NL8603121A - Werkwijze voor het verbeteren van de conformiteit in een onderaardse, koolwaterstof bevattende formatie. - Google Patents

Werkwijze voor het verbeteren van de conformiteit in een onderaardse, koolwaterstof bevattende formatie. Download PDF

Info

Publication number
NL8603121A
NL8603121A NL8603121A NL8603121A NL8603121A NL 8603121 A NL8603121 A NL 8603121A NL 8603121 A NL8603121 A NL 8603121A NL 8603121 A NL8603121 A NL 8603121A NL 8603121 A NL8603121 A NL 8603121A
Authority
NL
Netherlands
Prior art keywords
gel
solution
gelation
polymer
region
Prior art date
Application number
NL8603121A
Other languages
English (en)
Other versions
NL189775B (nl
NL189775C (nl
Original Assignee
Marathon Oil Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Marathon Oil Co filed Critical Marathon Oil Co
Publication of NL8603121A publication Critical patent/NL8603121A/nl
Publication of NL189775B publication Critical patent/NL189775B/nl
Application granted granted Critical
Publication of NL189775C publication Critical patent/NL189775C/nl

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Mechanical Sealing (AREA)

Description

N.0. 34.158 ^
* X
Werkwijze voor het verbeteren van de conformiteit in een onderaardse, koolwaterstof bevattende formatie.
De uitvinding heeft betrekking op een werkwijze voor het verminderen van de permeabiliteit in een gebied, dat een relatief hoge permeabiliteit bezit, van een onderaardse, koolwaterstof bevattende formatie en in het bijzonder op een werkwijze voor het verbeteren van de areale 5 en verticale conformiteit en stromingsprofielen in de omgeving of op afstand gelegen van een produktie- en/of injectieputboring die de koolwaterstof bevattende formatie penetreert.
Een slechte verticale conformiteit is het gevolg van de verticale juxtapositie van geologische zones met een relatief hoge permeabiliteit 10 en zones met een relatief lage permeabiliteit in een onderaardse formatie. Een slechte areale conformiteit is het gevolg van de aanwezigheid van strepen met een hoge permeabiliteit en anomalieën met een hoge permeabiliteit in de formatiematrix, zoals verticale breuken en netwerken daarvan, die een zeer hoge permeabiliteit in vergelijking met de 15 formatiematrix bezitten. Vloeistoffen vertonen in het algemeen slechte stromingsprofielen en "sweep efficiencies" in onderaardse formaties met een slechte verticale of areale conformiteit. Een slechte conformiteit is vooral een probleem wanneer verticale heterogeniteit en/of breuknet-werken of andere structuur-anomalieën zich in vloeistof-verbinding 20 bevinden met een onderaardse putboring waardoor vloeistoffen worden geïnjecteerd of geproduceerd.
Voor het overwinnen van de problemen met betrekking tot de conformiteit zijn reeds een aantal voorstellen gedaan. In de Amerikaanse octrooischriften 3.762.476, 3.981.363, 4.018.286 en 4.039.029 worden 25 diverse werkwijzen beschreven, waarbij gel samenstellingen worden gevormd in zones van onderaardse formaties, die een hoge permeabiliteit bezitten, voor het verminderen van de permeabiliteit daarin. Volgens het Amerikaanse octrooi schrift 3.762.476 wordt een polymeer zoals polyacrylamide in een formatie geïnjecteerd, waarna vervolgens een verkno-30 pingsmiddel wordt toegepast. Verondersteld wordt, dat de vervolgens ingebrachte "slugs" de behandelingszone van de formatie en gel in situ doordringen.
Algemeen wordt aangenomen, dat effectieve polymeer/verknopings-middel-systemen een daarop volgende injectie van de gel componenten ver-35 eisen omdat aan het oppervlak gemengde gel systemen vaak verharden voordat ze op effectieve wijze het te behandelen gebied penetreren. In de 860312! 'i' \ r v 2 praktijk blijken behandelingen, bijvoorbeeld zoals beschreven in het Amerikaanse octrooi schrift 3.762.476, waarbij later geïnjecteerde gel -systemen worden toegepast, echter onbevredigend te zijn wegens de onmogelijkheid van het bereiken van een volledige menging en gelering in de 5 formatie. Dientengevolge worden alleen gelen gevormd bij het raakvlak van de niet-gemengde gel componenten en vaak in gebieden, die op afstand van de gewenste, te behandelen gebieden liggen. Er bestaat een behoefte aan een geleringsproces, waarmee gelen kunnen worden gevormd, die een tevoren bepaalde geleringssnelheid, sterkte en stabiliteit bezitten om 10 te kunnen voldoen aan de bijzondere eisen van een gewenste behandeling in een gebied in een onderaardse, koolwaterstof bevattende formatie.
De uitvinding verschaft een werkwijze voor het verbeteren van de verticale en areale conformiteit in een onderaardse, koolwaterstof bevattende formatie, die wordt gepenetreerd door een produktie- en/of in-15 jectieputboring, en voor het dienovereenkomstig verbeteren van de stro-mingsprofiel en en "sweep efficiencies" van geïnjecteerde en/of geproduceerde vloeistoffen in de formatie. De doelstellingen worden bereikt met behulp van een geschikte, stromende of niet-stromende polymeergel.
De gel omvat een in water oplosbaar acrylamidepolymeer met een 20 hoog molecuul gewicht en een verknopingsmiddel, dat complexe ionen en/of moleculen omvat. De gel wordt bereid door het boven de grond vormen van een gel erende oplossing, die het polymeer en het verknopingsmiddel bevat, en het injecteren van de oplossing in het gewenste behandelingsge-bied via een putboring, die daarmee in vloei stofverbinding staat. De 25 gelerende oplossing is met voordeel ten minste gedeeltelijk gegeleerd tegen de tijd dat deze het te behandelen gebied bereikt om tegen te gaan of te voorkomen dat een voortzetting daarvan plaats vindt in aangrenzende gebieden, waar geen behandeling gewenst wordt. De uiteindelijke gel is een continue, uit een fase bestaande gel, die de permeabi-30 liteit in het behandelde gebied aanzienlijk vermindert.
Na de geleringsbehandeling kunnen vloeistoffen worden geïnjecteerd in of geproduceerd uit de koolwaterstof bevattende gebieden van de formatie, die zich in vloeistofverbinding met de putboring bevindt. De gel is nagenoeg niet in staat om weg te stromen uit het behandelingsgebied 35 en is in hoofdzaak duurzaam en bestand tegen afbraak in situ.
De werkwijze verschaft duidelijke voordelen ten opzichte van de geleringswerkwijzen volgens de stand van de techniek. Bij het in de praktijk uitvoeren van de onderhavige uitvinding wordt een gel aangepast of geschikt gemaakt voor een specifieke onderaardse toepassing 40 door eerst de behandelingseisen van een gewenst onderaards gebied te 8603121 V· » < 3 bepalen. Op grond van deze behandelingseisen kan men de geleringssnel-hefd en de uiteindelijke gelsterkte en stabiliteit, die vereist zijn om een gel aan de eisen te laten voldoen, vooraf bepalen. Daarna wordt een gel met de vereiste, vooraf bepaalde eigenschappen onder geregelde om-5 standigheden aan het oppervlak geproduceerd door toepassing van de waargenomen correlaties tussen specifieke, regelbare geleringspara-meters en resulterende geleigenschappen.
De onderhavige uitvinding wordt aan de hand van specifieke uitdrukkingen beschreven, die als volgt kunnen worden gedefinieerd. De 10 formatie bestaat uit twee algemene gebieden, de "matrix" en "anomalieën". Een "anomalie" is een volume of lege ruimte in de formatie, die een zeer hoge permeabiliteit in vergelijking met de matrix bezit.
Door deze term worden mede uitdrukkingen zoals strepen ("streaks"), breuken, breuknetwerken, spleten ("vugs"), oplossingskanalen, holten, 15 uitspoelingen, gaten enz. omvat. De "matrix" is in hoofdzaak de rest van het formatievolume, die wordt gekarakteriseerd als in hoofdzaak homogeen, continu, sedimentair reservorimateriaal, dat vrij van anomalieën en vaak "competent" is.
De matrix bestaat uit horizontale "zones" van onderscheidend on-20 deraards materiaal met continue geologische eigenschappen, dat zich in de horizontale richting uitstrekt. "Verticale conformiteit" is een maat voor de graad van geologische uniformiteit van de permeabiliteit als men verticaal door de formatie gaat. "Areale conformiteit" is een maat voor de graad van de geologische uniformiteit van de permeabiliteit als 25 men horizontaal door de formatie gaat. Een "stromingsprofiel" beschrijft kwantitatief de uniformiteit van een vloeistofstroming door een onderaardse formatie terwijl "sweep effiency" het kwantitatieve analogon van "stromingsprofiel" is. "Plugging" is een aanzienlijke vermindering van de permeabiliteit in een gebied van een formatie.
30 De in deze beschrijving gebruikte uitdrukking "gel" duidt op een continue, driedimensionale, verknoopte polymeerstructuur met een zeer hoog molecuul gewicht. De gel wordt kwalitatief gedefinieerd als "stromend" of "niet-stromend" op basis van het vermogen daarvan tot stromen onder de gravitatiekracht indien de gel zich zonder beperkingen aan het 35 oppervlak bevindt bij de heersende atmosferische omstandigheden. Een stromende gel stroomt onder deze omstandigheden; een niet-stromende gel doet dit niet. Desalniettemin worden zowel een niet-stromende gel als een stromende gel in deze beschrijving zodanig gedefinieerd, dat ze voldoende structuur bezitten om zich niet te verspreiden vanuit de be-40 grensde ruimten van het gewenste behandelingsgebied in een minder per- 8603121 Γ •i ' ν 4 4 meabel aangrenzend gebied wanneer de gel in het onderaardse behande-lingsgebied geïnjecteerd wordt.
