NO150854B - Gelert sammensetning, fremgangsmaate til hydraulisk oppbrytning av en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen og fremgangsmaate til fortrengning av olje inne i en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen - Google Patents
Gelert sammensetning, fremgangsmaate til hydraulisk oppbrytning av en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen og fremgangsmaate til fortrengning av olje inne i en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen Download PDFInfo
- Publication number
- NO150854B NO150854B NO792345A NO792345A NO150854B NO 150854 B NO150854 B NO 150854B NO 792345 A NO792345 A NO 792345A NO 792345 A NO792345 A NO 792345A NO 150854 B NO150854 B NO 150854B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- composition
- formation
- water
- polymer
- stated
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 76
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 33
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 66
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 62
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 62
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical group O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 32
- GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N resorcinol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1 GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- YCIMNLLNPGFGHC-UHFFFAOYSA-N catechol Chemical compound OC1=CC=CC=C1O YCIMNLLNPGFGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 16
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 11
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 11
- QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N Hydroquinone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1 QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 1,4-benzoquinone Chemical compound O=C1C=CC(=O)C=C1 AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 5
- 229940005561 1,4-benzoquinone Drugs 0.000 claims description 4
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 4
- WQGWDDDVZFFDIG-UHFFFAOYSA-N pyrogallol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1O WQGWDDDVZFFDIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JPYHHZQJCSQRJY-UHFFFAOYSA-N Phloroglucinol Natural products CCC=CCC=CCC=CCC=CCCCCC(=O)C1=C(O)C=C(O)C=C1O JPYHHZQJCSQRJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 3
- QCDYQQDYXPDABM-UHFFFAOYSA-N phloroglucinol Chemical compound OC1=CC(O)=CC(O)=C1 QCDYQQDYXPDABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229960001553 phloroglucinol Drugs 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- VCCBEIPGXKNHFW-UHFFFAOYSA-N biphenyl-4,4'-diol Chemical compound C1=CC(O)=CC=C1C1=CC=C(O)C=C1 VCCBEIPGXKNHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 2
- 229960004337 hydroquinone Drugs 0.000 claims description 2
- XOOMNEFVDUTJPP-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1,3-diol Chemical compound C1=CC=CC2=CC(O)=CC(O)=C21 XOOMNEFVDUTJPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 2
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 claims description 2
- 239000003380 propellant Substances 0.000 claims description 2
- 229940079877 pyrogallol Drugs 0.000 claims description 2
- BDJXVNRFAQSMAA-UHFFFAOYSA-N quinhydrone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1.O=C1C=CC(=O)C=C1 BDJXVNRFAQSMAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940052881 quinhydrone Drugs 0.000 claims description 2
- 229960001755 resorcinol Drugs 0.000 claims description 2
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 claims 3
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical group NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims 1
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 claims 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 55
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 43
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 37
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- -1 phenol compound Chemical class 0.000 description 22
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 17
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 16
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 16
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 15
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 14
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 13
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 12
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 11
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 11
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- WCYWZMWISLQXQU-UHFFFAOYSA-N methyl Chemical compound [CH3] WCYWZMWISLQXQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 9
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 9
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 6
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 5
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 5
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 5
- 150000002431 hydrogen Chemical group 0.000 description 5
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N butyric aldehyde Natural products CCCC=O ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 2
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical group [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- AMIMRNSIRUDHCM-UHFFFAOYSA-N Isopropylaldehyde Chemical compound CC(C)C=O AMIMRNSIRUDHCM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBBJYMSMWIIQGU-UHFFFAOYSA-N Propionic aldehyde Chemical compound CCC=O NBBJYMSMWIIQGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical group 0.000 description 2
- 229920013820 alkyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 2
- 125000005392 carboxamide group Chemical group NC(=O)* 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- KSMVZQYAVGTKIV-UHFFFAOYSA-N decanal Chemical compound CCCCCCCCCC=O KSMVZQYAVGTKIV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 229940052303 ethers for general anesthesia Drugs 0.000 description 2
- QUPDWYMUPZLYJZ-UHFFFAOYSA-N ethyl Chemical compound C[CH2] QUPDWYMUPZLYJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010944 ethyl methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 2
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003087 methylethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 2
- NXLOLUFNDSBYTP-UHFFFAOYSA-N retene Chemical compound C1=CC=C2C3=CC=C(C(C)C)C=C3C=CC2=C1C NXLOLUFNDSBYTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- HGBOYTHUEUWSSQ-UHFFFAOYSA-N valeric aldehyde Natural products CCCCC=O HGBOYTHUEUWSSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- LNAZSHAWQACDHT-XIYTZBAFSA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-4,5-dimethoxy-2-(methoxymethyl)-3-[(2s,3r,4s,5r,6r)-3,4,5-trimethoxy-6-(methoxymethyl)oxan-2-yl]oxy-6-[(2r,3r,4s,5r,6r)-4,5,6-trimethoxy-2-(methoxymethyl)oxan-3-yl]oxyoxane Chemical compound CO[C@@H]1[C@@H](OC)[C@H](OC)[C@@H](COC)O[C@H]1O[C@H]1[C@H](OC)[C@@H](OC)[C@H](O[C@H]2[C@@H]([C@@H](OC)[C@H](OC)O[C@@H]2COC)OC)O[C@@H]1COC LNAZSHAWQACDHT-XIYTZBAFSA-N 0.000 description 1
- 150000005207 1,3-dihydroxybenzenes Chemical class 0.000 description 1
- VMSBGXAJJLPWKV-UHFFFAOYSA-N 2-ethenylbenzenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1C=C VMSBGXAJJLPWKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001856 Ethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N Ethyl cellulose Chemical compound CCOCC1OC(OC)C(OCC)C(OCC)C1OC1C(O)C(O)C(OC)C(CO)O1 ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KIWBPDUYBMNFTB-UHFFFAOYSA-N Ethyl hydrogen sulfate Chemical compound CCOS(O)(=O)=O KIWBPDUYBMNFTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GYCMBHHDWRMZGG-UHFFFAOYSA-N Methylacrylonitrile Chemical compound CC(=C)C#N GYCMBHHDWRMZGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VKEQBMCRQDSRET-UHFFFAOYSA-N Methylone Chemical compound CNC(C)C(=O)C1=CC=C2OCOC2=C1 VKEQBMCRQDSRET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GXCLVBGFBYZDAG-UHFFFAOYSA-N N-[2-(1H-indol-3-yl)ethyl]-N-methylprop-2-en-1-amine Chemical compound CN(CCC1=CNC2=C1C=CC=C2)CC=C GXCLVBGFBYZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 1
- 241000286209 Phasianidae Species 0.000 description 1
- 241000982035 Sparattosyce Species 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYKIQEUNHZKYBP-UHFFFAOYSA-N Vinyl ether Chemical compound C=COC=C QYKIQEUNHZKYBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N acetaldehyde Chemical compound [14CH]([14CH3])=O IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000005347 annealed glass Substances 0.000 description 1
- 239000006286 aqueous extract Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M bisulphate group Chemical group S([O-])(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000005323 carbonate salts Chemical class 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004181 carboxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229920003064 carboxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- BIWSOHCILAMHGH-UHFFFAOYSA-M diethyl-methyl-(2-prop-2-enoyloxyethyl)azanium;methyl sulfate Chemical compound COS([O-])(=O)=O.CC[N+](C)(CC)CCOC(=O)C=C BIWSOHCILAMHGH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 125000005670 ethenylalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 description 1
- FXHGMKSSBGDXIY-UHFFFAOYSA-N heptanal Chemical compound CCCCCCC=O FXHGMKSSBGDXIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002432 hydroperoxides Chemical class 0.000 description 1
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000001866 hydroxypropyl methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003088 hydroxypropyl methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010979 hydroxypropyl methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- UFVKGYZPFZQRLF-UHFFFAOYSA-N hydroxypropyl methyl cellulose Chemical compound OC1C(O)C(OC)OC(CO)C1OC1C(O)C(O)C(OC2C(C(O)C(OC3C(C(O)C(O)C(CO)O3)O)C(CO)O2)O)C(CO)O1 UFVKGYZPFZQRLF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M methyl sulfate(1-) Chemical compound COS([O-])(=O)=O JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- IHBKAGRPNRKYAO-UHFFFAOYSA-M methyl sulfate;trimethyl-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyl]azanium Chemical compound COS([O-])(=O)=O.CC(=C)C(=O)OCC[N+](C)(C)C IHBKAGRPNRKYAO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010981 methylcellulose Nutrition 0.000 description 1
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 150000002829 nitrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000012488 sample solution Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methyl-2-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N terephthalaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=C(C=O)C=C1 KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 229960000834 vinyl ether Drugs 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- Y10S507/922—Fracture fluid
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Description
Oppbrytning av porøse underjordiske formasjoner som er gjennomboret av en brønn, har vært meget brukt for å øke produksjonen av fluider, f.eks. råolje, naturgass etc. fra de nevnte formasjoner. Den teknikk som vanligvis anvendes for å bryte opp en formasjon, omfatter å føre inn i brønnen en væske under tilstrekkelig høyt trykk til at formasjonen brytes opp og dens permeabilitet forandres. Teknikken er ikke begrenset til formasjoner med lav permeabilitet såsom visse typer kalksten, dolomitt etc, men kan også anvendes på andre typer formasjoner, f.eks. sand-sten som inneholder striper med relativt høy permeabilitet og andre soner med lav permeabilitet.
