk.
6. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezv e, hogy felületaktív anyagként etoxilezett szulfátokat, etoxilezett alkoholokat, petróleum-szulfonátokat vagy α-olefin-szulfonátokat alkalmazunk.
7. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezv e, hogy térhálósító szerként króm(III)-karboxilát-komplexet alkalmazunk.
8. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezv e, hogy folyékony oldószerként vizes folyadékot alkalmazunk.
9. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezv e, hogy folyékony oldószerként kitermelt sóoldatot alkalmazunk.
10. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal j ellemezv e, hogy a habot átnyomjuk a képződményen keresztül egy kiszorító közeggel a kiszorító közeg mobilitásának szabályozására a képződményben.
11. A 10. igénypont szerinti eljárás, azzal j ellemez♦ · ·« «· ·· »··· * *· ·· · 9 * « • ··· ·· · · ··· • * · · « · <· ·Ό· ·· ♦ · ·· ···
- 22 ν e, hogy a habot olyan törésen keresztül nyomjuk, amely gravitáció hatására elkülönült olajat és vizet tartalmaz a képződményben.
12. A 11. igénypont szerinti eljárás, azzal jelleme zv e, hogy a víznél kisebb sűrűségű habot alkalmazunk.
13. A 11. igénypont szerinti eljárás, azzal j ellemezv e, hogy a víznél nagyobb viszkozitású habot alkalmazunk.
14. A 10. igénypont szerinti eljárás, azzal j ellemezv e, hogy a habot átnyomjuk a képződmény olaj tartalmú törésein, amelyek folyadékok és/vagy gázok révén összeköttetésben vannak egy földalatti víztároló réteggel.
v e, hogy a víztároló rétegben levő víznél viszkózusabb habot alkalmazunk.
17. A 10. igénypont szerinti eljárás, azzal j ellemezv e, hogy kiszorító közegként kiszorító gázt alkalmazunk.
18. A 17. igénypont szerinti eljárás, azzal j ellemez• · * · · · • ··· ·· • ♦ · · · * ·· v e, hogy a képződményben együtt keletkezett folyadékoknál és/vagy gázoknál kisebb sűrűségű habot alkalmazunk.
19. A 17. igénypont szerinti eljárás, azzal jelleme zv e, hogy a habot a kiszorító gáz injektálása előtt injektáljuk a képződménybe és ez a hab eltéríti a képződménybe ezt követően injektált kiszorító gázt a hab alá.
20. Az 1. igénypont szerinti eljárás gázsüveget is tartalmazó földalatti olaj tartalmú képződmények kezelésére, amelyek nagyobb áteresztőképességű tartománya egy függőleges törés, azzal j ellemezve, hogy a törésnek a gázsüvegből származó gázokkal szembeni áteresztőképességét csökkentő habot alkalmazunk.
21. A 20. igénypont szerinti eljárás, azzal j ellemezv e, hogy az olaj tartalmú képződményben levő olajnál kisebb sűrűségű habot alkalmazunk.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/566,027 US5105884A (en) | 1990-08-10 | 1990-08-10 | Foam for improving sweep efficiency in subterranean oil-bearing formations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
HU9300324D0 HU9300324D0 (en) | 1993-09-28 |
HUT67453A true HUT67453A (en) | 1995-04-28 |
Family
ID=24261150
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
HU9300324A HUT67453A (en) | 1990-08-10 | 1991-04-26 | Method for treating of oil-bearing formations |
Country Status (17)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5105884A (hu) |
CN (1) | CN1058798A (hu) |
AU (1) | AU648793B2 (hu) |
BR (1) | BR9106641A (hu) |
CA (1) | CA2083054C (hu) |
DE (1) | DE4191771T (hu) |
EG (1) | EG19485A (hu) |
GB (1) | GB2260353B (hu) |
HU (1) | HUT67453A (hu) |
IE (1) | IE65566B1 (hu) |
NL (1) | NL9120019A (hu) |
NO (1) | NO302142B1 (hu) |
RO (1) | RO112774B1 (hu) |
RU (1) | RU2062864C1 (hu) |
SA (1) | SA91120183B1 (hu) |
TN (1) | TNSN91071A1 (hu) |
WO (1) | WO1992002708A1 (hu) |
Families Citing this family (60)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5203834A (en) * | 1990-12-21 | 1993-04-20 | Union Oil Company Of California | Foamed gels having selective permeability |
US5259453A (en) * | 1992-06-25 | 1993-11-09 | Phillips Petroleum Company | Blocking water coning in oil and gas producing reservoirs |
US5356565A (en) * | 1992-08-26 | 1994-10-18 | Marathon Oil Company | In-line foam generator for hydrocarbon recovery applications and its use |
US5295540A (en) * | 1992-11-16 | 1994-03-22 | Mobil Oil Corporation | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method |