Gedeeltelijk gegeleerde oplossingen worden volgens de uitvinding ook gebruikt. Een gedeeltelijk gegeleerde oplossing is ten minste 5 enigszins viskeuzer dan een niet-verknoopte polymeeroplossing, zodat deze niet in staat is een minder permeabel gebied binnen te dringen, waar geen behandeling gewenst is, maar voldoende fluide is zodat deze kan worden overgebracht naar een gewenste behandelingszone. Het verkno-pingsmiddel van de partieel gegeleerde oplossing heeft onvolledig met 10 het polymeer gereageerd maar is in staat tot een voortgezette reactie tot een voltooiing daarna, wat de gewenste gel oplevert.
De volgens de uitvinding gebruikte gelsamenstelling omvat een acrylamidepolymeer en een verknopingsmiddel. Het acrylamidepolymeer is polyacrylamide of gedeeltelijk gehydrolyseerd polyacrylamide, afhanke-15 lijk van het aanwezige aantal carboxylaatgroepen. Een acrylamidepolymeer met aanzienlijk minder dan 1% van de acrylamidegroepen in de vorm van carboxylaatgroepen wordt aangeduid als polyacrylamide (PA); een acrylamidepolymeer met ten minste 1% maar geen 100¾ van de acrylamidegroepen in de vorm van carboxylaatgroepen wordt aangeduid als gedeelte-20 lijk gehydrolyseerd polyacrylamide (PHPA). Het gemiddelde molecuul gewicht van het acrylamidepolymeer ligt in het gebied van ongeveer 10.000 tot ongeveer 50.000.000 en bij voorkeur ongeveer 100.000 tot ongeveer 20.000. 000 en met de meeste voorkeur ongeveer 200.000 tot ongeveer 12.000. 000.
25 Het verknopingsmiddel is een complex of een mengsel van complexen.
De uitdrukking "complex" wordt in deze beschrijving gedefinieerd als een ion of molecuul, dat twee of meer met elkaar verbonden ion-, radicaal- of molecuulsoorten bevat. Een complex ion heeft als een geheel een afzonderlijke elektrische lading terwijl een complex molecuul elek-30 trisch neutraal is.
Het complex volgens de onderhavige uitvinding omvat ten minste een of meer elektropositieve chroom(III)soorten en een of meer elektronega-tieve carboxylaatsoorten. Het complex kan met voordeel tevens een of meer elektronegatieve hydroxide- en/of zuurstofsoorten bevatten. Veron-35 dersteld wordt, wanneer twee of meer chroom(III)soorten in het complex aanwezig zijn, de zuurstof- of hydroxidesoorten bij kunnen dragen aan de brugvorming met betrekking tot de chroom(III)soort. Elk complex bevat eventueel extra soorten, die niet wezenlijk zijn voor de polymeer-verknopende werking van het complex. Er kunnen bijvoorbeeld anorgani-40 sche, een- en/of tweewaardige ionen, die vooral dienen voor het compen- 8803121 , ' 5 seren van de elektrische lading van het complex, of een of meer watermoleculen met elk complex gecombineerd zijn. Tot representatieve formules van dergelijke complexen behoren: 5 [Cr3(CH3CO2)6(0H)2]+1, [Cr3(OH)2(CH3C02)ginos.6H20, [Cr3(H20)2(CH3C02)β]+^, [Cr3(H20)2{CH3C02)6](CH3C02)3.H20 enz.
10 Driewaardig chroom en chroomionen zijn equivalente termen, die omvat worden door de term "chroom(III)soort", zoals in deze beschrijving gebruikt. De carboxylaatsoorten zijn met voordeel afgeleid van in water oplosbare zouten van carbonzuren, in het bijzonder eenbasische zuren met een laag molecuul gewicht. Carboxylaatsoorten, die zijn afgeleid van 15 zouten van mierezuur, azijnzuur, propionzuur en melkzuur, gesubstitueerde derivaten en mengsels ervan verdienen in het bijzonder de voorkeur. Tot de carboxylaatsoorten behoren de volgende in water oplosbare soorten: formiaat, acetaat, propionaat, lactaat, gesubstitueerde derivaten ervan en mengsels ervan. Tot de eventuele anorganische ionen be-20 horen natrium-, sulfaat-, nitraat- en chlorideionen.
Een groot aantal van de complexen van het bovenbeschreven type en de werkwijze voor het bereiden ervan zijn algemeen bekend op het gebied van de leerlooierij. Deze complexen worden beschreven in Shuttleworth en Russel, Journal of the Society of Leather Trades' Chemists, "The 25 Kinetics of Chrome Tannage Part I.," Verenigd Koninkrijk, 1965, deel 49, biz. 133-154; "Part III.," Verenigd Koninkrijk, 1965, deel 49, biz. 251-260; "Part IV." Verenigd Koninkrijk", 1965, deel 49, biz. 261-268; en Von Erdman, Das Leder, "Condensation of Mononuclear Chromium (III) Salts to Polynuclear Compounds," Eduard Roether Verlag, 30 Darmstadt, Bondsrepubliek Duitsland, 1963, deel 14, biz. 249. Udy,
Marvin J., Chromium, deel 1: Chemistry of Chromium and its Compounds, Reinhold Publishing Corp., N.Y., 1956, biz. 229-233; en Cotton en Wilkinson, Advanced Inorganic Chemistry 3rd Ed., John Wiley and Sons, Inc., N.Y., 1972, biz. 836-839 beschrijven verder typische complexen, 35 die volgens de onderhavige uitvinding gebruikt kunnen worden. De onderhavige uitvinding is niet beperkt tot de specifieke complexen en mengsels daarvan, die beschreven zijn in de literatuur. Ook andere complexen kunnen worden gebruikt, die voldoen aan de bovenvermelde definitie.
De gel wordt gevormd door aan het oppervlak mengen van een acryl-40 amidepolymeer en een verknopingsmiddel, waarbij een injecteerbare gele- 8603121 4 6 rende oplossing wordt gevormd. Het mengen aan het oppervlak omvat in het algemeen o.a. het mengen van de oplossing in grote hoeveelheden boven de grond voor de injectie of het gelijktijdig mengen van de oplossing bij of in de omgeving van de kop van de hoorbuis met behulp van in 5 lijn opgestelde menginrichtingen, die tijdens het injecteren worden toegepast. Het mengen wordt bijvoorbeeld tot stand gebracht door het oplossen van de uitgangsmaterialen voor het verknopingsmiddel in een geschikt waterig oplosmiddel. Tot geschikte uitgangsmaterialen behoren vast CrAc3.H20, vast Cr3Ac7(0H)2 of een oplossing aangeduid 10 als "Chromic Acetate 50¾ Solution", bijvoorbeeld verkrijgbaar bij
McGean Chemical Co., Ine., 1250 Terminal Tower, Cleveland, Ohio 44113, U.S.A. De verknopingsmiddeloplossing wordt vervolgens gemengd met een waterige polymeeroplossing, waarbij de gelerende oplossing wordt gevormd. Volgens een andere methode kunnen de uitgangsmaterialen voor het 15 verknopingsmiddel direct in de waterige polymeeroplossing worden opgelost, waarbij de gelerende oplossing in een enkele trap wordt gevormd.
Het waterige oplosmiddel van de gelerende oplossing kan vers water of een zoutoplossing zijn met een totale concentratie aan opgeloste vaste stof tot de oplosbaarheidsgrens van de vaste stof (of stoffen) in 20 water. Inerte vulstoffen zoals fijngemaakt of van nature fijn gesteente of glasparels kunnen eveneens aan de gelerende oplossing worden toegevoegd om de structuur van het gel netwerk te versterken.
De werkwijze volgens de uitvinding maakt het de gebruiker mogelijk een gel op basis van de bovenbeschreven samenstelling geschikt te maken · 25 of aan te passen, d.w.z. een gel te bereiden met een vooraf bepaalde geleringssnelheid en vooraf bepaalde gel ei genschappen met betrekking tot sterkte en stabiliteit. De geleringssnel heid wordt gedefinieerd als de mate van gelvorming als een functie van de tijd of, wat synoniem is, de verknopingssnelheid in de gelerende oplossing. De mate van verkno-30 ping kan worden gekwantificeerd in termen van de gel viscositeit en/of -sterkte. De gel sterkte van een niet-stromende gel wordt gedefinieerd als de samenhang van het gel netwerk of de bestandheid tegen deformatie onder uitwendige krachten. De gel sterkte van een stromende gel wordt gedefinieerd als de bestandheid van de gel tegen filtratie of stroming.
35 De stabiliteit wordt gedefinieerd als thermische stabiliteit of fase-stabiliteit. Thermische stabiliteit is het vermogen van een gel bestand te zijn tegen extreme temperaturen zonder dat ontleding optreedt. Fase-stabi1iteit is het vermogen van een gel synerese te weerstaan, die afbreuk kan doen aan de structuur en het gedrag van de gel.
40 Het aanpassen of geschikte maken van een gel op de wijze van de 8603121 * > 7 onderhavige uitvinding teneinde te voldoen aan de eisen van een specifieke behandelingszone wordt ten dele gerealiseerd door het correleren van de onafhankelijke geleringsparameters met de afhankelijke variabelen van de geleringssnelheid en de resulterende gel sterkte en -stabili-5 teit. De onafhankelijke geleringsparameters zijn de geleringsomstandig-heden aan het oppervlak en in situ met inbegrip van: temperatuur, pH, ionsterkte en specifieke elektrolyt-samenstelling van het oplosmiddel, polymeerconcentratie, verhouding van het gewicht van het polymeer ten opzichte van het gecombineerde gewicht van chroom(III)- en carboxylaat-10 materialen in het mengsel, polymeer-hydrolysegraad en gemiddeld molecuul gewicht van het polymeer.
De toepasbare gebieden van de geleringsparameters zijn gecorreleerd aan de afhankelijke variabelen van de geleringssnelheid en de resulterende gel ei genschappen door middelen met inbegrip van kwalitatieve 15 proeven in flessen ("bottle testing"), kwantitatieve viscosimetrische analyse, het laten doorstromen van gepakte kolommen en kernen. De toepasbare gebieden van een aantal geleringsparameters en hun correlatie met de afhankelijke variabelen worden in het onderstaande beschreven.