Under trykkinjiseringen av de ovenfor angitte gelerte- sammensetninger blir der dannet passasjer for fluidumstrømmer i formasjonen, eller de eksisterende passasjer blir utvidet slik at produksjonen av fluider fra formasjonen stimuleres. Denne virkning av det fluidum som under trykk føres inn i formasjonen, kalles oppbrytning (fracturing). Injisering av viskøse vannholdige fluider i underjordiske formasjoner ved et trykk eller en hastighet som er utilstrekkelig til å danne sprekker eller brudd i formasjonen,
blir ofte anvendt til vannavledning. I en slik prosess reduserer de injiserte gelerte sammensetninger permeabiliteten i tyvsoner, hvilket leder flømningsfluidet til de oljerike områder med lav permeabilitet, slik at mer olje produseres. Et annet ønskelig resultat av denne prosess kan være en reduksjon i den produserte vannmengde (eller en reduksjon i vann/olje-forholdet), hvilket reduserer pumpeomkostningene.
Hydraulisk oppbrytning er ålment brukt for å øke produksjonen av fluider fra underjordiske formasjoner. Hydraulisk oppbrytning omfatter å injisere et egnet oppbrytningsfluidum, f.eks. de gelerte sammensetninger ifølge den foreliggende oppfinnelse, ned i en brønn som gjennomborer en formasjon, og inn i formasjonen under et trykk som er tilstrekkelig til å overvinne det trykk som utøves av de overliggende lag. Dette fører til at der dannes en sprekk eller et brudd i formasjonen, hvilket skaffer en passasje som letter strømmen av fluider gjennom formasjonen og inn i brønnen.
Dårlig gjennomtrengning av oppbrytningsfluidet kan forårsakes og/eller forverres ved tap av fluidum til de mer porøse soner i formasjonen hvor lav permeabilitet ikke er noe problem. Dårlig gjennomtrengning kan også forårsakes og/eller forsterkes ved lekkasje ved bruddflatene i oppbrytningsoperasjoner. Både fluidum-tapet og lekkasjen kan ofte gjøre situasjonen verre ved at de etterlater de tette soner {lav permeabilitetssoner) i formasjonen uforandret og bare åpner opp de soner som allerede har høy permeabilitet.
Høy fluidumviskositet er fordelaktig i oppbrytningsoperasjoner, da de mer viskøse oppløsninger gir videre og lengre brudd. De mer viskøse oppløsninger er også mer virksomme til å føre proppemidler
inn i formasjonen dersom slike anvendes.
Et annet problem i forbindelse med oppbrytningsoperasjoner, særlig når de anvendte sammensetninger inneholder fortyknings-eller viskositetsøkende midler, er stabilitet overfor varme.
Ved stabilitet overfor varme skal forstås at midlene beholder
eller øker sine viskositetsegenskaper under de bruksforholdene.
For å være tilfredsstillende bør slike sammensetninger være tilstrekkelig stabile til å motstå nedbrytning ved varme fra formasjonen tilstrekkelig lenge til at det ønskede formål, f.eks.
god gjennomtrengning og betydelig oppbrytning av formasjonen, oppnås. Den grad av stabilitet som er nødvendig for en bestemt operasjon, vil variere med de forskjellige driftsvariabler, f.eks. den type formasjon som skal behandles, formasjonstemperaturen, brønndybden (den tid som er nødvendig for å pumpe den gelerte sammensetning ned i brønnen og inn i formasjonen), konsentrasjonen av polymer i sammensetningen etc.
Formasjonstemperaturen har i alminnelighet en markert virkning på stabiliteten av de gelerte sammensetninger og generelt er den en av de viktigste driftsvariable når det gjelder stabilitet. Økede formasjonstemperaturer har som regel minst en uønsket virkning. En slik virkning kan være nedbrytning av sammensetningen, f.eks. nedsatt viskositet. Således vil enkelte sammensetninger som kan være tilfredsstillende i formasjoner med lav temperatur, f.eks. i Hugoton-feltet i Anadardobassenget,
ikke være tilfredsstillende i formasjoner man støter på i dypere brønner, slik som i enkelte felter i Vest Texas.
I visse oppbrytningsoperasjoner hvor der anvendes ikke-fortykket fluidum, er der vanligvis ikke noe problem å fjerne det injiserte fluidum, fordi dette hovedsakelig er vann. Et problem som undertiden oppstår ved anvendelse av fortykkede sammensetninger, har imidlertid sammenheng med den letthet som den behandlede sammensetning kan fjernes med etter at operasjonen er fullført. Enkelte fortykkede eller meget viskøse oppløsninger er vanskelige
å fjerne fra porene i formasjonen eller bruddet etter at operasjonen er fullført. Iblant kan en tilstoppende rest bli etterlatt i porene i formasjonen eller i bruddet. Dette kan hindre produksjonen av fluider fra formasjonen og nødvendiggjøre dyre renseoperasjoner. Det ville være ønskelig å kunne benytte gelerte sammensetninger
som brytes ned til mindre viskositet på kort tid etter at operasjonen er fullført.
US-A 4 055 502 beskriver en sur gelert sammensetning som inneholder vann, en akrylamidpolymer, en syre, f.eks. saltsyre, og et flavotannin, f.eks. kvebrako.
FR-A 2 101 182, som har sin delvise motsvarighet i
GB-A 1 363 871, beskriver oppbrytningsfluidum-tilsetninger bestående av et fenol/aldehyd-kondensat, dvs. et polymert produkt fremstilt ved polymeriseringskondensasjon av en fenol-komponent med en aldehydkomponent, idet disse produkter kan fremstilles ved enten nøytrale, alkaliske eller sure betingelser.
Det er funnet at de kjente sammensetninger til brønn-behandling ikke fullt ut tilfredsstiller de krav som stilles ved brønnbehandling i praksis, spesielt med hensyn til stabilitet og styring av geleringshastigheten.
En hensikt med oppfinnelsen er å skaffe gelerte sammensetninger som er stabile og har geleringshastigheter som kan reguleres ved valg av fenolforbindelsen, samtidig som de er egnet til hydraulisk oppbrytning og væskefortrengning av olje i underjordiske formasjoner.
Oppfinnelsen går således ut på en gelert sammensetning som angitt i krav 1.
Sammensetningene ifølge oppfinnelsen kan injiseres i formasjonen under et trykk som er tilstrekkelig til å bevirke oppbrytning, eller de kan injiseres ved et lavere trykk for å tjene som vannavledningsmiddel.
Oppfinnelsen går således også ut på en fremgangsmåte til hydraulisk oppbrytning av en underjordisk formasjon som angitt i krav 5.
Dessuten går oppfinnelsen ut på en fremgangsmåte til fortrengning av olje i en underjordisk formasjon som angitt i krav 8.
Kombinasjonen av formaldehyd og resorcinol som settes
til en fortykket vandig op<p>løsning inneholdende en vanndispergerbar polymer som angitt ovenfor, resulterer i stabile geler med temperaturavhengige geleringshastigheter. De resulterende sammensetninger er egnet enten som oppbrytningsfluider eller som vannavledningsmidler ved behandling av oljebrønner.
I noen utførelsesformer av oppfinnelsen kan der anvendes bare ett aldehyd, men også en blanding av aldehyder kan anvendes, hvis det ønskes.
I noen utførelsesformer av oppfinnelsen kan der anvendes
bare én fenolforbindelse, men også en blanding av fenolforbindelser kan anvendes, hvis det ønskes.
I den foreliggende fremstilling betyr uttrykket "god inntrengning" eller "god gjennomtrengning", med mindre noe annet er angitt, inntrengning av oppbrytningsvæsken en tilstrekkelig strekning inn i formasjonen til å medføre en stimulering av produksjonen av fluider fra denne, f.eks. ved dannelse av tilstrekkelig mange nye passasjer eller tilstrekkelig utvidelse av eksisterende passasjer gjennom formasjonen til vesentlig å øke produksjonen av fluider fra formasjonen. Dette kan variere med de forskjellige formasjoner, brønnavstander og det som man ønsker å oppnå ved en gitt oppbrytningsbehandling. Fagfolk vil vanligvis vite hva som forstås med "god gjennomtrengning" for en gitt formasjon og en gitt type behandling.
Som en rettesnor med hensyn til utførelse av oppfinnelsen og
uten at det skal oppfattes som noen begrensning, vil imidlertid "god gjennomtrengning" i alminnelighet anses å være en strekning på opptil 155 meter eller mer i en stor oppbrytningsoperasjon (large volum fracturing operation).
Med mindre noe annet er angitt, er uttrykket "polymer"
brukt som en fellesbetegnelse som omfatter både homopolymerer og kopolymerer, og uttrykket "vanndispergerbare polymerer" er brukt som en fellesbetegnelse på de polymerer som er fullt vannoppløselige, og de polymerer som er dispergerbare i vann eller andre vandige media for dannelse av kolloidale suspen-
sjoner som kan geleres slik det er beskrevet. Videre betegner uttrykket "vandig dispersjon" slike oppløsninger - både ekte oppløsninger og stabile kolloidale oppløsninger - av bestan-
delene i sammensetninger ifølge oppfinnelsen som kan geleres som beskrevet i fremstillingen.