US5307878A (en) * | 1993-01-07 | 1994-05-03 | Marathon Oil Company | Polymer enhanced foams for reducing gas coning |
US5322125A (en) * | 1993-03-26 | 1994-06-21 | Marathon Oil Company | Foamed gels to reduce gas coning in matrix environments |
US5495891A (en) * | 1994-11-08 | 1996-03-05 | Marathon Oil Company | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid |
US5711376A (en) * | 1995-12-07 | 1998-01-27 | Marathon Oil Company | Hydraulic fracturing process |
US5682951A (en) * | 1995-12-07 | 1997-11-04 | Marathon Oil Company | Foamed gel completion, workover, and kill fluid |
US5834406A (en) * | 1996-03-08 | 1998-11-10 | Marathon Oil Company | Foamed gel for permeability reduction or mobility control in a subterranean hydrocarbon-bearing formation |
US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
GB2318814B (en) * | 1996-11-01 | 2001-02-21 | Sofitech Nv | Foamable gel composition |
US5881826A (en) | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
GB2332224B (en) * | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
GB2335679B (en) * | 1998-03-27 | 2000-09-13 | Sofitech Nv | Gelling composition based on monomeric viscoelastic surfactants for wellbore service fluids |
GB2335680B (en) | 1998-03-27 | 2000-05-17 | Sofitech Nv | Method for water control |
US6649571B1 (en) | 2000-04-04 | 2003-11-18 | Masi Technologies, L.L.C. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
US7186673B2 (en) * | 2000-04-25 | 2007-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same |
JP2003159026A (ja) * | 2001-11-22 | 2003-06-03 | Ajinomoto Co Inc | 安定なアスパルテームスラリーの製造方法及び判定方法 |
US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
US7405188B2 (en) | 2001-12-12 | 2008-07-29 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same |
US7205262B2 (en) | 2001-12-12 | 2007-04-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Friction reducing composition and method |
US7183239B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
AU2002360596A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-07-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized oil-in-water emulsion and a method for preparing same |
US7338924B2 (en) | 2002-05-02 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Oil-in-water-in-oil emulsion |
ATE421564T1 (de) * | 2002-05-24 | 2009-02-15 | 3M Innovative Properties Co | Verwendung von oberflächenmodifizierten nanopartikeln zur ölgewinnung |
US6832650B2 (en) * | 2002-09-11 | 2004-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells |
US7199083B2 (en) * | 2002-12-06 | 2007-04-03 | Self Generating Foam Incoporated | Self-generating foamed drilling fluids |
AU2003257400A1 (en) * | 2003-02-21 | 2004-09-09 | Danmarks Tekniske Universitet | Switch mode power supply and a method of controlling such a power supply |
US8100178B2 (en) | 2005-12-22 | 2012-01-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of oil recovery using a foamy oil-external emulsion |
CA2658943C (en) | 2006-08-23 | 2014-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Composition and method for using waxy oil-external emulsions to modify reservoir permeability profiles |
US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
US7832478B2 (en) * | 2007-11-07 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for manipulation of air flow into aquifers |
US7718582B2 (en) * | 2008-05-29 | 2010-05-18 | Bj Services Company | Method for treating subterranean formation with enhanced viscosity foam |
CA2693640C (en) | 2010-02-17 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process |
CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
EP2598712A4 (en) * | 2010-06-24 | 2016-03-30 | Chevron Usa Inc | SYSTEM AND METHOD FOR CONFORMITY MONITORING IN A UNDERGROUND RESERVOIR |
US20110315384A1 (en) | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Emilio Miquilena | Gelled foam compositions and methods |
US20120067571A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
IT1406670B1 (it) * | 2010-12-27 | 2014-03-07 | Eni Spa | Metodo per contenere la formazione di coni d'acqua o di gas in un pozzo di estrazione di un fluido idrocarburico |
CN102516974B (zh) * | 2011-12-12 | 2014-02-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于油田深度调剖的泡沫调剖剂 |