De onderste temperatuurgrens van de geleringsoplossing boven de 20 grond is het vriespunt van de oplossing en de bovengrens is in hoofdzaak de thermische stabiliteitsgrens van het polymeer. De oplossing wordt in het algemeen bij omgevingstemperatuur of een hogere temperatuur boven de grond gehouden. De temperatuur kan worden ingesteld door verhitten of afkoelen van het waterige oplosmiddel. Een verhoging van 25 de temperatuur binnen het voorgeschreven gebied doet de geleringssnel-heid toenemen.
De aanvankelijke pH van de geleringsoplossing ligt in het gebied van ongeveer 3 tot 13, bij voorkeur ongeveer 6 tot 13. Ofschoon de ge-lering kan plaatsvinden bij een zure pH heeft het verlagen van de aan-30 vankeiijke pH van de oplossing tot beneden 7 geen gunstige invloed op de gelering. De aanvankelijke pH van de oplossing is met de meeste voorkeur alkalisch, d.w.z. groter dan 7 tot ongeveer 13. Een verhoging van de pH binnen het voorgeschreven gebied doet de geleringssnleheid toenemen.
35 De concentratie van het polymeer in de oplossing is ongeveer 1000 dpm tot de oplosbaarheidsgrens van het polymeer in het oplosmiddel of de Theologische beperkingen van de polymeeroplossing, bij voorkeur ongeveer 1000 tot ongeveer 200.000 dpm en in het bijzonder ongeveer 3000 tot ongeveer 100.000 dpm. Een verhoging van de polymeerconcentra-40 tie doet de geleringssnelheid en de uiteindelijke gelsterkte bij een 8603121 8 constante verhouding van polymeer tot verknopingsmiddel toenemen.
De ionsterkte van het oplosmiddel kan variëren van die van gedeio-niseerd gedestilleerd water tot die van een zoutoplossing met een ion-concentratie, die de oplosbaarheidsgrens van de zoutoplossing benadert.
5 Een verhoging van de ionsterkte van de oplossing kan de geleringssnel-heid doen toenemen.
De gewichtsverhouding van acrylamidepolymeer tot chroom(III)- en carboxylaat-soorten met inbegrip van het mengsel, bedraagt ongeveer 1:1 tot ongeveer 500:1, bij voorkeur ongeveer 2,5:1 tot ongeveer 100:1 en 10 in het bijzonder ongeveer 5:1 tot ongeveer 40:1. Een verlaging van de verhouding doet in het algemeen de geleringssnelheid toenemen en tot een zeker punt in het algemeen de gel sterkte toenemen, in het bijzonder bij een constante hoge polymeerconcentratie.
De hydro!ysegraad is ongeveer 0 tot 60%, bij voorkeur 0 tot 30%.
15 Binnen het voorkeursgebied doet een verhoging van de hydrolysegraad de geleringssnelheid toenemen. Een verhoging van het molecuul gewicht van het polymeer doet de gel sterkte toenemen.
Het zal uit deze correlatie duidelijk zijn, dat men gelen kan bereiden binnen een zeer groot gebied van geleringssnelheden en geleigen-20 schappen als functie van de geleringsomstandigheden. Om derhalve een optimale geleringsbehandeling volgens de onderhavige werkwijze tot stand te brengen zal men de geleringssnelheid en de eigenschappen van de resulterende gel, die voldoen aan de behandelingsvereisten van een bepaald gebied, vooraf bepalen en daarna de gel met deze vooraf bepaal-25 de eigenschappen bereiden. De behandelingseisen omvatten de in situ geleringsomstandigheden zoals de temperatuur, connaatwatereigenschappen en de permeabiliteit van het gebied alsmede de nabehandelingsomstandig-heden zoals de injectie- en produktiedruk. Algemeen bekende analytische methoden kunnen worden toegepast voor het bepalen van de behandelings-30 eisen. De behandelingseisen verschaffen critera voor het vooraf bepalen van de geleringssnelheid en de resulterende eigenschappen op de bovenen onderbeschreven wijze.
De geleringssnelheid is met voordeel voldoende langzaam om de bereiding van de geleringsoplossing aan het oppervlak, injectie van de 35 oplossing als een uniforme "slug" in de putboring en verplaatsing van de gehele oplossing in de gewenste behandelingszone mogelijk te maken. Bij een te hoge geleringssnelheid wordt een overmatige gelering van de oplossing boven de grond verkregen, hetgeen resulteert in een oplossing die moeilijk, zo niet onmogelijk, in de putboring of de formatie kan 40 worden geïnjecteerd wegens de rheologische eigenschappen ervan. Tege- 8603121 9 lijkertijd moet de geleringssnelheid voldoende hoog zijn om een voltooiing van de reactie binnen een redelijke tijdsperiode mogelijk te maken, zodat de put na de behandeling opnieuw voor injectie of produk-tie in gebruik kan worden genomen.
5 Bij de behandeling van anomalieën is een ten minste gedeeltelij ke gelering van de oplossing, zo niet volledige gelering voor enige stromende gelen, voordelig voordat de oplossing het buitenvlak bereikt, dat de matrix en de anomalie begrenst teneinde te voorkomen dat de oplossing in de matrix alsmede de anomalie penetreert. Een aanzienlijke 10 penetratie van de matrix door de oplossing en de daaruit voortvloeiende vermindering van de permeabiliteit van de matrix hebben een averechtse uitwerking op het afsluiten (“plugging") van anomalieën. De waarden van de onafhankelijke variabelen bij de werkwijze worden zorgvuldig gekozen om een geleringssnelheid te bereiken die aan deze criteria vol-15 doet.
Het volume van de in de formatie geïnjecteerde oplossing is een functie van het volume en de plaats van het gewenste behandelingsgebied en de mate van penetratie in het behandelingsgebied door de oplossing. Een deskundige kan de vereiste volumehoeveelheid gel voor een gegeven 20 behandelingsgebied bepalen. Het brengen van de geleringsoplossing in het behandelingsgebied kan worden vergemakkelijkt met behulp van middelen voor het isoleren van de zone, zoals dichtingsmiddelen en dergelijke.
De injectiesnelheid is afhankelijk van de geleringssnelheid en de 25 bedrijfsrestricties van de injectiedruk en de pompbeperkingen. De vereiste injectiesnelheid wordt zodanig vastgesteld dat de gehele oplossing nagenoeg geïnjecteerd kan worden in de behandelingszone voordat deze niet meer kan worden verpompt. De geleringstijd van de gel ligt in het gebied van nagenoeg ogenblikkelijk voor stromende gelen tot 48 uren 30 of langer voor zowel stromende als niet-stromende gelen. Langere gele-ringstijden zijn beperkt door praktische overwegingen van produktiever-lies wanneer injectie- en produktieputten ingesloten zijn.
De werkwijze is onder de meeste omstandigheden toepasbaar voor conformiteitbehandeling van formaties en is specifiek voor behande-35 1ingsgebieden binnen de formatie, die in vloeistofverbinding met een injectie- of produktieput staan. De stromende gel is in het bijzonder toepasbaar voor de behandeling van anomalieën, zoals strepen met een relatief hoge permeabiliteit, breuken of breuk-netwerken in directe verbinding via de anomalie met een injectieput, maar niet tevens in di-40 recte verbinding via de anomalie met een produktieput. De uiteindelijke 8603121 10 gel wordt in deze beschrijving als een stromende gel aangeduid omdat deze zou stromen indien deze zonder begrenzing boven de grond zou zijn. Echter, de stromende gel is voldoende verknoopt om onder injectie-omstandigheden in de anomalie op zijn plaats te blijven, wanneer de gel 5 daarin is ingesloten. Derhalve is de stromende gel in staat de anomalie op effectieve wijze af te sluiten.
De stromende gel is niet algemeen geschikt voor de behandeling van anomalieën in directe verbinding via de anomalie met produktieputten omdat stromende gelen niet voldoende sterkte hebben om bestand te zijn 10 tegen de wegtrekdruk ("drawdown pressure") tijdens de produktie en terug kan stromen in de putboring. Voor de behandeling van anomalieën die in directe verbinding met produktieputten staan, verdienen nietst romende starre gelen met voldoende sterkte om bestand te zijn tegen de wegtrekdruk tijdens de produktie, de voorkeur. Het verdient de voor-15 keur dat nagenoeg niets van de gel terugstroomt in de putboring wanneer olie wordt geproduceerd na de conformiteitbehandeling.
In enige speciale gevallen kan de mate van partiële gelering van de geïnjecteerde oplossing voldoende laag worden gehouden om mogelijk te maken dat de oplossing binnendringt in een uitgekozen, een hoge 20 permeabiliteit bezittende zone van de matrix en in situ volledig verknopen, hetzij als een niet-stromende gel hetzij als een stromende gel. Zowel stromende als niet-stromende gelen kunnen worden gebruikt voor de behandeling van zones van de matrix, die een hoge permeabiliteit bezitten, omdat in' het algemeen geen van beide uit de behandelingszone zal 25 stromen na volledige gelering, een noodzakelijke omstandigheid voor de onderhavige uitvinding. Echter, niet-stromende gelen verdienen de voorkeur voor de behandeling van zones met een hoge permeabiliteit, die in directe verbinding met produktieputten staan, vanwege hun verhoogde sterkte.
30 PA verdient de voorkeur voor de formulering van niet-stromende gelen omdat het een kleinere geleringssnelheid dan PHPA bezit, waardoor het mogelijk wordt de injectie in het behandelingsgebied uit te voeren voordat de gel vast wordt. PHPA verdient de voorkeur voor de formulering van stromende gelen, omdat in vele gevallen stromende gelen kunnen 35 worden geïnjecteerd in een behandelingsgebied, zelfs wanneer een volledige reactie heeft plaats gevonden.