En hvilken som helst egnet akrylamidpolymer som innfrir de ovenfor angitte krav til forenlighet, kan anvendes ved utførelse av oppfinnelsen. Under riktige anvendelsesbetingelser kan således slike polymerer innbefatte forskjellige polyakrylamider og beslektede polymerer som er vanndispergerbare, og som kan anvendes i et vandig medium med de ovenfor angitte geleringsmidler for dannelse av en vandig gel. Disse kan omfatte de forskjellige stort sett lineære homopolymerer og kopolymerer av akrylamid og metakrylamid. Med "stort sett lineær" skal forstås at polymerene er stort sett frie for tverrbindinger mellom polymerkjedene. De nevnte polymerer kan ha opptil ca. 45 %, fortrinnsvis opptil ca. 40 % av karboksamidgruppene hydrolysert til karboksylgrupper. Generelt sett vil polymerene etter hvert som hydrolyseringsgraden øker, ha en tendens til å bli vanskeligere å dispergere i saltlaker, særlig harde saltlaker. En for tiden mer foretrukket gruppe polymerer omfatter således dem hvor ikke mer enn ca. 20 % av karboksamidgruppene er hydrolysert. Med mindre noe annet er angitt, innbefatter uttrykket "hydrolysert", slik det her anvendes, modifiserte polymerer hvor karboksydgruppene er i syreform, og også slike polymerer hvor karboksydgruppene er i saltform, forut-satt at saltene er vanndispergerbare. Slike salter omfatter ammoniumsalter, alkalimetallsalter og andre salter som er vanndispergerbare. Hydrolyse kan utføres på en hvilken som helst egnet måte, f.eks. ved oppvarming av en vandig oppløsning av polymeren med en egnet mengde natriumhydroksyd.
Med mindre noe annet er angitt viser de oppgitte verdier
for "hydrolyseringsgrad" eller "prosent hydrolysert" og lignende uttrykk til de opprinnelige verdier før bruk eller utprøving av polymeren. Med mindre noe annet er angitt, er verdiene oppnådd ved følgende analytiske fremgangsmåte: 200 ml destillert vann ble anbragt i et måleglass forsynt med magnetisk rører. 0,1 gram polymerprøve ble nøyaktig veid opp med en toleranse på + 0,1 mg. Røreren ble startet og den veide prøve overført til vannvirvelen. Omrøring med stor hastighet ble fortsatt over natten. Ved
hjelp av et pH-meter og 1:1 fortynnet HC1, ble pH-verdien av prøveoppløsningen justert til under 3. Oppløsningen ble omrørt i 30 minutter. pH-verdien av oppløsningen ble justert til nøyaktig 3,3 ved dråpevis tilsetning av 0,1N NaOH. Den ble så langsomt titrert med standard 0,1N NaOH fra en pH-verdi på 3,3 til en pH-verdi på 7.
hvor V = ml base brukt i titreringen, N = normalitet av basen,
W = gram polymerprøve og 0,072 = milliekvivalentvekt av akrylsyre.
Stort sett.lineære polyakrylamider kan fremstilles ved fremgangsmåter som er kjent i faget. F.eks. kan polymerisasjonen utføres i vandig medium i nærvær av en liten, men virksom mengde av en vannoppløselig oksygenholdig katalysator, f.eks. et tiosulfat eller bisulfat av kalium eller natrium, eller et organisk hydro-peroksyd, ved en temperatur på 30 - 80°C. Den resulterende polymer gjenvinnes fra det vandige medium, f.eks. ved tørking i trommel,
og kan deretter males til den ønskede partikkelstørrelse. Partikkel-størrelsen bør være tilstrekkelig fin til å lette dispergeringen av polymeren i vann. En for tiden foretrukket partikkelstørrelse er slik at ca. 90 vektprosent vil passere gjennom en sikt på 10 masker, og ikke mer enn 10 vektprosent holdes tilbake på en sikt på 200 masker (U.S. Bureau of Standards Sieve Series).
Ved riktige bruksbetingelser omfatter eksempler på kopoly-
merer som kan anvendes ved utførelse av oppfinnelsen, de vanndispergerbare kopolymerer som fås ved polymerisasjon av akrylamid eller metakrylamid med en etenumettet monorner som kan kopolymeri-seres sammen med amidet. Det er ønskelig at der foreligger i monomerblandingen en tilstrekkelig mengde akrylamid eller metakrylamid til å gi den resulterende kopolymer de ovenfor angitte vanndisper-geringsegenskaper. Et hvilket som helst forhold av monomerer som oppfyller denne betingelse, kan brukes. Ved riktige bruksbetingelser omfatter eksempler på egnede etenumettede monomerer akryi-syre, metakrylsyre, vinylsulfonsyre, vinylbenzylfonsyre, vinyl-benzensulfonsyre, vinylacetat, akrylnitril, metylakrylnitril, vinylalkyleter, vinylklorid, maleinsyreanhydrid, vinyl-substi-tuerte kationiske kvaternære ammoniumforbindelser o.l. Forskjellige fremgangsmåter er kjent i faget til fremstilling av de nevnte kopolymerer, se f.eks. US-PS 2.625.529, 2.740.522, 2.727.557, 2.831.841 og 2.909.508. De nevnte kopolymerer kan anvendes i hydrolysert form som beskrevet ovenfor for homopolymerer.
En foretrukket gruppe kopolymerer til anvendelse ved utførelse av oppfinnelsen er kopolymerer av akrylamid eller metakrylamid med en monomer med formelen
hvor R betyr hydrogen eller et lavere alkylradikal med 1-6
karbonatomer og fortrinnsvis er hydrogen eller et metylradikal,
R<1> er en alkenradikal med 1-24 karbonatomer eller et arylenradikal med 6-10 karbonatomer og fortrinnsvis et alkenradikal med 2-10 karbonatomer og M er hydrogen, ammonium eller et alkalimetall og fortrinnsvis hydrogen, natrium eller kalium, og hvor antallet gjentatte enheter av monomer med formel (A) ligger i området 1-90, fortrinnsvis 3-40, helst 5-20 molprosent.
Monomerer med den ovenfor angitte formel (A) samt fremgangsmåter til deres fremstilling er kjent. Se f.eks. US-PS 3.507.707 og 3.768.565. Når R er hydrogen, R' er
og M er hydrogen i den ovenfor angitte formel (A), er monomeren den velkjente monomer "AMPS"-monorner, dvs. 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, som er tilgjengelig i handelen fra The Lubrizol Corporation, Cleveland, Ohio. Alkalimetallsaltene av den nevnte monomer, f.eks. natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat, er også tilgjengelige. Kopolymerer av akrylamid med den nevnte "AMPS"-monomer og/ eller dens natriumsalt er kjent. Se f.eks. det ovenfor angitte US-PS 3.768.565. En rekke av de nevnte kopolymerer er også tilgjengelige fra Hercules Incorporated, Wilmington, Delaware, f.eks. "Hercules SPX-5024", som er en 90:10 akrylamid/AMPS-natriumsalt-kopolymer, "Hercules SPX-5022", som er en 80:20 akrylamid/AMPS-natriumsalt-kopolymer, "Hercules SPX-5023", som er en 50:50 akrylamid/AMPS-natriumsalt-kopolymer, og "Hercules SPX-5025", som er en 30:70 akrylamid/AMPS-natriumsalt-kopolymer. Kopolymerer av den ovenfor angitte art hvor antall enheter av formel (A)-monomer ligger i området 5-20 molprosent, utgjør således en for tiden mer foretrukket gruppe kopolymerer til bruk i oppfinnelsen. De nevnte kopolymerer er representert ved formelen: hvor x og y betyr molprosent av de ovenfor nevnte enheter, idet det skal forstås at de forskjellige kopolymerer ikke nødvendigvis består av vekslende enheter som vist ovenfor i formel (B). Det er også innen oppfinnelsens omfang at akrylamidenhetene i formel (B) ovenfor er metakrylamidenheter, og at en del av -Nl^-gruppene i de nevnte enheter er hydrolysert.
Det ligger således også innenfor oppfinnelsens omfang
at akrylamidenhetene i formel (B) ovenfor er avledet fra enten akrylamid eller metakrylamid, hvor -Nl^-gruppen kan være -NI^ eller -OM som angitt nedenfor. Således kan kopolymerer av de nevnte derivater med den ovenfor angitte monomer (A) representeres ved formelen
hvor R, R' og M er som angitt ovenfor i formel (A), R" er hydrogen eller et metylradikal, Z er enten -NI^ eller -OM i de ovenfor angitte type-I-monomerenheter, med det forbehold at kopolymeren . inneholder minst 10 molprosent type-I-monomerenheter hvor Z er -NH2, og x og y er verdien av de respektive enkelte monomerenheter I og II i molprosent, idet x ligger i området 10 - 99, fortrinnsvis 60 - 97 og helst 80 - 95, og y ligger i området 1-90, fortrinnsvis 3 - 40 og helst 5-20, samtidig som det skal forstås at de forskjellige kopolymerer ikke nødvendigvis består av vekslende monomerenheter slik det er fremstilt i formel (B), dvs. at kopolymerene er tilfeldige kopolymerer slik det er vist ved de stiplede linjer som forbinder de nevnte monomerenheter. For tiden menes det at det i de ovenfor angitte kopolymerer helst bør foreligge minst 10 molprosent monomerenheter som inneholder -CONH^-gruppen, for at gelering skal kunne finne sted i nærvær av et aldehydgelerings-middel ifølge oppfinnelsen. En annen gruppe kopolymerer som for tiden foretrekkes til bruk i oppfinnelsen, er kopolymerer av akrylamid eller metakrylamid med en monomer med formel hvor R er hydrogen eller et laverealkylradikal med 1-6 karbonatomer og fortrinnsvis hydrogen eller et metylradikal, R' er et alkenradikal med 1-24 karbonatomer eller et arylenradikal og fortrinnsvis et alkenradikal med 2-10 karbonatomer, hver R" er et alkylradikal med 1-6 karbonatomer, fortrinnsvis 1-4 karbonatomer, X er et hvilket som helst egnet anion, f.eks. metyl-sulfat, etylsulfat, klorid, bromid, acetat, nitrat o.l. og antallet gjentatte enheter av formel-(C)-monomer ligger i området 1-90, fortrinnsvis 3 - 40 og helst 5-20 molprosent. Monomerer med den ovenfor angitte formel (C) og fremgangsmåter til deres fremstilling er kjent, se f.eks. US-PS 3.573.263. Når R betyr H, R' betyr -CH2~CH2-, en R" er et metylradikal og de andre to R" hver er et etylradikal og X er et CH^SO^- anion i den ovenfor angitte formel (C), er monomeren det i handelen tilgjengelige materiale (akryloyloksyetyl)dietylmetylammonium-metylsulfat, som kan gis betegnelsen DEMMS. Når R er et metylradikal, R' er -CH2~CH2-, hver R" er et metylradikal og X er et CH^SO^-anion, er monomeren det i handelen tilgjengelige materiale (metakryloyloksy-etyl) trimetylammonium-metylsulf at, iblant betegnet MTMMS.