US9790775B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
US9969923B2 (en) | 2013-10-30 | 2018-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions for use in subterranean formation operations |
CN103589414B (zh) * | 2013-11-21 | 2016-12-07 | 中国石油大学(华东) | 锆冻胶分散体复合驱油体系及其制备方法 |
CN104927817B (zh) * | 2014-03-20 | 2018-09-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种三相自生泡沫堵水剂 |
US10927290B2 (en) | 2015-09-17 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs |
CN109562305A (zh) | 2016-05-17 | 2019-04-02 | 纳诺汽油科技股份公司 | 影响分离的方法 |
CN106867486A (zh) * | 2017-04-21 | 2017-06-20 | 西南石油大学 | 一种与堵水联作的泡沫凝胶修井增产方法及其应用 |
US11193359B1 (en) | 2017-09-12 | 2021-12-07 | NanoGas Technologies Inc. | Treatment of subterranean formations |
EP3699255A1 (fr) * | 2019-02-22 | 2020-08-26 | Rhodia Operations | Formulations moussantes pour la recuperation assistee du petrole |
US11236580B2 (en) | 2019-09-04 | 2022-02-01 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for improving oil recovery within a subterranean formation |
US20210062630A1 (en) * | 2019-09-04 | 2021-03-04 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for improving oil recovery within a subterranean formation |
CN110790977B (zh) * | 2019-10-31 | 2022-04-01 | 西安石油大学 | 一种双连续相泡沫凝胶及其制备方法和应用 |
CN111272630B (zh) * | 2020-02-28 | 2022-05-10 | 西南石油大学 | 致密岩心人工裂缝参数的计算方法 |
US11441069B2 (en) | 2020-07-24 | 2022-09-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method for improving aquifer remediation using in-situ generated nitrogen foam |
US11447687B2 (en) | 2020-09-29 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing rheological properties of foam using aloe-barbadensis gel |
US20230112608A1 (en) | 2021-10-13 | 2023-04-13 | Disruptive Oil And Gas Technologies Corp | Nanobubble dispersions generated in electrochemically activated solutions |
CN116640562A (zh) * | 2022-02-16 | 2023-08-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 堵水材料及其制备方法、泡沫型堵水剂以及它们的应用 |
CN115093600B (zh) * | 2022-07-08 | 2023-07-18 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种微泡/泡沫自交联自适应凝胶深部调驱体系及其应用 |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3342261A (en) * | 1965-04-30 | 1967-09-19 | Union Oil Co | Method for recovering oil from subterranean formations |
US3368624A (en) * | 1965-10-01 | 1968-02-13 | Continental Oil Co | Control of gas-oil ratio in producing wells |
US3490533A (en) * | 1968-02-28 | 1970-01-20 | Halliburton Co | Method of placement of polymer solutions in primary production and secondary recovery wells |
US3993133A (en) * | 1975-04-18 | 1976-11-23 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of formations with foam |
US4232741A (en) * | 1979-07-30 | 1980-11-11 | Shell Oil Company | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution |
US4300634A (en) * | 1979-12-04 | 1981-11-17 | Phillips Petroleum Company | Foamable compositions and formations treatment |
US4389320A (en) * | 1979-12-04 | 1983-06-21 | Phillips Petroleum Company | Foamable compositions and formations treatment |
US4498540A (en) * | 1983-07-18 | 1985-02-12 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Gel for retarding water flow |
CA1282526C (en) * | 1984-06-25 | 1991-04-02 | Burton B. Sandiford | Gel and method for reducing steam channeling |
CA1258734A (en) * | 1984-06-25 | 1989-08-22 | Roger C. Zillmer | Gel and process for preventing loss of circulation and combination process for enhanced recovery |
US4613631A (en) * | 1985-05-24 | 1986-09-23 | Mobil Oil Corporation | Crosslinked polymers for enhanced oil recovery |
US4694906A (en) * | 1985-08-30 | 1987-09-22 | Union Oil Company Of California | Method for emplacement of a gelatinous foam in gas flooding enhanced recovery |
US4676316A (en) * | 1985-11-15 | 1987-06-30 | Mobil Oil Corporation | Method and composition for oil recovery by gas flooding |
US4683949A (en) * | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
US4844163A (en) * | 1987-12-29 | 1989-07-04 | Mobil Oil Corporation | In-situ foaming of polymer profile control gels |
US4830108A (en) * | 1988-01-04 | 1989-05-16 | Mobil Oil Corp. | Amino resin modified xanthan polymer foamed with a chemical blowing agent |