Gelen met een vooraf bepaalde geleringssnelheid en resulterende eigenschappen, die voldoen aan de behandelingsvereisten van een bepaald gebied, worden geproduceerd door instellen en vaststellen van de opper-40 vlakte-geleringscondities voorzover deze correleren met de gelerings- 8603121 11 snelheid en de geleigenschappen. Dienovereenkomstig worden de gelen bereid op een wijze, die ze ongevoelig maken voor de meest extreme forma-tie-omstandigheden. De gelen kunnen worden toegepast voor de behandeling van vele verschillende geologische structuren met inbegrip van zo-5 nes met een hoge permeabiliteit binnen de formatiematrix en anomalieën buiten de matrix, zoals breuken en andere holten. De gelen kunnen stabiel zijn bij formatietemperaturen tot 115°C en bij elke mogelijke formatie-pH. De gelen zijn relatief ongevoelig voor de stratigrafie van de steenlagen en kan worden gebruikt in carbonaat- en zand-10 steenlagen en niet-geconsolideerde of geconsolideerde lagen met variërende mineralogische eigenschappen. Wanneer de gelen eenmaal op hun plaats zijn, is het buitengewoon moeilijk de gelen te verplaatsen met behulp van fysische of chemische middelen zonder dat een totale vernietiging van het verknoopte netwerk optreedt. De gelen kunnen reversibel 15 zijn bij aanraking met waterstofperoxide of natriumhypochloriet, maar zijn in aanzienlijke mate onoplosbaar in de formatievloei stoffen.
De volgende voorbeelden lichten de uitvoering en de toepasbaarheid van de onderhavige uitvinding toe maar dienen niet als beperking te worden opgevat.
20 Voorbeeld I
Er wordt een vooraf ingestelde waterige geleringsoplossing bereid in een hoeveelheid van 1.020.000 1, die PHPA en een verknopingsmiddel, bestaande uit chroom(III)- en acetaationen, bevat. De geleringsoplossing wordt bereid door mengen van een "Chromic Acetate 50% Solution", 25 verdund tot 15 gew.% met een PHPA-oplossing, die 3040 kg PHPA bevat.
Het mengen wordt uitgevoerd in een injectie-inrichting met toepassing van een eenvoudige "in-line" menger. Het oplosmiddel van de geleringsoplossing is een olieveld-water met een hoog H£S gehalte.
De resulterende geleringsoplossing heeft een verhouding van PHPA 30 tot chroom(III)- en acetaationen van 10:1 en een PHPA concentratie van 3000 dpm. De oplossing wordt geïnjecteerd in een injectieput in het Wyoming Big Horn Basin met een snelheid van 9900 1/uur in een perforatie-! nterval van 37,2 m. De behandelingszone is een sterk gescheurde "Pennsylvanian age sandstone" formatie.
35 Monsters van de geleringsoplossing worden tijdens de injectie aan de bovenzijde van de put genomen., De monsters zijn niet filtreerbaar door filterpapier met openingen van 8 /urn onder een drukverschil van 345 kPa. De viscositeiten van de monsters zijn gelijk aan die van vergelijkbare gelen, die onder laboratoriumomstandigheden zijn geformu-40 leerd, zoals beschreven in de voorafgaande voorbeelden.
8603121 12
De druk bovenin de put voorafgaande aan de behandeling wordt zo laag mogelijk (vacuum) gehouden tijdens de injectie van een 500 dpm PHPA bevattende oplossing bij een snelheid van 9900 1/uur. De druk bovenin de injectieput neemt toe tot 1380 kPa voor de injectie van 5 500 dpm PHPA bevattende oplossing bij 9900 1/uur onmiddellijk na de beëindiging van de onderhavige behandeling. Twee dagen na de beëindiging van de behandeling met de stromende gel is de druk bovenin de put 1240 kPa bij dezelfde injectie-omstandigheden en deze druk blijft gedurende zes maanden gehandhaafd. Gedurende deze periode worden geen 10 chroom(III)-ionen waargenomen bij elk van de producerende schutputten ("offset production wells").
Ter vergelijking wordt een naburige injectieput in dezelfde formatie behandeld met een PHPA gel, gevormd uit een chroom(VI)/redox ver-knopingsmiddel bevattende oplossing en hetzelfde olieveldwater als bij 15 de voorafgaande gel. Het chroom(VI) reduceert zeer snel in het injec-tiewater, hetgeen resulteert in een slechte menging van het verkno-pingsmiddel met het PHPA en een slechte gel vorming. Een hoeveelheid van 4.800.000 1 van de resulterende oplossing worden geïnjecteerd in de injectieput, van waaruit de behandeling plaats vindt. Uit de behandeling 20 blijkt geen significante vermindering van de injecteerbaarheid ("injectivity").
Voorbeeld II
Een injectieput in een tweede formatie van het "Wyoming Big Horn Basin", gekarakteriseerd als carbonaatlaag met een uitgestrekt breuk-25 netwerk met zeer open breuken, wordt behandeld met een vooraf bepaalde PHPA-gel, die is verknoopt met chroom(III)- en acetaationen. Een hoeveelheid van 950.000 1 van de geleringsoplossing, die een totale hoeveelheid van 12.200 kg PHPA bevat en PHPA concentraties in het gebied van 3000 tot 7000 dpm bezit, wordt in de injectieput geïnjecteerd, wel-30 ke put is voorzien van buizen die 9 m in de formatie doordringen.
Voorafgaande aan de behandeling wordt de injectieput aan de bovenzijde onder sterk verminderde druk gehouden terwijl een 500 dpm PHPA bevattende oplossing in een hoeveelheid van 9900 1/uur wordt geïnjecteerd. Na de behandeling met de stromende gel neemt de druk bovenin de 35 injkectieput toe tot 690 kPa bij dezelfde injectie-omstandigheden. Een verhoogde olieproduktie bij twee van de schutputten in de "20-acre five-spot spacing" wordt vastgesteld en bedraagt meer dan 132 1/uur van de olie na de behandeling met gel.
Voorbeeld III
40 Een produktieput in een formatie van het "Wyoming Big Horn Basin", 8603121 13 die wordt gekarakteriseerd als een carbonaatlaag met een temperatuur van 58°C en die breuken bevat en mogelijkerwijs een overmatige hoeveelheid zuur bevat, produceert 106 1/uur olie en 29.000 1/uur water over een perforatie-interval van ongeveer 3,4 m. De put is niet economisch 5 en wordt gesloten wegens een te grote waterproduktie. Het geproduceerde water heeft een hoog H2S gehalte en kan slechts met hoge kosten worden afgevoerd of geloosd.
31.800 1 van een tevoren bepaalde polyacrylamide/chroom(III) en acetaat bevattende geleringsoplossing worden in een hoeveelheid van 10 19.000 1/uur in de produktieput gepompt. Het oplosmiddel van de gele-ringsoplossing is vers water. De polyacrylamideconcentratie van de ge-1eringsoplossing is 2% en het polyacrylamide heeft een gemiddeld molecuul gewicht van 11.000.000. De gewichtsverhouding van het polyacrylamide tot chroom(III) en acetaationen in de geleringsoplossing is 20:1. De 15 geleringsoplossing wordt in de formatie vast als een niet-stromende gel. Daarna wordt de put opnieuw voor produktie in gebruik genomen. De resulterende olieproduktie wordt verhoogd tot een economisch niveau van meer dan 660 1/uur terwijl de waterproduktie wordt verminderd tot minder dan 13.200 1/uur.
20 Voorbeeld IV
In het laboratorium wordt een reeks stromingsproeven uitgevoerd om het gedrag van niet-stromende stijve polyacrylamidegel en te onderzoeken, die volgens de onderhavige uitvinding zijn bereid met toepassing van een chroom(III)- en acetaationen bevattend verknopingsmiddel voor 25 de verbeterde conformiteit-behandeling van een olieproduktieput. Een zandbed, dat zand met een deeltjesgrootte van 0,25-0,42 mm en een permeabiliteit van ongeveer 10 darcies bezit, simuleert de sterk geleidende veldzones, die de behandeling ter verkijging van de verbeterde conformiteit vereisen.
30 De geleringsoplossing wordt in een putboring in het midden van het zandbed geïnjecteerd. Na de behandeling wordt water aan de buitenzijde van het zandbed geïnjecteerd en gewonnen vanuit de putboring in het midden. Met behulp van drukmetingen voor twee ringen rond de putboring in het midden kan de bewegelijkheid van de vloeistof en de permeabili-35 teit tijdens de proeven worden gevolgd. De stromingsproeven worden uitgevoerd bij reservoir-omstandigheden van 55°C met toepassing van in het veld geproduceerd water en ruwe olie. De gel omvat een oplossing met 20.000 dpm polyacrylamide. Het polyacrylamide is in hoofdzaak niet-gehydrolyseerd en bezit een molecuul gewicht van ongeveer 5.000.000. De 40 gewichtsverhouding van polyacrylamide tot chroom(III)- en acetaationen 8603121 . "* 14 is ongeveer 10:1.
In tabel A worden de karakteristieke resultaten aangegeven van een behandeling met een niet-stromende stijve gel in een zandbed, dat met 100% water verzadigd is. De gel vermindert de permeabiliteit van het 5 zandbed van 15.000 md tot 0,25 md, hetgeen een factor van 60.000 is. De permeabiliteit na de behandeling neemt slechts in geringe mate toe met een toenemende doorvoer en toenemende druk.
ê » 8603121 15 > CL· % a § § § § s
Dl O r-t ^ £ S S ~ S 2 ° Q— r-H CM 0Ί Λ
CM
c ^ α. co t—i dfe r-i o σ o σ> o> °- § § S o ° o C ? PO rH LD C3
•T- l f*2 (ij (O
Q£ O *“* <
'ÖJ
ja re l·— o E * « 3 3 σι 3=¾ e n, T- 3 £ μ ε 3 i “ S Ί= |.
α α οι α σι a. +* ο ^ ο - « I ω ° φ -3 3" -Ρ " Φ Ρ " +-> ·ι~ ο \ ρ ω ρ -Ρ 2 .-Jf ζζ « Ν Με1 ω ε ‘5 = ε « ξ ξ Φ υ +-> σ ρ re 3 ρ -3 Ό ·ι— c ·ι— re c-r-re = (NI I_ ·Γ“ I— ·γ- r— φ Φ ί. σι ·ι- tn 1- xi « *jr {i= = o i—I ja (Λ ja c crt^i. = o ο ο o re ooau o > +j £ r-S re r-EQ. y
α α σ a E