Kopolymerer av akrylamid med den nevnte DEMMS-monomer er tilgjengelige i handelen, f.eks. som en 80:20 akrylamid/DEMMS-kopolymer. Kopolymerer av akrylamid med den nevnte MTMMS-monomer er også tilgjengelige i handelen, f.eks. som "Hercules Reten 210" som er en 90:10 akrylamid/MTMMS-kopolymer, og "Hercules Reten 220" som er en 80:20 akrylamid/MTMMS-kopolymer. Den type kopolymerer hvor antall enheter av formel (C)-monomer.ligger i området 5-20 molprosent, utgjør således en annen mer foretrukket gruppe kopolymerer til bruk ved utførelsen av oppfinnelsen. Slike kopolymerer kan representeres ved formelen
hvor R er enten hydrogen eller et metylradikal, hver R" er et metylradikal, eller en R" er et metylradikal og de andre to R" hver er et etylradikal, R' er som angitt ovenfor i (C) og x og y er mengden av de ovenfor angitte enheter i molprosent, idet det skal forstås at de forskjellige kopolymerer ikke nødvendigvis består av vekslende enheter, slik det er fremstilt ovenfor i (D). Det ligger også innen oppfinnelsens omfang at akrylamidenhetene i den ovenfor angitte formel (D) er metakrylamidenheter, og at en del av -NH^-gruppene i de nevnte enheter er hydrolysert.
Det ligger også innen oppfinnelsens omfang at akrylamidenhetene i formel (D) ovenfor er derivater av enten akrylamid eller metakrylamid hvor -NH^-gruppene er -NH^ eller -OM som angitt nedenfor. Således kan kopolymerer av de nevnte derivater med den ovenfor angitte monomer (C) representeres ved formelen hvor R, R', R" og x er som definert ovenfor i formel (C), R"' er hydrogen eller et metylradikal Z i de ovenfor angitte type-I-monomerenheter er enten -NH2 eller -OM hvor M er hydrogen, ammonium eller et alkalimetall, idet M fortrinnsvis er hydrogen, natrium eller kalium, og med det forbehold at kopolymeren inneholder minst 10 molprosent av den nevnte type-I-monomerheter hvor Z er -NH2,
x og y er mengden av de respektive enkelte monomerenheter I og
III i molprosent, idet x ligger i området 10 - 99, fortrinnsvis 60 - 97 og helst 80 - 95 og y ligger i området 1-90, fortrinnsvis ,3 - 40 og helst 5-20, samtidig som det skal forstås at de forskjellige kopolymerer ikke nødvendigvis består av vekslende monomerenheter slik det er vist i formel (D), dvs. at kopolymerene er tilfeldige kopolymerer,som vist ved de stiplede linjer som forbinder monomerenhetene. Det menes for tiden at det er ønskelig at der i de ovenfor angitte kopolymerer foreligger minst 10 molprosent monomerenheter som inneholder -CONH^-gruppen, for at gelering skal finne sted i nærvær av et aldehyd-geleringsmiddel ifølge oppfinnelsen.
Tverrbundne polyakrylamider og tverrbundne polymetakryl-amider, herunder de som foreligger på forskjellige hydrolysestadier som beskrevet ovenfor, og som oppfyller de ovenfor angitte krav til forenlighet, kan også brukes ved utførelse av oppfinnelsen. I alminnelighet kan tverrbundne polyakrylamider fremstilles ved de ovenfor beskrevne metoder, ved at der i monomerblandingen innlemmes en passende mengde egnet tverrbindingsmiddel. Eksempler på tverrbindingsmidler kan omfatte metylenbisakrylamid, divinyl-benzen, divinyleter o.l. Tverrbindingsmidlene kan anvendes i små mengder, f.eks. opptil ca. 1 vektprosent, regnet på monomerblandingen. Slik tverrbinding er forskjellig fra eventuell tverrbinding som inntreffer når oppløsninger av polymerer og andre bestanddeler ifølge oppfinnelsen geleres som beskrevet.
Alle de polymerer som er nyttige ved utførelse av oppfinnelsen, er kjennetegnet ved høy molekylvekt. Molekylvekten er ikke kritisk, så sant polymeren har de ovenfor beskrevne vann-dispergeringsegenskaper og oppfyller de ovenfor angitte krav til forenlighet. Det foretrekkes at de akrylamid-deriverte polymerer har en molekylvekt på minst 500.000, fortrinnsvis minst 2.000.000, mens de egnede celluloseeter-polymerer bør ha en molekylvekt på minst 200.000. Den øvre grense for molekylvekten er ikke viktig så lenge polymeren er vanndispergerbar og den gelerte sammensetning som oppstår, kan pumpes. Således ligger det innenfor oppfinnelsens ramme å anvende polymerer med molekylvekter på så meget som 20.000.000 eller mer, så sant de oppfyller de ovenfor angitte betingelser.
Mengden av polymerer som anvendes til fremstilling av de gelerte sammensetninger ifølge oppfinnelsen, kan variere innen vide grenser avhengig av den polymer som anvendes, polymerens renhet og de egenskaper som ønskes i de nevnte sammensetninger.
I alminnelighet vil mengden av anvendt polymer være en vannfortykkende mengde, dvs. minst en mengde som i betydelig grad vil bevirke fortykning av det vann som den settes til. F.eks. er det.funnet at mengder i størrelsesorden 25 - 100 ppm vektdeler (0,0025 - 0,01 vektprosent) er funnet å bevirke betydelig fortykning av vann. Destillert vann inneholdende 25 ppm av en akrylamidpolymer med molekylvekt på ca. 10 " 10 oppviste en viskositetsøkning på ca. 41 %. Ved 50 ppm var viskositetsøkningen ca. 106 %. Ved 100 ppm var viskositetsøkningen ca. 347 %. I et annet eksempel oppviste destillert vann inneholdende 25 ppm av en akrylamidpolymer med en molekylvekt på ca. 3,5 • 10 en vis-kositetsøkning på ca. 23 %. Ved 50 ppm var viskositetsøkningen ca. 82 %. Ved 100 ppm var viskositetsøkningen ca. 241 %. Generelt kan de ovenfor beskrevne polymerer anvendes i en mengde på 0,1 - 5, fortrinnsvis 0,3-2 vektprosent, regnet på den totale vekt av sammensetningen, til fremstilling av gelerte sammensetninger til bruk ved utførelse av oppfinnelsen.
Som en videre rettesnor, skal det anføres at når den anvendte polymer er en av de ovenfor angitte AMPS- eller AMPS-salt-kopolymerer inneholdende 50 molprosent eller mer AMPS- eller AMPS-salt-enheter, er polymerkonsentrasjonen fortrinnsvis 0,6 - 3, helst 0,75 - 2 vektprosent, regnet på den totale vekt av sammensetningen. På tilsvarende måte er polymerkonsentrasjonen, dersom den anvendte polymer er et delvis hydrolysert polyakrylamid eller polymetakrylamid eller en av de ovenfor angitte MTMMS- eller DEMMS-kopolymerer, fortrinnsvis 0,75 - 2 vektprosent regnet på
den totale vekt av sammensetningen. Ved bruk av de rette mengder fenolforbindelse og aldehyd vil generelt den anvendte mengde polymer avgjøre konsistensen av den oppnådde gel. Små mengder polymer vil i alminnelighet gi flytende, mobile deler som lett kan pumpes. Store mengder polymer vil i alminnelighet gi tykkere, mere viskøse, nokså elastiske geler. Geler med en viskositet "for tykk til å måles" ved vanlige metoder, kan likevel anvendes ved utførelse av oppfinnelsen. Således er der i virkeligheten ingen fast øvre grense for den mengde polymer som kan anvendes,
så sant den gelerte sammensetning kan pumpes i henhold til metodene ifølge oppfinnelsen.