US5026735A (en) * | 1988-06-08 | 1991-06-25 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Treatment of hazardous materials with aqueous air foam of polyhydroxy polymer |
-
1990
- 1990-08-10 US US07/566,027 patent/US5105884A/en not_active Expired - Lifetime
-
1991
- 1991-04-26 NL NL9120019A patent/NL9120019A/nl not_active Application Discontinuation
- 1991-04-26 RO RO93-00151A patent/RO112774B1/ro unknown
- 1991-04-26 RU RU9193004965A patent/RU2062864C1/ru active
- 1991-04-26 WO PCT/US1991/002875 patent/WO1992002708A1/en active Application Filing
- 1991-04-26 DE DE19914191771 patent/DE4191771T/de not_active Withdrawn
- 1991-04-26 BR BR919106641A patent/BR9106641A/pt not_active Application Discontinuation
- 1991-04-26 HU HU9300324A patent/HUT67453A/hu unknown
- 1991-04-26 AU AU77749/91A patent/AU648793B2/en not_active Ceased
- 1991-04-26 CA CA002083054A patent/CA2083054C/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-05-09 IE IE158191A patent/IE65566B1/en not_active IP Right Cessation
- 1991-06-05 EG EG34691A patent/EG19485A/xx active
- 1991-06-08 CN CN91103859A patent/CN1058798A/zh active Pending
- 1991-08-09 TN TNTNSN91071A patent/TNSN91071A1/fr unknown
- 1991-10-09 SA SA91120183A patent/SA91120183B1/ar unknown
-
1992
- 1992-02-21 US US07/839,640 patent/US5780395A/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-11-24 GB GB9224638A patent/GB2260353B/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-12-02 NO NO924645A patent/NO302142B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR9106641A (pt) | 1993-06-08 |
NO302142B1 (no) | 1998-01-26 |
NO924645L (no) | 1993-01-14 |
HU9300324D0 (en) | 1993-09-28 |
IE65566B1 (en) | 1995-11-01 |
TNSN91071A1 (fr) | 1992-10-25 |
EG19485A (en) | 1995-06-29 |
AU648793B2 (en) | 1994-05-05 |
WO1992002708A1 (en) | 1992-02-20 |
GB2260353A (en) | 1993-04-14 |
CA2083054C (en) | 1995-01-31 |
DE4191771T (hu) | 1993-05-13 |
GB9224638D0 (en) | 1993-02-03 |
RU2062864C1 (ru) | 1996-06-27 |
CN1058798A (zh) | 1992-02-19 |
NO924645D0 (no) | 1992-12-02 |
GB2260353B (en) | 1994-06-08 |
US5105884A (en) | 1992-04-21 |
US5780395A (en) | 1998-07-14 |
IE911581A1 (en) | 1992-02-12 |
RO112774B1 (ro) | 1997-12-30 |
SA91120183B1 (ar) | 2004-06-13 |
AU7774991A (en) | 1992-03-02 |
NL9120019A (nl) | 1993-04-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
HUT67453A (en) | Method for treating of oil-bearing formations | |
US5129457A (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
US5495891A (en) | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid | |
US4569393A (en) | CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction | |
US3836465A (en) | Composition useful as a fluid loss control agent | |
US5101903A (en) | Method for modifying the permeability of an underground formation | |
US6103772A (en) | Foamed gel for permeability reduction or mobility control in a subterranean hydrocarbon-bearing formation | |
US5295540A (en) | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method | |
US5513712A (en) | Polymer enhanced foam drilling fluid | |
US5307878A (en) | Polymer enhanced foams for reducing gas coning | |
WO2002097236A1 (en) | Process for reducing the production of water in oil wells | |
US4657944A (en) | CO2 -induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction | |
US6268314B1 (en) | Foamable gel composition | |
US5682951A (en) | Foamed gel completion, workover, and kill fluid | |
US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
US5322125A (en) | Foamed gels to reduce gas coning in matrix environments | |
US4856586A (en) | Method for imparting selectivity to otherwise nonselective polymer profile control gels | |
US5333687A (en) | Long chain alcohol additives for surfactant foaming agents | |
US5002980A (en) | Method for imparting selectivity to otherwise nonselective polymer control gels | |
US3470956A (en) | Recovery of oil by waterflooding from an argillaceous,oil-containing subterranean formation | |
CA2971557C (en) | Drilling fluid for coal formations | |
WO2021230890A1 (en) | Enhancing foam rheological properties using water-soluble thickener |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
DFD9 | Temporary protection cancelled due to non-payment of fee |