+j s a) o<u 4- ° ^ φ _ 2 cri ί- > +j> re +j>x3-ao = <o φ 3 φ s- 3 aj E ^ ί- σι p n 4-5 o n -P re" u a; ,— re re > __ 03 > ±f n i 1 ξ ^2 g α. ω σ a -a I I 2 φ S φ p a « 1 Ξ s 0, 2 ° ° ° 2 3 ° 2 3 re -§ o ==- ==· 52 5 °· ‘5 S 2
g £ * 8 > 8 " > 8 5 β I
5 .2 c 2 3 " ” s i. > a. at r- Φ Φ = Φ cu φ s- s- 2 pi *σ -u φ φ 5= 2
s_ c -P -p 3 -P
o re o u p σ >cu φ φ r- c --η " ’Z? o re c = £ = > re -ρ- ·ρ“ cm >“ 8603121 16 >
Cl.
CM l'* σι _ o O "3- O O VO O O 00
" O O CTl O O r-1 o o CM
Cl) O ooo o o * o o
CC I · · λ · « O · · O
O CM i—t O CTl UO OOLO
cc —- co Ιύ *3" CTl OOCO
T—( vo rH uo Λ Λ Λ
1—I 1—I O
^ III
> 1—1 CO « Π 110 11 i—l OO 1—I 1
# S Ο Ο «B* Ο Ο Ό OOO
O OOO OOr-l O O CM
CT *> OOrH Ο O " OO"
CCO 1.11 . · O · · O
•r— 1 O0«d"0 1-HO uo CM
cc o uo cm <t· co w in T“4
CD
o > ί- αι > < τ
XI
<b I— i- s- s- a 3 3 0 0 3, = 3
Μ M rH
OO OO CO ΙΛ ε ε ε ε ε ε “ ο Ο. Ο Ο. O Q. Ο Χ3 X3 Ό
CMC2.+J "Β" 3. +J CO Ql 4-> II
1—I ο ·!— * CM Ο μ— « <Β" Ο ·ι— " φ φ φ α> α) <ν ο .μ) ft *f— 4-3 Λ 4-) *Γ- -Ρ Λ -Ρ ·Γ— Ο φ-Ρ·Γ- +J φ +J ·ι- -Ρ 0) -Ρ ·ι— -Ρ ιο ε ·Γ- Γ- <β ε··-ι— <Β Ε·γ-ι— <α ιο φ ·|— 5- φ ·ι— S- φ ·γ- S-
CT -Ρ .3 +J O 4J ο -Ρ CT -Ρ -Q -Ρ ‘O
C ·ι— (Β Ε C ·Ρ- <0 E Ε ·ι— <B C m—
.,- ,— φ φ ·Γ- 1— ai a) *1-1—0) a) jQ
co ·ι— ε o </) -r- ε ο <λ μ— ε ο (Λ ^ C o in u i. e w X2 s- c cn OOO) O OOO) O OOO) o e r-εο. o r- ε α. o i— ε α. υ -ίο. ε ο. ε α ε ΐΛ ο a> φ ο ο αι α) ο ο ai α) ο «λ
Oil +J > Ό Ό Ο +J > Ό Ό Ο +J > Ό "Ο Ο Ο c 30) ε 5- 3ω es- 3ω ε s_ *— •γ- ο ·ι— c -C ο ·*— ε -3 ο ·>— ε χ: α.
r— Ν4-»Π3λΟ Ν -Ρ (Β *> Ο Ν 4-> <0 "Ο Ο φ Π3 > -Ρ (Β > -Ρ <Β > -Ρ -Ρ Ό >1— ·ι— φ >»1— ·Γ-φ > 1— ·Ι— φ 3 c a jj οι « ό ο. α> ο α) ό ο. οι οι φ ό ο Π3 5- Ε -Ρ 5- 5- Ε -Ρ 5- S- Ε -Ρ 5- Μ σ) ·ι— ·ι— φ 00 ·ι- ·ι— φ Ο ·ι- ·1— 0) φ θ'- φ 5- 1— Φ ι—I φ 5- ι— 0) ΙΟ 0) 5- r— 0) 0) 1-ί Λ^φ·ι— ο * CC φ ·Γ— U ''CC φ -Γ— Ο "3 0 0 3-33 Ο Ο Ό -Q 3 Ο Ο 3 -Ο 3 φ 5- Ε <Β 3 1- Ε <Β 3 5- Ε (Β 3 Ε Ό Ε 3. ·τ— 0) Ο Ε Ο. ·γ- 0) Ο C α ·γ; CJ Ο {Β «o μ- ε ε s_ « ·- ε ε s- β τ ε ε t > Ε >0 5-5-3. >0 5-5-0. > Ο £- C Ο.
(Β 0)0)0)0) 0)0)0)0) 0)0)010) -Ρ > Ε 5- > ο. Ο Ε S. > ο ΟΙ Ε 5- > 3. C7) -ι- φ φ 0) 0) φ 5- 5— 5- -Ρ -ο φ 0) 0) ·ι- 5- +J -Ρ -Ρ <Λ ο ο ο ο ο CT 0) 0) 0) Ρ Γ- Μ-5 ·Γ-3 ·Γ*ί ϋ) Ο Ε C c ·ζ* > τ— ·ι— *ι— > 8603121 5 ·?· . 17
De proef wordt herhaald met toepassing van een veel kleiner volume van de behandelingsgel van 0,08 PV in plaats van de 0,19 PV, welke waarde in tabel A is aangegeven. De verminderingen van de permeabiliteit zijn nagenoeg identiek aan de in tabel A aangegeven waarde.
5 Een tweede proevenreeks wordt uitgevoerd teneinde de effecten van olieverzadiging waar te nemen. Het zandbed wordt eerst doorstroomd met een "Wyoming " ruwe olie uit een Big Horn Basin Field en vervolgens doorstroomd met 2 PV geproduceerd water. Vervolgens het zandbed behandeld met de gel en de resulterende vermindering van de permeabiliteit 10 voor olie en water worden geregistreerd. De resultaten worden aangegeven in de onderstaande tabel B. De permeabiliteit voor nabehandelings-water is ongeveer 1 tot 2 md, in vergelijking met 0,25 md voor de olie-vrije doorstroming, die in tabel A is aangegeven. Evenals in tabel A neemt de permeabiliteit slechts in geringe mate toe bij een toename van 15 de doorvoer en de druk. Verder lijkt de behandeling even effectief te zijn met toepassing van een behandelingsvol urne, dat de helft bedraagt van het volume dat is aangegeven in tabel B.
8603121 , “ 18 > o.
CM Γ".
ο Ln ο οο °° ο « ο Γΐ C0 Ο" ·> ο cd ο CO LD οο Γ- coco
Cl· · · •r- Ο CO <“Η 1-* OS ' <3· co co r-, cd cd
CM CM
- Λ Λ Λ SI o o o·
rH
# S o ra- o o ra- co o o O CM Γ-·- CO rH "2 cd *> co co oo o co· * •r- I CO 1-1
0£ O
CO
φ J0
CO
Ι Ό e « 3 CD 3 c ^ i- s- 00 M3 E]
M3 O
O 'v.
Ίϋ, ε] cl ot o. i- o.
o of O rH 0 3 O
+J .3 3 CM " P * "
O CD Ρ Φ P OO I P
N rH "I— E ‘r* E Τ’ O) CU O Φ
CU P P CD P P
Ό CU ·ι— C ·!— CM μ— I r— T- r- CD r- i_ *r- Μ T- rH ·τ-
Q <U _Ω M -CO -Q
o o o o +> 2
> r- Sr- EO E
o o. ε 4J > CU O > 0) > Φ CDl ·ι— φ Q_ > p O. >1—0- > c <U 3 Q. CU 3 CL CU CU CL Φ m 3 n o 'r· O * O -r- Q) « O M-
r- -Γ- 1. CD —p N σ P CD^-P
(U r— C Ό (O C Ό (O > C Ό (O
Ό ·ι- > -r- £ i— > ·»“ E <— O. ·ρ- E r—
C jOO-CDCU O-CDCU CD CU
(O (O ·ι— <* S- *i— « ^ ra" *r- " “
Si CU [-> Ό P co ΌΡ VOOP
CU ε CM <ü ·*— φ O (0*1— 0) i—I ra ·ι- Φ o j_ λ N Φ * N Φ -i£ « N Φ -Li
CU rH S- p O CM S-pO O S- P O
CU Q. φ -r- i_ «—> CD *r- 1- CU *r- S- Ό C > i— Q- C Dl > i— Q. C>r— Q.
d) ra 0) ·!- -r- (O E <U *t— -i— <0 φ ·ι— -r—
C > ·!— JO O > -r- ·ι- JO O > -r- JO O
« P; r- O Φ E·— O Φ _ O Φ > c o s~ s- cooes- cOES_ r— ai os- φ Φ Φ s- S- Ρ S- Ό Λί Φ φ Μ Φ s- c ρ ρ σι ρ ο ra ο ο ρ ο CT > Φ Φ i- Φ ι— C Ό -γΟ Φ ’£? ο ra c cp c > ra ·1- ‘r- ·!— 8603121 , ' 19 > α.
cm r~.
Οϊ Ο Ο O CO t-HOOO
CM OOOO CM Ο O «—< " - ο ο * „θΓ-ί« c? o · · O ° · · ° C * (Λ CO .I Γθ νΟ \μ ·*- ο Si L: V <t « V in ο; — 71 Λ co _ A „ en ** S S tn co 7 ς: o. ά 5 3
So O o" -
t-t 2 LO
σ O O CT) ” o ° ^ τ ï «-η o © o o σ _ ° c o ^ <*ocn« co o·· o ° * * °
E I p·' CO ^ V
Ξό ^AV CMAV
"o r— c O ·»" > <Λ i- w φ o >. α o “ 3 _ o
<ü N
W ® (— ^ c
(O
> $- 3 Ol .
3 5 U| |
*V i § -s ^ I
ü £ εε ε §.
& £ g ςΓ -§ υ s--ö 2 2υ ο. o cm o. ω -p <u 5 cu ? ,® I ^ % p" p 3 £ | p p * p ï g ε φ·5ο2 ε φ « ο 2 I * g Ü ίί § -ë = - £ ° 1 iiJ -2 "ϋϊ 7- -r- P O Crt <l“ 1— P υ i I I 1151 I ii.I| . |ε I fs.Mil c 2« Ο O « u -r- C <0 -C ο « O T- C TO -3 ί :g 1 :.iï”5i: 1 πΐ g . ε g & έ "·; ·ί?ϊϊ I Is = «ΙΐίϊίΙ s.!ïiïi -° o £ 3 e ti ® O -o O 3 o s. p ο -σ α 3 -g c> w c > r— Q. ·τ— -P O C > r. α ·Γ 4J o ra α) P * ® 7» Ë ”* k. S ,ΐ n o c ί α c > ·- ra > £ -g g £ o o ^ o φ ω ω ω > co ·· e o E s- > *- coE&->s-!^
<u c cu SP
ω s- <u s- s: -o o t. o ® 1- P 3 p -p σ o co ω .® o *5 « j= > T- CM f“ 8 6 0 3 1 2 t 20 Q.
CM
^ <Τ) _ _
Τρ C\J «-1 <-"i CD τ—i CD
λ to Ο Ο CO « Ο Ο CO
ΓΤ) CD *» ^D »Ή Λ rH CO CO Α
Cl Ο . . Ο ,· Λ ° •Γ- Ο «θ' CM ., ^ St ^ 0S ι-η λ V CO ν Ο ^ CO Γ-» |*>. Λ LO Λ to t"H UD Ο
Η I pH I
> η σι " I"-· ο. ο «3· ο r».
rH . « " ,1 «3- CM «—* Τ S rH Ο Ο Γ-- «ί Ο Ο Γ".
ο ·» © co ιλ «ο οί «
Ο) «> Η CO W " CO CO Τ—It—I
= ? ^ Λ ν ^ A V
ο; ο D) 'Ö.
> ί α) >
CQ
D
<0 1— S- i- 3 3 3 3 ^ —. Τ3 Π Ό co ε ε ε _ ε ευ ε fj n Q_ Λ Q- S- Ό CM S- Ό C0 Ο. Ο) Οϊ Ω. Φ ¢+ CJ +J « rH CJ Ρ " (Ο φ Λ3 Φ +J η 5 ·Ρ- Ρ * 5 ·>“ Φ Ρ Ρ , Ρ Φ Ρ Ρ , Ρ g ·ρ- ·ι— $- π} ε "ΐ— ·γ- 1- (Ο φ Φ Ο S- Φ Φ Ο Ιοί ρ +J Ο Ρ CD ρ ρ Ο Ρ
£ ·!— ·γ- > C C ·γ- ·γ- > C
•ρ— ,— ρ— 0) ·ΐ“ ι— r— Ο) V) -Γ- ·«- p Ο <Λ τ- ·γ- ρ Ο
(Λ _Q -Q ·γ- £ (Λ Χ> -Q τ- C
Ο ΟΟΦΟ Ο Ο Ο φ Ο ,— ε ε ρ υ >— εε-ρυ Q. ·ι— ε CL ·ι— Ε 0> φ φ Γ- ο ο > Φ Φ Γ- ο
Dll ρ α_ > "Ο ·ι— Ο Ρ Ο. > Ό ·1— ο C 3 Ο.Φ -Q S_ 3 Ω. Φ -Ω S- •r- O n O 'i— £ <β -C ο Λ υ ·>— £ <Π -Ω ,— ν σι \ +j ra Φ u ν on Ρ fa φ ο φ c α «ι > Ε £Ό<α>ε ό > ·«- ε ι— s-φ > — ε >- φ c ClD> φ CD Φ Ό Q-D1 Φ01ΦΤ3 « .,_«£-£ Ο. &. -ι- « S- C Q. ί- JC CM Ό Ρ ·γ- φ «3" "Ο Ρ ι— Φ φ rH φ 'ι— φ ί- φ φ CM ίΟ ·γ- φ 1- φ φ λ *> ν φ Φ > υ * ν φ ^ φ > υ © S- ρ Ο Τ3 Φ 3 Ο S- ρ Ο Ό Φ 3
α> φ ·γ- ί. £ ·ι— Ό Φ ·Γ- S- £ ·Ι— TD
-σ £ >ι— CL -Γ- Ρ Ο £>ί— Ο,-Γ^ρρ (¾ Ο «^· *r“ £ <0 ί* fO <1) ·Γ- ·π· £ fö c > ·ι— _Q U S- ι— Ω. > ·γ— .Ω CJ S- I— Ω- fO γ— Ο Φ Φ Φ Φ ι— ΟΦΦΦΦ
> £ Ο Ε S- > S- CD C Ο Ε S- > S- CD
Φ Φ φ S- S- Τ3 φ Φ S- Ρ Ρ ο υ υ σι φ φ ι— ·ι-5 ·ο Ο £ s= > -ι- ·Γ- 8603121 * 21 * > CL· CM Γ"·» CM Ο Ο Ο Ο ~ « * Ο <a- cn ο cm lo νο r—( = ' λ ν V— Ο ~ .
C£. —· Γ"-» C0 «a- " co ο
r-H I
^ λ LO
η Ο «“Ι % S <a- Ο Ο (-» ^ ο » ο σι * 55) A CO VO r-H ^ = ° CM A v
CC O
σ> P-" o > s- <u >
CQ
<U
Q
ra I— Ê; 5 υ
CO *D t-I
ε ε ιλ ο.
ο Ε « U
η CL Ο ^ S- Τ3 ΙΟ co ο. cu ιι " CO Ο Ρ " C0 ra CU ο r-i +J * * ·ι- ο
0) .ρ -Μ Ρ LO II
C <r- ·ι— S- ra LD
0) 0) Ο 5- Ο CT p -p Ο Ρ 'Ό °
Γ- ·Γ- τ- > C ·!- LD
π- ι— a) -Q ιη (Λ ·γ- *f“ Ρ Ο V) _Q .Ο τ— C ΟΙ *ro ο ο ο cu ο c ·>- ,— Ε Ε Ρ Ο 1- -Ö ο. *ρ” ε 1/1 ο> ω αι ι— ο irt<u rrf -pa. > Ό ·γ— Ο ο ·Τ- C Ο 0-0} -Ω U t— r— .— Ο " Ο *r“ C <0 -C 0.0 ν σ> Ρ ra ω u o
(U Ε TJ <0 > E P SJ
•a >i-E>— C <u os c ο. σ> cu σ> 4> "p S? η *f— ^ C Q. i- IM i.
r- CO "Ο -P i— CU
φ CM ra t- CU S- Φ 4> CU 4J
o « N CU a<£ CU > O TJO
o s- ρ ο ό cu σ (U Q| *r· ^ C τ’ *σ ε c o e > >— a. ·£ -p p 22 iO QJ *r· *r- £ ί0 »-
E > f" JO O & p-· CL
ία p- © aj aj <u <u +-3 -p > c ο E s- > &- ^ 'Z '7, 0J 0} cu
φ S- P P
-a <u ·γ-ι- I - s s s I « S 55 860 3 1 2 1 5-¾ > >
*V
22
De in tabel B beschreven beginstroom van water levert 61,5% van de oorspronkelijk aanwezige olie op. De olieverzadiging wordt verminderd van 0,774 tot 0,298 PV. De doorstroming met water wordt hervat na de behandeling met de niet-stromende stijve gel en de in het begin gepro-5 doceerde hoeveelheid olie bevat nagenoeg geen water. Doorstroming met water als nabehandeling levert een extra hoeveelheid olie op van 0,134 PV, hetgeen 17,3% van de aanwezige olie is.
De aanvankelijke grote toename van de versnijding van olie ("oil cut") door spoelen met water is het gevolg van de gel behandeling. Zoals 10 aangegeven in de tabellen A en B elimineert de gel nagenoeg de volledige permeabiliteit met betrekking tot water in de nabijheid van de pro-duktieput, maar vermindert het de permeabiliteit voor olie in veel geringere mate. Derhalve kan olie gemakkelijker worden geproduceerd in vergelijking met het injectiewater. Het geïnjecteerde water wordt pas 15 geproduceerd nadat de verzadiging van de bewegelijke olie is verkregen.
8603121