Generelt kan hvilke som helst av de vannoppløselige celluloseetere brukes til fremstilling av de vandige geler som anvendes ved utførelse av oppfinnelsen. De celluloseetere som anvendes, omfatter bl.a. de forskjellige karboksyalkylcelluloseetere, f.eks. karboksyetylcellulose og karboksymetylcellulose (CMC), blandede etere såsom karboksyalkylhydroksalkyletere q,l., karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC), hydroksyalkylcelluloser, f.eks. hydroksyetylcellulose og hydroksypropylcellulose, alkylhydroksyalkyl-celluloser, f.eks. metylhydroksypropylcellulose, alkylcellulose, f.eks. metylcellulose, etylcellulose og propylcellulose, alkyl-karboksyalkylcelluloser, f.eks. etylkarboksymetylcellulose, alkyl-alkylcelluloser, f.eks. metyletylcellulose, og hydroksyalkylalkyl-celluloser, f.eks. hydroksypropylmetylcellulose,o.1. Mange av de nevnte celluloseetere er tilgjengelige i handelen i forskjellige kvaliteter. De karboksysubstituerte celluloseetere er tilgjengelige som alkalimetallsalt, vanligvis natriumsaltet. Imidlertid nevnes sjelden metallet, og de kalles med en fellesbetegnelse CMC for karboksymetylcellulose, CMHEC for karboksymetylhydroksyetylcellulose, etc. Vannoppløselig CMC er f.eks. tilgjengelig i handelen med forskjellige grader av karboksylatsubstitusjon fra 0,3 opp til <1>,6. i alminnelighet foretrekkes CMC med en substitueringsgrad på 0,65 - 0,95. CMC med en substitueringsgrad på 0,85 - 0,95 er ofte en mer foretrukken celluloseeter. CMC med en substitueringsgrad som ligger lavere enn de ovenfor angitte foretrukne områder, har i alminnelighet mindre ensartede egenskaper og er således mindre ønskelige for bruk ved utførelse av oppfinnelsen. CMC
med en substitueringsgrad som ligger høyere enn de ovenfor angitte foretrukne områder, har vanligvis en lavere viskositet og der trengs større mengder ved utførelse av oppfinnelsen. Substitueringsgraden av CMC betegnes vanligvis ved CMC-7, CMC-9, CMC-12 etc, hvor 7, 9 og 12 henviser til substitueringsgrad på henholdsvis 0,7, 0,9 og 1,2.
Andre polymerer som kan anvendes i gelene ifølge oppfinnelsen, innbefatter polyalkenoksyder og biopolysakkarider, som er biokjemisk syntetiserte polysakkarider. Disse polymerer er velkjente og kan fremstilles i henhold til kjente fremgangsmåter. Detaljer ved fremstillingen av biopolysakkaridene er angitt i US-PS 3.373.810 og de der oppgitte henvisninger. De mengder av disse polymerer som anvendes i de foreliggende gelsammensetninger, kan være de samme som for akrylamidpolymerene og celluloseetrene.
Et hvilket som helst vanndispergerbart aldehyd som tilfredsstiller de ovenfor angitte krav til forenlighet, kan anvendes ved utførelse av oppfinnelsen. Ved de rette bruksbetingelser kan således både alifatiske og aromatiske monoaldehyder og også dialdehyder anvendes. De alifatiske monoaldehyder som inneholder 1-10 karbonatomer pr. molekyl, foretrekkes for tiden. Representative eksempler på slike aldehyder omfatter formaldehyd, para-formaldehyd, acetaldehyd, propionaldehyd, butyraldehyd, isobutyr-aldehyd, valeraldehyd, heptaldehyd, dekanal o.l. Representative eksempler på dialdehyder omfatter glyoksal, glutaraldehyd og tereftaldehyd. Forskjellige blandinger av de nevnte aldehyder kan også brukes ved utførelse av oppfinnelsen. Uttrykket "vanndispergerbar" er en fellesbetegnelse som omfatter både de aldehyder som er fullt vannoppløselige, og de aldehyder som har begrenset vannoppløselighet, men som er dispergerbare i vann eller andre vandige media slik at de er virksomme geleringsmidler. Formaldehyd er den foretrukne aldehydforbindelse til bruk i den foreliggende oppfinnelse.
Fenolforbindelsen (c) er valgt blant fenol, katekol, resorcinol, floroglucinol, pyrogallol, 4 ,4'-difenol, 1,3-dihydroksynaftalen, 1,4-benzokinon, hydrokinon, kinhydron og kvebracho eller sulfometylert kvebracho med en sulfometyleringsgrad (SMG) på 10-50. (Se US-A 3 344 063, spalte 3, linjer 15-32). SMG for sulfometylert kvebracho (SMQ) blir iblant angitt ved at man skriver f.eks. SMQ 50 for SMQ med en SMG på 50. Resorcinol og katekol er de foretrukne fenolforbindelser til bruk i oppfinnelsen for de fleste vannavledningsanvendelser. Floroglucinol gir en meget hurtig gelering og foretrekkes i oppbrytnings-væske-anvendeIser.
Mengden av aldehyd (d) som anvendes ved fremstilling av
de gelerte sammensetninger ifølge oppfinnelsen, ligger i området 0,02-2, fortrinnsvis 0,1-0,8 vektprosent, regnet på den totale vekt av sammensetningen. Vektforholdet mellom sulfometylert kvebracho og polymeren (b) ligger i området 0,1:1-5:1, fortrinnsvis 0,5:1-2:1. Polymerkonsentrasjonen ligger i det vide området 1.000-50.000 ppm, fortrinnsvis 3.000-20.000 ppm. Konsentrasjonen av fenolforbindelsen (c) (foruten SMQ) vil ligge
i området 0,005-2, fortrinnsvis 0,04-1 vektprosent..
Som angitt tidligere ligger det også innenfor oppfinnelsens ramme å anvende gelstabilisatorer såsom sulfometylert kvebracho. Kvebracho er et flavotannin osm vannekstraheres fra barken og treet av kvebrachotreet. Den vanlige metode til fremstilling av kvebracho er å findele treet og barken etterfulgt av vann-ekstraksjon. Det vandige ekstrakt konsentreres for fjerning av ca. 85 % av vannet, og det resterende kvebracho forstøvningstørkes. Kvebracho er det kommersielle katekoltannin- eller flavotannin-produkt. Kvebrachoen kan sulfometyleres slik det er kjent i faget og beskrevet i US-A 3.344.063. Mengden av gelstabilisator som anvendes, vil variere fra 20 til 200 vektprosent,
regnet på vekten av polymer. Når den sulfometylerte kvebracho anvendes som en gelstabilisator, vil den ha en SMG som ligger i det vide området 85 - 250, fortrinnsvis 100 - 200.
Det ligger også innenfor oppfinnelsens ramme å anvende
et kjemisk buffermiddel under geleringsprosessen. De fleste av de foretrukne buffermidler inneholder vannoppløselige
bikarbonatsalter, f.eks. NaHCO^ (som foretrekkes), KHCO^ og LiHCO^. De tilsvarende karbonatsalter er også egnet. Mengden
av kjemisk buffermiddel som anvendes, vil stort sett variere fra 0j05 til 1, fortrinnsvis fra 0,1 til 0,5 vektprosent, regnet på vekten av den totale sammensetning.
Proppemiddelet kan innlemmes i de gelerte sammensetninger ifølge oppfinnelsen dersom det ønskes. De proppemidler som kan anvendes, omfatter et hvilket som helst av dem som er kjent i faget, f.eks. sandkorn, biter av valnøttskall, glødede glassperler, aluminiumpellets og lignende materialer, så sant de oppfyller de ovenfor angitte krav til forenlighet. Generelt er det ønskelig å anvende proppemidler som har partikkelstørrelser i området 8-40 masker (U.S. Sieve Series). Imidlertid kan partikler med størrelser som ligger utenfor dette område anvendes.
En hvilken som helst egnet metode kan anvendes til fremstilling av de gelerte sammensetninger ifølge oppfinnelsen.
Således kan der anvendes en hvilken som helst egnet blandeteknikk eller rekkefølge for tilsetning av bestanddelene til hverandre som vil skaffe en sammensetning med tilstrekkelig stabilitet overfor nedbrytning av varmen i formasjonen (som sammensetningen skal anvendes i,) til å gi god gjennomtrengning av sammensetningen i formasjonen. Imidlertid foretrekkes det vanligvis først å løse opp eller dispergere polymeren i vann før den bringes i berøring med de andre bestanddeler.
Blandingsrekkefølgen kan variere med typen av polymer som anvendes. Noen egnede blandingsrekkefølger hvor bestanddelene er nevnt i den rekkefølge de dannes, omfatter: vann—polymer—fenol-forbindelse—aldehyd, vann—f enolf orbindelse—polymer—aldehyd, fenolforbindelse—polymer—vann—aldehyd, vann--polymer— aldehyd—fenolforbindelse, og lignende. Det ligger innen oppfinnelsens ramme å fukte eller oppslemme polymeren med en liten mengde, f.eks. 1-6 vektprosent, regnet på vekten av polymeren,
av en alkohol med lav molekylvekt, f.eks. C, - C^-alkoholer i form av et dispersjonshjelpemiddel før dispergering av polymeren i vann.
De gelerte sammensetninger ifølge oppfinnelsen kan fremstilles på havoverflaten i en egnet tank utstyrt med egnede blande-organer,og så pumpes ned i brønnen og inn i formasjonen ved bruk av vanlig utstyr for pumping av gelerte sammensetninger. Det ligger imidlertid innenfor rammen for oppfinnelsen å fremstille de nevnte sammensetninger mens de pumpes ned i brønnen. Denne teknikk blir iblant betegnet som "på sparket" ("on the fly"). En oppløsning av polymeren i vann kan f.eks. fremstilles i en tank
like ved siden av brønnhodet. Pumping av denne oppløsning gjennom en ledning til brønnhodet kan så begynne. Et lite stykke (a few feet) på nedstrømsiden av tanken kan der anordnes en egnet forbindelse for innføring av enten fenolforbindelsen eller aldehydet i ledningen, fortrinnsvis som en vandig oppløsning. Enda et stykke lenger ned kan den andre av de nevnte fenol- eller aldehyd-forbindelser på samme måte føres inn. Som det vil forstås av fagfolk vil innføringshastigheten av de nevnte forbindelser i ledningen avhenge av pumpehastigheten av polymeroppløsningen gjennom ledningen. En hvilken som helst av de ovenfor angitte rekkefølger for tilsetning kan anvendes i "på sparket"-teknikken. Blandedyser kan anordnes i ledningen hvis det ønskes.
Det ligger innenfor oppfinnelsen før injisering av den gelerte sammensetning i brønnen og ut i formasjonen å foreta en forspyling med et egnet kjølefluidum, f.eks. vann. Slike fluider tjener til å avkjøle brønnrørene og formasjonen og utvider det brukbare temperaturområde for sammensetningene. Volumet av avkjølingsfluidet som injiseres, kan være et hvilket som helst egnet volum som er tilstrekkelig til i betydelig grad å redusere temperaturen i formasjonen som behandles, og kan variere avhengig av formasjonens egenskaper. F.eks. kan der anvendes mengder på opptil 75 m eller mer for å gi en temperatursenkning på 38—121°C.
De følgende eksempler vil tjene til ytterligere å belyse oppfinnelsen, men bør ikke oppfattes som noen begrensning. Ved utførelse av eksemplene ble den generelle fremgangsmåte anvendt: Polymeroppløsninger ble i alminnelighet tillatt å hydratisere over natten før geleringsmidler ble tilsatt. Cellulosepolymerer og Kelzanoppløsning ble omrørt i ca. 1 time med en Lightning-blander før de ble satt til side for å hydratisere. Polyakryl-amidoppløsninger ble omrørt i bare noen få minutter, hvoretter
de ble forseglet i beholdere og rullet i flere timer.
I de fleste forsøk ble der anvendt 200 ml's porsjoner av polymeroppløsning. Geleringsmiddelet ble tilsatt mens polymer-oppløsningen ble omrørt med en Hamilton Beach maltblander. Til-se tningsrekkefølgen var som regel SMQ (som stabilisator) resorcinol, formaldehyd og natriumbikarbonat. Tilsetningsrekkefølgen for reagensene synes ikke å være av betydning, bortsett fra i jern-forurensede saltlaker. I slike saltlaker er den beste tilsetnings-rekkefølge fenolmateriale, polymer, natriumbikarbonat, formaldehyd og SMQ. Hvis jernforurensningen er spesielt sterk, kan SMQ erstattes med polymer av omkostningsgrunner. Alle reagenser ble tilsatt i løpet av noen få minutter.
Gelsammensetningene ble oppmålt i prøvebeholderen på et
Fann Model 50C-viskosimeter straks blandingen var fullstendig. Temperaturen ble øket fra værelsestemperatur til ca. 163°C i
løpet av 60 minutter og opprettholdt opptil flere timer. Trykket ble holdt på 1 034 kPa med nitrogen. Prøvene ble kontinuerlig utsatt for skjærbelastning ved 30 omdreininger pr. minutt.
Statiske eldningsforsøk ble utført i 250 ml<1>s vidhalsede plastflasker som ble holdt på 52°C i et vannbad. Gelene ble vurdert ved at de ganske enkelt ble helt opp i et beger, og at gelstyrken ble visuelt bedømt. Gelstyrken eller konsistensen ble gitt en skjønnsmessig verdi mellom 0 og 10. En verdi på
0 ble gitt der hvor der ikke var noen gelering eller økning 1 viskositet, og 10 ble gitt for en stiv gel. Noen geler var skjær-fortykkende, og gelstyrken øket ved omrøring eller ganske enkelt ved helling. For disse geler ble den opprinnelige gelstyrke notert. Gelen ble deretter helt i et begerglass og tilbake tre ganger, og en ny verdi ble gitt som viser økningen i gelstyrke. I senere prøver ble et modifisert Stormer-viskosimeter anvendt
til å måle viskositeten med.
Sandpakkede celler ble fremstilt fra gjengede rørnipler og lokk av PVC. Niplene hadde en innerdiameter på 5,1 cm og var 10,2 cm lange. Lokkene ble boret og gjenget for 3,2 mm's rørgjenger. Rørnipler og lokk av jern ble senere brukt der hvor høye eldnings-temperaturer ble anvendt. Topplokket ble utstyrt med en Hoke-ventil, og bunnlokket ble utstyrt med en plugg. En 60 maskers duk og en 20 maskers duk ble tilskåret for å tilpasse inn i bunnlokket for å holde løs sand på plass. Dukene var av rustfritt stål. Alle forsøk ble utført med 10/20-sand.
Et lag med sand ble limt til innsiden av rørnippelen for å hindre gelen fra å kanaliseres langs den glatte overflate av
røret. Røroverflaten ble belagt med "PVC Solvent Cement". Deretter ble 10/20-sanden tilsatt og røret rotert inntil et lag med sand hadde satt seg fast. Røret ble tørket i en ovn ved 80°C i 20 minutter. For å holdes på plass ble sanden sprøytet med "Flecto Varathane" flytende plast. Til slutt ble røret tørket i en
ovn over natten. For jern- eller stålrør ble "Flecto Varathane" flytende plast brukt i begge lag. Alle overflater av stål som var utsatt for fluidet, ble belagt for beskyttelse mot korrosjon. Cellene ble fullstendig fyllt med sand. Med begge lokk på plass ble sanden helt inn i lufterøret i topplokket. I de tidligste forsøk ble der imidlertid etterlatt et tomrom på toppen av cellen. Etterat gelene var dannet i sanden, ble en sterk saltlake tilsatt tomrommet, hvorved man fikk se hvordan gelen sto imot berøring med sterk saltlake etc. i noen tilfeller. Bare tabell VII inneholder data med sandpakker som ikke er fullstendig fulle med sand.
Man fant at med cellen fullstendig full av sand kunne man ikke avlaste trykket ved toppen av cellen for å feste trykkled-ningen uten ekspansjon som forårsaket en forstyrrelse i sand-pakken. Bruken av NaHCO^ i sammensetningene dannet CO,, som forårsaket en betydelig ekspansjon når trykket ble avlastet. Av denne grunn ble der brukt Hoke-ventiler istedenfor plugger på toppen av cellene. Der ble anvendt trykk på ventilen før den ble åpnet, slik at trykket i cellen aldri ble avlastet. Eventuelt ble vann brukt til å sette cellen under trykk istedenfor nitrogen. En 1/2-toms nippel ble utstyrt med en reduksjonsmuffe i hver ende, slik at den kunne plasseres i ledningen mellom Hoke-ventilen og nitrogenledningen. Den 1/2-toms store nippel ble fyllt med vann før nitrogenledningen ble festet.
For utprøving av gelstyrkene ble bunnpluggen i cellen fjernet og et gjenget rør ble satt inn. Cellen ble plassert rett opp og ned i en varmemantel. Mantelen ble varmet opp til den temperatur prøvene var blitt eldet ved, hvis denne var 60°C eller lavere. Stålceller ble eldet ved 88°C, men de ble avkjølt til 60°C før utprøving og utprøvet ved denne temperatur. Nitrogenledningen ble festet til toppen av cellen som beskrevet ovenfor. Et trykk på 170 kPa ble utøvet i 10 minutter. Det ekstruderte fluidum ble samlet opp i et lite begerglass og målt ved veiing. pH-verdien av fluidet ble målt dersom volumet var tilstrekkelig.
EKSEMPEL I
I henhold til den generelle fremgangsmåte ble der fremstilt en rekke geler som så ble utprøvet i sandpakker for å vise holdbarheten av gelsammensetningene ifølge oppfinnelsen. Resultatene av disse forsøk er vist i tabell I.
Forsøkene i tabell I tyder på en lav grad av fluidumtap
fra gelene ifølge oppfinnelsen under trykk i en sandpakke ved høy temperatur. Dataene tyder på at gelsammensetningene ifølge oppfinnelsen kan anvendes som vannavledningsmidler i operasjoner hvor plugging over en lengre periode er ønskelig. Den tilsynelatende fordel av å innlemme SMQ (sulfometylert kvebracho) er ikke åpenbar før etter ca. 9 måneder. Sammenlign de ekstruderte mengder i milliliter under 9-måneders-kolonnen i forsøk 1 og 2. Der er ingen tilsynelatende overbehandlingsvirkning ved økning av resorcinolkonsentrasjonen fra 1 g/l (forsøk 2) til 2,04 g/l (forsøk 4). Generelt var de SMQ-holdige geler mer elastiske eller slimete, hvilket ansees som en ønskelig egenskap. Gela-teringshastigheten var noe lavere i de gelsammensetninger som inneholdt SMQ. Forsøket med katekol er et eksempel på en sammensetning som kan anvendes når en forsinkelse i gelering er nødvendig for å pumpe fluidet på plass i et varmt reservoir.