Claims (30)

1. Werkwijze voor het in aanzienlijke mate afsluiten van een ge-5 bied met een grote permeabiliteit in een koolwaterstof bevattende formatie beneden het aardoppervlak, welke formatie wordt doorboord door een putboring, die zich in vloei stofverbinding met het genoemde gebied bevindt, met het kenmerk, dat men de volgende stappen uitvoert: a) vooraf bepalen van de geleringssnelheid, gel sterkte en gelsta- 10 biliteit, die voor een gel vereist is om de te voldoen aan de behande- lingsvereisten van de formatie in het gebied; b) beschikbaar stellen van een geleringsoplossing aan het aardoppervlak, die een gel kan vormen met de vereiste vooraf bepaalde gele-ringssnelheid, gelsterkte en gelstabiliteit, welke geleringsoplossing 15 een in water oplosbaar acrylamidepolymeer omvat en een middel, waarmee het polymeer kan worden verknoopt; c) injecteren van deze geleringsoplossing in het genoemde gebied via de putboring en d) vormen van de gel uit de geleringsoplossing met de vereiste, 20 vooraf bepaalde geleringssnelheid, gelsterkte en gelstabiliteit voor het in aanzienlijke mate afsluiten van het genoemde gebied.
2. Werkwijze volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat het middel, waarmee het polymeer kan worden verknoopt, een complex of een mengsel van complexen omvat, welke ten minste een elektropostief 25 chroom(III) bevattend materiaal met ten minste een elektronegatief car-boxylaat bevattend materiaal bevat.
3. Werkwijze volgens conclusie 2, met het kenmerk, dat het complex of het mengsel van complexen verder ten minste een elektronegatief materiaal bevat, gekozen uit de groep bestaande uit zuurstof bevattend 30 materiaal, hydroxide bevattend materiaal en mengsels daarvan.
4. Werkwijze volgens conclusie 2 of 3, met het kenmerk, dat het complex verder een materiaal omvat, gekozen uit de groep bestaande uit anorganische eenwaardige ionen, anorganische tweewaardige ionen, watermoleculen en mengsels ervan.
4*
5. Werkwijze volgens conclusie 1, met het kenmerk, dat de putbo ring een olieproduktieput is.
6. Werkwijze volgens conclusie 5, met het kenmerk, dat de gel een niet-stromende gel is.
7. Werkwijze volgens conclusie 6, met het kenmerk, dat het acryl - 40 amidepolymeer in hoofdzaak niet-gehydrolyseerd polyacrylamide is. 8603121 V-
8. Werkwijze volgens conclusie 6 of 7, met het kenmerk, dat de niet-stromende gel in hoofdzaak in het genoemde gebied blijft na de volledige gelering bij een produktie-wegtrekdruk.
9. Werkwijze volgens een der voorgaande conclusies, met het ken-5 merk, dat de geleringsoplossing volledig in het genoemde gebied wordt gegeleerd.
10. Werkwijze volgens een der voorgaande conclusies, met het kenmerk, dat de putboring een injectieput is.
11. Werkwijze volgens conclusie 10, met het kenmerk, dat de gel 10 een stromende gel is.
12. Werkwijze volgens conclusie 11, met het kenmerk, dat het acrylamidepolymeer gedeeltelijk gehydrolyseerd polyacrylamide is.
13. Werkwijze volgens conclusie 12, met het kenmerk, dat de gele-ringsoplossing nagenoeg volledig wordt gegeleerd aan het oppervlak voor 15 het injecteren in de putboring.
14. Werkwijze volgens conclusie 11, met het kenmerk, dat de stromende gel nagenoeg volledig in het genoemde gebied blijft na een volledige gelering.
15. Werkwijze volgens een der voorgaande conclusies, met het ken-20 merk, dat het genoemde gebied een breuk of een netwerk van breuken is.
16. Werkwijze volgens een der conclusies 2-15, met het kenmerk, dat het carboxylaat bevattende materiaal wordt gekozen uit de groep bestaande uit formiaat, acetaat, propionaat, lactaat, gesubstitueerde derivaten ervan, en mengsels ervan.
17. Werkwijze volgens een der conclusies 2-16, met het kenmerk, dat de gewichtsverhouding van het polymeer tot de chroom(III) en carboxyl aatmateri al en in de geleringsoplossing ongeveer 1:1 tot ongeveer 500:1 bedraagt.
18. Werkwijze volgens een der voorgaande conclusies, met het ken-30 merk, dat de aanvankelijke pH van de geleringsoplossing ongeveer 7-13 is.
19. Verknoopte polymeergel, bereid volgens de werkwijze van een der voorgaande conclusies.
20. Werkwijze voor het in aanzienlijke mate afsluiten van een ge-35 bied met een hoge permeabiliteit in een koolwaterstof bevattende formatie beneden een aardoppervlak, waarbij deze formatie wordt doorboord door een putboring, die zich in vloei stofverbinding met het genoemde gebied bevindt, met het kenmerk, dat men de volgende stappen uitvoert: a) bereiden een geleringsoplossing aan het oppervlak, die een in 40 water oplosbaar acrylamidepolymeer' en een complex bevat, waarmee het 8603121 polymeer kan worden verknoopt, welk complex ten minste een elektroposi-tlef chroom(III) bevattend materiaal en ten minste een elektronegatief carboxylaat bevattend materiaal bevat; b) injecteren van deze geleringsoplossing in de putboring en 5 c) verplaatsen van de geleringsoplossing in het gebied voor het vormen van een gel, die het gebied in aanzienlijke mate afsluit.
21. Werkwijze volgens conclusie 20, met het kenmerk, dat men de geleringsoplossing ten minste gedeeltelijk geleert voordat de oplossing in aanraking komt met het genoemde gebied.
22. Werkwijze volgens conclusie 20 of 21, met het kenmerk, dat het complex verder ten minste een elektronegatief materiaal gekozen uit de groep bestaande uit zuurstof bevattende materialen, hydroxide bevattende materialen en mengsels ervan bevat.
23. Werkwijze volgens een der conclusies 20-22, met het kenmerk. 15 dat het complex verder een materiaal bevat gekozen uit de groep bestaande uit anorganische eenwaardige ionen, anorganische tweewaardige ionen, watermoleculen en mengsels ervan.
24. Werkwijze volgens een der conclusies 20-23, met het kenmerk, dat de putboring een olieproduktieput is.
25. Werkwijze volgens een der conclusies 20-24, met het kenmerk, dat de putboring een injectieput is.
26. Werkwijze volgens een der conclusies 20-25, met het kenmerk, dat het genoemde gebied een breuk of een netwerk van breuken is.
27. Werkwijze volgens een der conclusies 20-26, met het kenmerk, 25 dat het carboxylaat bevattende materiaal wordt gekozen uit de groep bestaande uit formiaat, acetaat, propionaat, lactaat, gesubstitueerde derivaten ervan, en mengsels ervan.
28. Werkwijze volgens een der conclusies 20-27, met het kenmerk, dat het genoemde gebied een formatiematrix is.
29. Werkwijze volgens een der conclusies 20-28, met het kenmerk, dat de gel een stromende gel is.
30. Werkwijze volgens een der conclusies 20-29, met het kenmerk, dat het acrylamidepolymeer gedeeltelijk gehydrolyseerd polyacrylamide is* 8803121 35 ------
NLAANVRAGE8603121,A 1985-12-10 1986-12-08 Werkwijze voor het verlagen van de doorlatendheid van een gebied in een onderaardse koolwaterstof bevattende formatie. NL189775C (nl)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US80741685A 1985-12-10 1985-12-10
US80741685 1985-12-10
US06/822,709 US4683949A (en) 1985-12-10 1986-01-27 Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel
US82270986 1986-01-27