EKSEMPEL II
I jernforurensede saltlaker må resorcinolbestanddelen tilsettes før SMQ for å produsere gode geler. I en rekke kontroll-forsøk var f.eks. tilsetningsrekkefølgen jern, SMQ-150, "Reten 420", resorcinol, formaldehyd og NaHCO^• Konsentrasjonen av SMQ-150 ble variert fra 2,52 til 10,1 g/l, og der ble tilsatt
+ 2 +3
enten 56 ppm Fe eller 41 ppm Fe . Der ble ikke dannet noen geler i disse sammenligningsforsøk. Statiske forsøk viste en gelstyrke på 0 i disse tilfeller (se fotnote b) i tabell II).
En ombyttet tilsetningsrekkefølge, hvor resorcinol ble tilsatt
før SMQ, resulterte i geldannelse i andre forsøk slik det er vist i tabell II.
De sammenlignbare gelstyrker som er angitt i tabell II, tyder på at tilsetningsrekkefølgen av formaldehyd og NaHCO^ med eller uten SMQ-150 ikke er kritisk i jern-forurensede systemer så
lenge resorcinolet foreligger før SMQ tilsettes. Inntil en periode
på 2 måneders elding ved 5 2°C er gelstyrkene omtrent de samme selv ved fravær av SMQ. I alminnelighet vil nærværet av jern i systemet være til skade for gelstyrken. Som tidligere angitt er det best at SMQ tilsettes sist i jern-forurensede saltlaker.
EKS EMPEL III
Dette eksempel viser bruken av SMQ-150 i systemer som inneholder syntetisk sjøvann.
Resultatene i tabell III viser fordelen ved å bruke SMQ-150 til gelering av polyakrylamid med resorcinol og formaldehyd i syntetisk sjøvann. Gelstyrkene i de SMQ-holdige sammensetninger (forsøk 10, 11 og 12) var oppsiktsvekkende mye større enn i sammen-
ligningsforsøk 9, særlig etter en eldingsperiode på 1 måned.
På den annen side viser forsøkene med avionisert vann (13 og 14) at gelstyrken er uavhengig av SMQ-150, fordi gelstyrkene er stort sett de samme over hele eldingsperioden, enten der foreligger SMQ-150 eller ikke.
EKSEMPEL_IV
Dette eksempel viser bruken av de forskjellige polymerer i gelsammensetninger ifølge oppfinnelsen (se tabell IV).
Resultatene i tabell IV tyder på at prosessen ifølge oppfinnelsen kan anvendes til å gelere en rekke polymerer og kopolymerer, f.eks. "SPX 5023" og "SPX 5025", som er kopolymerer av akrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, som beskrevet ovenfor, celluloseetere såsom karboksymetylcellulose og karboksymetylhydroksyetylcellulose og biopolysakkarider som beskrevet i US-PS 3.532.166. Det skal påpekes at CMC er mye mindre effek-tivt i hard saltlake og bare kunne anvendes i svak saltlake eller ferskvann.
EKSEMPEL V
Dette eksempel viser bruken av resorcinol/formaldehyd-gelsystemet i harde saltlaker. Resultatene er gitt i tabell V.
De i tabell V angitte resultatene viser at resorcinolsysterner har en høyere geleringshastighet og gir mer stabile geler enn katekolsystemer i hard saltlake.
E KSEMPE L VI
Det følgende eksempel viser bruken av geleringssysternet ifølge oppfinnelsen med karboksymetylhydroksyetylcellulose. Resultatene er vist i tabell VI.
Resultatene i tabell VI viser at gode geler kan fremstilles med CMHEC 420 (karboksymetylhydroksyetylcellulose) i syntetisk Burbank-saltlake. Forsøkene 30 og 3 2 viser fordelen ved å bruke SMQ-150.
EKSEMPEL VII
Dette eksempel viser gelering av karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC 420) med resorcinol og formaldehyd i svak saltlake. Resultatene er vist i tabell VII.
CMHEC 420 er den betegnelse som anvendes for karboksymetylhyd-roksyetyl-cellulose med en karboksymetyl-substitueringsgrad (SG) på 0,4 og en hydroksyetyl-molarsubstituering (MS) på 2,0.
Dataene i tabell VII viser at stabile geler med CMHEC 4 20 kan fremstilles i svak saltlake ved bruk av gelsystemet ifølge oppfinnelsen. Resultatene fra de utvidede eldingsforsøk viser fordelen av å inkludere SMQ-150 i sammensetningene (se særlig forsøkene 36 og 37).
Resultatene i tabell VIII viser at CMHEC 420-geler var adskillig mindre stabile i den hardere syntetiske Burbank-saltlake.
EKSEMPEL V LII
Dette eksempel viser at 1,4-benzokinon kan anvendes i prosessen ifølge oppfinnelsen. Forsøk ble gjort med et Fann Model 50 C-viskosimeter som hadde en konstant omdreiningshastighet på
30 omdreininger pr. minutt. Viskosimeterets oljebad ble varmet opp til 163°C i omtrent 1 time og holdt på 163°C gjennom resten av forsøket. Ferskvanns-gelsammensetningen inneholdt 10.000 ppm polyakrylamid ("Reten 420"), 2-000 ppm natriumbikarbonat, 2.000 ppm formaldehyd (1 ml 37 vektprosents vandig formaldehyd pr. 200 ml
prøve) og 1.000 ppm 1,4-benzonkinon. Tabell IX viser viskositeten av systemet som en funksjon av tiden. I dette forsøk begynte gelering etter 60 minutters oppvarming ved en temperatur på ca. 146°C.
E KSEMPEL IX
Dette eksempel viser at hydrokinon kan anvendes i prosessen ifølge oppfinnelsen. Gelsammensetning og forsøksfremgangsmåte var stort sett som i eksempel VIII. Forsøkene (41-43) i tabell X omfatter bruken av resorcinol, katekol og fenol og er tatt med for sammenligningens skyld.
Resultatene i tabell X viser at hydrokinon-systemet ga en langsommere geleringshastighet, men gelen virket mer stabil ved temperaturer i området 163°C enn lignende geler som inneholdt resorcinol og fenol. Katekolsystemet var også langsommere med hensyn til gelering, men oppviste en noe høyere viskositet enn selv hydrokinonsysternet i perioder på opptil 4,5 timer.
EKSEMPEL X
Dette eksempel viser at sulfometylert kvebracho (SMG = 10) og'kvebracho kan anvendes som geleringsmidler i prosessen ifølge oppfinnelsen. Gelsammensetninger og forsøksfremgangsmåter var stort sett de samme som beskrevet i eksempel VIII. Resultatene er vist i tabell XI. Det gjøres oppmerksom på at en noe forskjellig fremgangsmåte ble anvendt for kvebracho: kvebracho ble dispergert i Varmt vann fra springen, hvoretter polyakrylamid ("Reten 420") ble tilsatt og tillatt å hydratisere før de andre bestanddeler ble tilsatt.
Resultatene i tabell Xi viser at kvebracho-systemet er det mest foretrukne. Av de sulfometylerte kvebracho-systemer blir det system som er vist i forsøk 45 (SMG = 10), ansett som anvendelig. Resultatene i -forsøkene 45 og 4 7 (SMG = 85 resp. 150) blir ansett som ikke anvendelige, da et sammenligningssystem i fravær av SMQ ga en viskositet på 0,150 Pa*s etter tre timer ved 163°C.
Claims (9)
1. Gelert sammensetning for bruk som oppbrytningsfluidum og vannavledningsmiddel i underjordiske formasjoner, omfattende (a) vann, (b) en vannfortykkende mengde av en vanndispergerbar polymer valgt blant celluloseetere, akrylamid-polymerer, metakryl-polymerer, bipolysakkarider og polyalkenoksyder og (c) enten 0,005-2 vektprosent av en fenolforbindelse valgt blant fenol, katekol, resorcinol, floroglucinol, pyrogallol, 4,4'-difenol, 1,3-dihydroksynaftalen, 1,4-benzokinon, hydrokinon, kinhydron og kvebracho ■ eller sulfometylert kvebracho med en sulfometyleringsgrad på 10-50 i en slik mengde at vektforholdet mellom sulfometylert kvebracho og polymeren (b) ligger i området 0,1-5, og eventuelt også (e) sulfometylert kvebracho med en sulfometyleringsgrad på 85-250 som en klargel-stabilisator og (f) natriumbikarbonat som et kjemisk buffermiddel, karakterisert ved at den dessuten inneholder (d) 0,02-2 vektprosent av et vanndispergerbart aldehyd..
2. Sammensetning som angitt i krav 1, karakterisert ved at aldehydet (d) er et alifatisk monoaldehyd med 1-10 karbonatomer pr. molekyl.
3. Sammensetning som angitt i krav 2, karakterisert ved at aldehydet er formaldehyd.
4. Sammensetning som angitt i krav 3, karakterisert ved at polymeren (b) er en celluloseeter eller et delvis hydrolysert polyakrylamid hvor ikke mer enn 45% av karboksyamidgruppene opprinnelig er hydrolysert til karboksylgrupper og mengden av disse ligger i området fra 0,1 til 5 vektprosent, regnet på den samlede vekt av sammensetningen, og at fenolforbindelsen (c) er recorcinol eller katekol.