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NL8603121A true NL8603121A (nl) 1987-07-01
NL189775B NL189775B (nl) 1993-02-16
NL189775C NL189775C (nl) 1993-07-16

Family

ID=27123013

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NLAANVRAGE8603121,A NL189775C (nl) 1985-12-10 1986-12-08 Werkwijze voor het verlagen van de doorlatendheid van een gebied in een onderaardse koolwaterstof bevattende formatie.

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4683949A (nl)
CN (1) CN1005729B (nl)
AR (1) AR243639A1 (nl)
BR (1) BR8605791A (nl)
CA (1) CA1275792C (nl)
GB (1) GB2183692B (nl)
NL (1) NL189775C (nl)
NO (1) NO175791C (nl)

Families Citing this family (109)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4744418A (en) * 1986-01-27 1988-05-17 Marathon Oil Company Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications
US4724906A (en) * 1986-12-22 1988-02-16 Marathon Oil Company Wellbore cementing process using a polymer gel
US4730674A (en) * 1986-12-22 1988-03-15 Marathon Oil Company Plugging a tubing/casing annulus in a wellbore with a polymer gel
US4722397A (en) * 1986-12-22 1988-02-02 Marathon Oil Company Well completion process using a polymer gel
US5172825A (en) * 1987-04-28 1992-12-22 Marathon Oil Company Storage of a refined liquid hydrocarbon product
US4779680A (en) * 1987-05-13 1988-10-25 Marathon Oil Company Hydraulic fracturing process using a polymer gel
US4917186A (en) * 1989-02-16 1990-04-17 Phillips Petroleum Company Altering subterranean formation permeability
US4957166A (en) * 1989-07-14 1990-09-18 Marath Oil Company Lost circulation treatment for oil field drilling operations
US4989673A (en) * 1989-07-14 1991-02-05 Marathon Oil Company Lost circulation fluid for oil field drilling operations
US4995461A (en) * 1989-07-14 1991-02-26 Marathon Oil Company Well kill treatment for oil field wellbore operations
US5002431A (en) * 1989-12-05 1991-03-26 Marathon Oil Company Method of forming a horizontal contamination barrier
US5418217A (en) * 1990-04-14 1995-05-23 Union Oil Company Of California Composition for selectively reducing subterranean formation permeability
US5125456A (en) * 1991-03-27 1992-06-30 Union Oil Company Of California Composition for selectively reducing subterranean formation permeability
US5105884A (en) * 1990-08-10 1992-04-21 Marathon Oil Company Foam for improving sweep efficiency in subterranean oil-bearing formations
US5067564A (en) * 1990-10-12 1991-11-26 Marathon Oil Company Selective placement of a permeability-reducing material to inhibit fluid communication between a near well bore interval and an underlying aquifer
US5048609A (en) * 1990-12-14 1991-09-17 Marathon Oil Company Selective permeability reduction in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a nonselective gel
US5082057A (en) * 1990-12-14 1992-01-21 Marathon Oil Company Sand consolidation treatment for a hydrocarbon production well bore using an overdisplacement fluid
US5203834A (en) * 1990-12-21 1993-04-20 Union Oil Company Of California Foamed gels having selective permeability
US5268112A (en) * 1990-12-21 1993-12-07 Union Oil Company Of California Gel-forming composition
US5145012A (en) * 1990-12-21 1992-09-08 Union Oil Company Of California Method for selectively reducing subterranean water permeability
US5213446A (en) * 1991-01-31 1993-05-25 Union Oil Company Of California Drilling mud disposal technique
US5103909A (en) * 1991-02-19 1992-04-14 Shell Oil Company Profile control in enhanced oil recovery
US5076362A (en) * 1991-03-12 1991-12-31 Phillips Petroleum Company Subterranean formation permeability contrast correction methods
US5225090A (en) * 1991-03-27 1993-07-06 Union Oil Company Of California Visible gels prepared using stainless steel as a crosslinking agent
IT1245383B (it) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato
US5133408A (en) * 1991-05-31 1992-07-28 Marathon Oil Company Rate controllable gel for conformance improvement treatment in a subterranean hydrocarbon-bearing formation
MX9202311A (es) * 1992-03-20 1993-09-01 Marathon Oil Co Gel reforzado con fibra para usarse en proceso de tratamiento subterraneo.
US5663123A (en) * 1992-07-15 1997-09-02 Kb Technologies Ltd. Polymeric earth support fluid compositions and method for their use
US5322125A (en) * 1993-03-26 1994-06-21 Marathon Oil Company Foamed gels to reduce gas coning in matrix environments
JPH0790251A (ja) * 1993-09-24 1995-04-04 Nitto Chem Ind Co Ltd 石油およびガスの回収用組成物および回収法
US5415229A (en) * 1994-01-03 1995-05-16 Marathon Oil Company Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent
US5431226A (en) * 1994-01-03 1995-07-11 Marathan Oil Company Process for reducing permeability in a high-temperature subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent
US5421411A (en) * 1994-01-03 1995-06-06 Marathon Oil Company Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate
US5476145A (en) * 1994-05-10 1995-12-19 Marathon Oil Company Selective placement of a permeability-reducing material in a subterranean interval to inhibit vertical flow through the interval
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
US5559263A (en) * 1994-11-16 1996-09-24 Tiorco, Inc. Aluminum citrate preparations and methods
US5547025A (en) * 1995-04-14 1996-08-20 Phillips Petroleum Company Process for treating oil-bearing formation
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
US5816323A (en) * 1996-09-24 1998-10-06 Marathon Oil Company Permeability reduction in a hydrocarbon-bearing formation using a stabilized polymer gel
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
US5849674A (en) * 1996-10-15 1998-12-15 Phillips Petroleum Company Compositions and processes for oil field applications
GB2318814B (en) * 1996-11-01 2001-02-21 Sofitech Nv Foamable gel composition
US6897186B2 (en) * 1997-02-12 2005-05-24 Kg International, Llc Composition and method for dual function soil grouting excavating or boring fluid
AU6169598A (en) 1997-02-12 1998-08-26 K B Technologies Ltd. Composition and method for a dual-function soil-grouting excavating or boring fluid
US6432331B1 (en) 1997-04-01 2002-08-13 Marathon Oil Company Tank bottom restoration process
US5842519A (en) * 1997-05-21 1998-12-01 Marathon Oil Company Process for reducing hydrocarbon leakage from a subterranean storage cavern
US6016869A (en) * 1997-10-31 2000-01-25 Burts, Jr.; Boyce D. Well kill additive, well kill treatment fluid made therefrom, and method of killing a well
US6098712A (en) * 1997-10-31 2000-08-08 Bottom Line Industries, Inc. Method of plugging a well
US6218343B1 (en) 1997-10-31 2001-04-17 Bottom Line Industries, Inc. Additive for, treatment fluid for, and method of plugging a tubing/casing annulus in a well bore
US6016879A (en) * 1997-10-31 2000-01-25 Burts, Jr.; Boyce D. Lost circulation additive, lost circulation treatment fluid made therefrom, and method of minimizing lost circulation in a subterranean formation
US6102121A (en) * 1997-10-31 2000-08-15 BottomLine Industries, Inc. Conformance improvement additive, conformance treatment fluid made therefrom, method of improving conformance in a subterranean formation
US6016871A (en) * 1997-10-31 2000-01-25 Burts, Jr.; Boyce D. Hydraulic fracturing additive, hydraulic fracturing treatment fluid made therefrom, and method of hydraulically fracturing a subterranean formation
GB2332224B (en) 1997-12-13 2000-01-19 Sofitech Nv Gelling composition for wellbore service fluids
US6011075A (en) * 1998-02-02 2000-01-04 Schlumberger Technology Corporation Enhancing gel strength
US5947644A (en) * 1998-04-03 1999-09-07 Marathon Oil Company Construction of a fluid impermeable subterranean barrier wall
US6152234A (en) 1998-06-10 2000-11-28 Atlantic Richfield Company Method for strengthening a subterranean formation
US6186231B1 (en) * 1998-11-20 2001-02-13 Texaco Inc. Conformance improvement in hydrocarbon bearing underground strata using lignosulfonate-acrylic acid graft copolymer gels
US6607035B1 (en) * 1998-12-04 2003-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow through subterranean zones
US6176315B1 (en) * 1998-12-04 2001-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow through subterranean zones
US6025304A (en) * 1998-12-15 2000-02-15 Marathon Oil Company Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel
US6189615B1 (en) 1998-12-15 2001-02-20 Marathon Oil Company Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery
US6166103A (en) * 1998-12-21 2000-12-26 Atlantic Richfield Company Aqueous gelable compositions with delayed gelling times
US6156819A (en) * 1998-12-21 2000-12-05 Atlantic Richfield Company Use of low- and high-molecular-weight polymers in well treatments
US6265355B1 (en) 1999-02-09 2001-07-24 Atlantic Richfield Company Gel-breaker composition and a method for breaking a gel
US6133204A (en) * 1999-02-09 2000-10-17 Atlantic Richfield Company Use of oil-based gel-breaker/inhibitor compounds with polymer gels in well treatments
US6450260B1 (en) 2000-07-07 2002-09-17 Schlumberger Technology Corporation Sand consolidation with flexible gel system
US6605570B2 (en) 2001-03-01 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids
WO2003048526A2 (en) * 2001-12-03 2003-06-12 Wyo-Ben, Inc. Composition for use in sealing a porous subterranean formation, and methods of making and using
WO2003048513A1 (en) * 2001-12-07 2003-06-12 Aqueolic Canada Ltd. Method for terminating or reducing water flow in a subterranean formation
US6951250B2 (en) * 2003-05-13 2005-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well
CA2451641A1 (en) * 2004-01-09 2005-07-09 Laurie A. Hodgins Method of placing blocking gel in gas producing formations in order to reduce water influx into the well bore
US7297662B2 (en) * 2004-01-29 2007-11-20 Turbo-Chem International, Inc. Method and composition for inhibiting lost circulation during well operation
CA2515063C (en) * 2004-08-06 2011-06-07 University Of Regina Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs
CA2481735A1 (en) * 2004-09-15 2006-03-15 Alberta Science And Research Authority Method for controlling water influx into cold production wells using sandy gels
US7267174B2 (en) * 2005-01-24 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement
US8703659B2 (en) 2005-01-24 2014-04-22 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole
US8343896B2 (en) 2005-01-24 2013-01-01 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising diutan and associated methods
US20060167133A1 (en) * 2005-01-24 2006-07-27 Jan Gromsveld Sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole
WO2007033462A1 (en) * 2005-09-23 2007-03-29 Alberta Research Council, Inc. Toe-to-heel waterflooding with progressive blockage of the toe region
US7776797B2 (en) 2006-01-23 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation compositions
US8132623B2 (en) 2006-01-23 2012-03-13 Halliburton Energy Services Inc. Methods of using lost circulation compositions
US7510011B2 (en) * 2006-07-06 2009-03-31 Schlumberger Technology Corporation Well servicing methods and systems employing a triggerable filter medium sealing composition
US20080060811A1 (en) * 2006-09-13 2008-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method to control the physical interface between two or more fluids
US20100230169A1 (en) * 2009-03-12 2010-09-16 Daniel Guy Pomerleau Compositions and methods for inhibiting lost circulation during well operations
CA2761528C (en) 2009-06-10 2017-06-06 Ahmad Moradiaraghi Swellable polymer with anionic sites
WO2010147901A1 (en) 2009-06-15 2010-12-23 Conocophillips Company-Ip Services Group Swellable polymer with cationic sites
CA2768936A1 (en) 2009-07-31 2011-02-03 Bp Corporation North America Inc. Method to control driving fluid breakthrough during production of hydrocarbons from a subterranean reservoir
US9890319B2 (en) * 2009-11-18 2018-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and systems for combatting lost circulation and methods of using the same
US8360151B2 (en) * 2009-11-20 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Methods for mitigation of annular pressure buildup in subterranean wells
BR112012033080A2 (pt) * 2010-06-24 2016-11-22 Chevron Usa Inc sistema e método para controle de comformidade em um reservatório
GB2497023A (en) 2010-08-11 2013-05-29 Conocophillips Co Delayed gelling agents
US9464504B2 (en) * 2011-05-06 2016-10-11 Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems
CN102618230B (zh) * 2012-02-29 2013-04-10 西南石油大学 一种油气田用可控制交联凝胶堵水堵漏材料
CN102634325B (zh) * 2012-03-29 2014-05-07 西南石油大学 一种包裹高价金属离子缓交联凝胶堵水堵漏材料
CN102817601B (zh) * 2012-08-31 2015-04-08 中国石油天然气股份有限公司 应用交联剂进行聚合物驱油田在线调剖的方法及装置
CA3148845A1 (en) 2013-01-18 2014-07-24 Conocophillips Company Nanogels for delayed gelation
EP2789670A1 (en) 2013-04-08 2014-10-15 S.P.C.M. Sa Polymers for enhanced hydrocarbon recovery
CA2968354A1 (en) 2014-11-19 2016-05-26 Huili Guan Delayed gelation of polymers with a polyethylenimine crosslinker
RU2584193C1 (ru) * 2015-03-23 2016-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ изоляции водопритока в скважине
CN104861949B (zh) * 2015-05-12 2016-08-31 西南石油大学 一种微尺度动态分散胶
CA2998856C (en) 2015-09-17 2022-04-05 Saudi Arabian Oil Company Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs
CN106634921B (zh) * 2016-09-13 2018-07-06 中国石油大学(华东) 稠油乳状液颗粒转向剂连续在线生产及注入一体化方法
CN106634879B (zh) * 2016-12-22 2017-10-17 石家庄华莱鼎盛科技有限公司 钻井液用仿生纳米封堵剂及其制备方法
CA3126157A1 (en) 2019-01-11 2020-07-16 Saudi Arabian Oil Company Methods and compositions for mitigating water production
FR3092328B1 (fr) 2019-02-01 2021-08-06 S N F Sa Procédé de modification de la perméabilité à l’eau d’une formation souterraine
FR3092329B1 (fr) 2019-02-01 2021-01-29 S N F Sa Procédé de modification de la perméabilité à l’eau d’une formation souterraine
US11434718B2 (en) 2020-06-26 2022-09-06 Saudi Arabian Oil Company Method for coring that allows the preservation of in-situ soluble salt cements within subterranean rocks
WO2024083796A1 (en) 2022-10-18 2024-04-25 Poweltec Process for treating subterranean formations

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3833061A (en) * 1972-12-27 1974-09-03 Phillips Petroleum Co Method for selectively reducing brine permeability in a subterranean oil-wet formation
US3981363A (en) * 1975-11-06 1976-09-21 Phillips Petroleum Company Partially crosslinked polymer used in correcting subterranean formation permeability
US4498539A (en) * 1983-11-16 1985-02-12 Phillips Petroleum Company Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions
EP0170893A1 (en) * 1984-07-09 1986-02-12 Phillips Petroleum Company Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process
EP0207220A2 (en) * 1985-03-11 1987-01-07 Phillips Petroleum Company Process for preparing a stabilized chromium(III) propionate solution and its use in formation treatment

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3114651A (en) * 1960-07-22 1963-12-17 American Cyanamid Co Water insolubilization of acrylamido polymers with a salt of trivalent chromium
US3383307A (en) * 1964-07-30 1968-05-14 Ashland Oil Inc Gelling agents, gels and methods for forming gels
US3554287A (en) * 1966-11-07 1971-01-12 Dow Chemical Co Gelable composition, resulting gelled polymer composition and use thereof
US3658129A (en) * 1970-09-01 1972-04-25 Phillips Petroleum Co In situ gelation of polymers during waterflooding
US3762476A (en) * 1972-01-03 1973-10-02 Phillips Petroleum Co Subterranean formation permeability correction
US3926258A (en) * 1972-12-27 1975-12-16 Phillips Petroleum Co Method for reducing formation permeability with gelled polymer solution having delayed gel time
US3949811A (en) * 1973-04-23 1976-04-13 Phillips Petroleum Company Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines
US3978928A (en) * 1975-04-14 1976-09-07 Phillips Petroleum Company Process for the production of fluids from subterranean formations
US4039029A (en) * 1975-11-06 1977-08-02 Phillips Petroleum Company Retreatment of wells to reduce water production
US4018286A (en) * 1975-11-06 1977-04-19 Phillips Petroleum Company Controlled well plugging with dilute polymer solutions
US4069869A (en) * 1977-02-11 1978-01-24 Union Oil Company Of California Plugging high permeability zones of reservoirs having heterogeneous permeability
US4193453A (en) * 1977-06-20 1980-03-18 Standard Oil Company (Indiana) Method for consolidating sand or water control in subterranean formations
US4291069A (en) * 1977-07-20 1981-09-22 The Dow Chemical Company Rendering porous structures impermeable by treatment with gellable amine polymers
US4433727A (en) * 1981-06-19 1984-02-28 Marathon Oil Company Oil recovery process
US4413680A (en) * 1981-12-21 1983-11-08 Union Oil Company Of California Permeability reduction in subterranean reservoirs
US4488601A (en) * 1982-09-29 1984-12-18 The Standard Oil Company Control of aluminum cross-linked polyacrylamides for sweep improvement
US4503912A (en) * 1983-06-13 1985-03-12 Marathon Oil Company Process for conformance control using a polymer flocculate
AU565273B2 (en) * 1983-08-23 1987-09-10 Halliburton Company Polymer cross linking composition
US4534412A (en) * 1983-12-09 1985-08-13 Union Oil Company Of California Continuous permeability reduction in subterranean reservoirs
US4606772A (en) * 1984-05-04 1986-08-19 Halliburton Company Composition for and method of altering the permeability of a subterranean formation
US4606407A (en) * 1984-11-29 1986-08-19 Mobil Oil Corporation Programmed gelation of polymers for oil reservoir permeability control

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3833061A (en) * 1972-12-27 1974-09-03 Phillips Petroleum Co Method for selectively reducing brine permeability in a subterranean oil-wet formation
US3981363A (en) * 1975-11-06 1976-09-21 Phillips Petroleum Company Partially crosslinked polymer used in correcting subterranean formation permeability
US4498539A (en) * 1983-11-16 1985-02-12 Phillips Petroleum Company Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions
EP0170893A1 (en) * 1984-07-09 1986-02-12 Phillips Petroleum Company Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process
EP0207220A2 (en) * 1985-03-11 1987-01-07 Phillips Petroleum Company Process for preparing a stabilized chromium(III) propionate solution and its use in formation treatment

Also Published As

Publication number Publication date
CN86108199A (zh) 1987-08-12
CN1005729B (zh) 1989-11-08
GB8625445D0 (en) 1986-11-26
NL189775B (nl) 1993-02-16
NO175791B (no) 1994-08-29
NO864944L (no) 1987-06-11
GB2183692B (en) 1989-10-18
AR243639A1 (es) 1993-08-31
GB2183692A (en) 1987-06-10
NO864944D0 (no) 1986-12-09
US4683949A (en) 1987-08-04
NL189775C (nl) 1993-07-16
BR8605791A (pt) 1987-08-25
CA1275792C (en) 1990-11-06
NO175791C (no) 1994-12-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NL8603121A (nl) Werkwijze voor het verbeteren van de conformiteit in een onderaardse, koolwaterstof bevattende formatie.
US4722397A (en) Well completion process using a polymer gel
US5129457A (en) Enhanced liquid hydrocarbon recovery process
US4744418A (en) Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications
US4770245A (en) Rate-controlled polymer gelation process for oil recovery applications
RU2062864C1 (ru) Способ обработки подземной нефтеносной формации, имеющей область более высокой проницаемости и область более низкой проницаемости
US4989673A (en) Lost circulation fluid for oil field drilling operations
US4724906A (en) Wellbore cementing process using a polymer gel
US4957166A (en) Lost circulation treatment for oil field drilling operations
US5834406A (en) Foamed gel for permeability reduction or mobility control in a subterranean hydrocarbon-bearing formation
US4723605A (en) Accelerated polymer gelation process for oil recovery applications
US5495891A (en) Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid
US4995461A (en) Well kill treatment for oil field wellbore operations
US4744419A (en) Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a crosslinked polymer
US4947935A (en) Kill fluid for oil field operations
NL9120020A (nl) Selectieve verplaatsing van een materiaal voor het verlagen van de permeabiliteit teneinde vloeistof-communicatie tussen een ruimte in de buurt van een boorputgat en een daaronder liggende water bevattende grondlaag te voorkomen.
US4688639A (en) Polymer gelation process for oil recovery applications
US5682951A (en) Foamed gel completion, workover, and kill fluid
CA1261605A (en) Oil recovery process using a viscosity adjusted gelation system
Martin et al. Chemical gels for diverting CO2: Baseline experiments
SU681993A1 (ru) Способ разработки нефт ного месторождени
US11739620B1 (en) Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes
US4643254A (en) Process for the correction of oil well productivity and/or injectivity profiles
RU2632799C1 (ru) Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти

Legal Events

Date Code Title Description
A1A A request for search or an international-type search has been filed
BB A search report has been drawn up
BC A request for examination has been filed
V4 Discontinued because of reaching the maximum lifetime of a patent

Effective date: 20061208