5. Fremgangsmåte til hydraulisk oppbrytning av en underjordisk formasjon som er gjennomboret av minst én brønn, omfattende - å injisere et oppbrytningsfluidum i formasjonen ved et trykk som er tilstrekkelig til at denne brytes opp, - å holde oppbrytningsfluidumet i kontakt med formasjonen i et tidsrom som er tilstrekkelig il å øke formasjonspermeabili-teten betydelig, og - å bryte opp formasjonen for å stimulere produksjonen av fluider fra denne,
karakterisert ved at der som oppbrytningsfluidum anvendes en sammensetning som angitt i et av de fore-gående krav.
6• Fremgangsmåte som angitt i krav 5, karakterisert ved at der benyttes en sammensetning som inneholder et proppemiddel.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 5 eller 6, karakterisert ved at den underjordiske formasjon på forhånd spyles med en kjolevæske for å redusere temperaturen av formasjonen før innføring av den gelerte sammensetning.
8• Fremgangsmåte til fortrenging av olje inne i en underjordisk formasjon som er gjennomboret av minst en oljebrønn, omfattende - å injisere en geldannende sammensetning i formasjonen ved et trykk eller med en hastighet som er utilstrekkelig til at der dannes sprekker eller brudd i formasjonen, men tilstrekkelig til å tvinge sammensetningen inn i de mer gjennomtrengelige partier av formasjonen for å redusere permeabiliteten av disse, og - å føre inn i formasjonen et drivfluidum ved et trykk eller med en hastighet som er tilstrekkelig til at olje presses fra de mindre gjennomtrengelige oljerike soner til overflaten, hvorved oljeproduksjonen økes og/eller vann/olje-forholdet i produksjonsbrønnen reduseres,
karakterisert ved at der som geldannende sammensetning anvendes en sammensetning som angitt i et av kravene 1-4.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, karakterisert ved at drivfluidumet omfatter naturlig vann.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US05/925,357 US4246124A (en) | 1978-07-17 | 1978-07-17 | Gelled compositions and well treating |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO792345L NO792345L (no) | 1980-01-18 |
NO150854B true NO150854B (no) | 1984-09-17 |
NO150854C NO150854C (no) | 1985-01-09 |
Family
ID=25451615
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO792345A NO150854C (no) | 1978-07-17 | 1979-07-13 | Gelert sammensetning, fremgangsmaate til hydraulisk oppbrytning av en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen og fremgangsmaate til fortrengning av olje inne i en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4246124A (no) |
EP (1) | EP0007013B1 (no) |
CA (1) | CA1116387A (no) |
DE (1) | DE2965065D1 (no) |
DK (1) | DK154779C (no) |
IE (1) | IE48529B1 (no) |
MX (1) | MX153180A (no) |
NO (1) | NO150854C (no) |
Families Citing this family (42)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4323123A (en) * | 1978-07-17 | 1982-04-06 | Phillips Petroleum Company | Gelled compositions and well treating |
US4389320A (en) * | 1979-12-04 | 1983-06-21 | Phillips Petroleum Company | Foamable compositions and formations treatment |
US4484631A (en) * | 1982-08-25 | 1984-11-27 | Calgon Corporation | Use of polyampholytes to enhance oil and/or gas recovery |
US4811787A (en) * | 1982-03-11 | 1989-03-14 | Borden Company Limited | Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil |
US5186257A (en) * | 1983-01-28 | 1993-02-16 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
US5080809A (en) * | 1983-01-28 | 1992-01-14 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
US4469620A (en) * | 1983-02-11 | 1984-09-04 | Celanese Corporation | Dry blend thickening composition containing benzoquinone and polygalactomannan gum |
CA1217932A (en) * | 1983-11-18 | 1987-02-17 | Martin Navratil | Compositions and methods for reducing the permeability of underground strata |
US4540510A (en) * | 1984-02-13 | 1985-09-10 | Henkel Corporation | Synergistic thickener mixtures of amps polymers with other thickeners |
CA1231837A (en) * | 1984-08-30 | 1988-01-26 | Martin Navratil | Compositions and methods for reducing the permeability of underground strata |
US4708974A (en) * | 1984-10-01 | 1987-11-24 | Pfizer Inc. | Enhanced hydrocarbon recovery by permeability modification with phenolic gels |
US4610795A (en) * | 1985-08-07 | 1986-09-09 | Fmc Corporation | Peroxygen breaker systems for well completion fluids |
US4845134A (en) * | 1987-01-23 | 1989-07-04 | Phillips Petroleum Company | Gelable compositions and use thereof in steam treatment of wells |
US4799548A (en) * | 1987-01-23 | 1989-01-24 | Phillips Petroleum Company | Gelable compositions and use thereof in steam treatment of wells |
US5244936A (en) * | 1988-12-12 | 1993-09-14 | Mobil Oil Corporation | Enhanced oil recovery profile control with crosslinked anionic acrylamide copolymer gels |
US5079278A (en) * | 1989-12-13 | 1992-01-07 | Mobil Oil Corporation | Enhanced oil recovery profile control with crosslinked anionic acrylamide copolymer gels |
US4934456A (en) * | 1989-03-29 | 1990-06-19 | Phillips Petroleum Company | Method for altering high temperature subterranean formation permeability |
US5420176A (en) * | 1990-06-01 | 1995-05-30 | Imarx Pharmaceutical Corp. | Contrast media for ultrasonic imaging |
US5948387A (en) * | 1990-06-01 | 1999-09-07 | Imarx Pharmaceutical Corp. | Contrast media for ultrasonic imaging |
US5103909A (en) * | 1991-02-19 | 1992-04-14 | Shell Oil Company | Profile control in enhanced oil recovery |
US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
US5335733A (en) * | 1992-08-31 | 1994-08-09 | Union Oil Company Of California | Method for delaying gelation of a gelable polymer composition injected into a subterranean formation |
US5617920A (en) * | 1992-08-31 | 1997-04-08 | Union Oil Company Of California | Method for modifying gelation time of organically crosslinked, aqueous gels |
US5957203A (en) * | 1992-08-31 | 1999-09-28 | Union Oil Company Of California | Ultra-high temperature stable gels |
US5846436A (en) * | 1993-06-22 | 1998-12-08 | Betzdearborn Inc. | Composition and method for water clarification |
US5643462A (en) * | 1993-06-22 | 1997-07-01 | Betzdearborn Inc. | Composition and method for water clarification |
US5916991A (en) * | 1993-06-22 | 1999-06-29 | Betzdearborn Inc. | Composition and method for water clarification |
US5684109A (en) * | 1993-06-22 | 1997-11-04 | Betzdearborn Inc. | Composition comprising a tannin-containing copolymer |
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 |
US5830315A (en) * | 1995-07-06 | 1998-11-03 | Betzdearborn Inc. | Treatment of Aqueous systems using a chemically modified tannin |
US5648116A (en) * | 1996-01-17 | 1997-07-15 | Betzdearborn Inc. | Methods for suppressing dust emissions |
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 |
WO2012021373A1 (en) | 2010-08-12 | 2012-02-16 | Conocophillips Company | Controlled release material |
US9834719B2 (en) | 2010-11-30 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US9950952B2 (en) | 2010-11-30 | 2018-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US20130319670A1 (en) * | 2012-05-30 | 2013-12-05 | Lijun Lin | Methods for servicing subterranean wells |
WO2015122887A1 (en) | 2014-02-12 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosifier for enhanced oil recovery |
WO2015122886A1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosifier for treatment of a subterranean formation |
AU2015255973A1 (en) * | 2014-05-07 | 2016-11-17 | Schlumberger Technology B.V. | High temperature stabilizer for polymer-based treatment fluids |
US10876026B2 (en) * | 2017-05-02 | 2020-12-29 | M-I L.L.C. | Wellbore fluids and methods of use thereof |
US11098230B2 (en) | 2019-04-09 | 2021-08-24 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Methods for drilling wellbores using thinner compositions |
CN113897189B (zh) * | 2021-11-18 | 2022-11-08 | 中国石油大学(华东) | 一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系及应用 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2570892A (en) * | 1949-02-24 | 1951-10-09 | Sun Oil Co | Sealing agents |
US3134436A (en) * | 1958-10-13 | 1964-05-26 | Dow Chemical Co | Composition for use in well treatment |
FR1248651A (fr) * | 1959-11-13 | 1960-12-23 | Soletanche | Procédé d'injection des terrains peu perméables, par formation d'une résine phénoplaste |
US3163602A (en) * | 1960-12-30 | 1964-12-29 | Jersey Prod Res Co | Substituted heteropolysaccharide |
US3373810A (en) * | 1966-06-17 | 1968-03-19 | Mobil Oil Corp | Waterflood process employing thickened water |
US3532166A (en) * | 1969-01-10 | 1970-10-06 | Mobil Oil Corp | Oil recovery process using thickened aqueous flooding liquids |
CA918348A (en) * | 1970-08-03 | 1973-01-02 | W. Nahm Jang | Drilling fluids |
US3795276A (en) * | 1971-10-20 | 1974-03-05 | Dow Chemical Co | Composition and the use thereof for reducing the permeability of a formation |
US3768566A (en) * | 1972-04-18 | 1973-10-30 | Halliburton Co | Methods for fracturing high temperature well formations |
US3923666A (en) * | 1973-02-26 | 1975-12-02 | Halliburton Co | Method and composition for acidizing and fracturing wells |
US4055502A (en) * | 1975-12-24 | 1977-10-25 | Phillips Petroleum Company | Method and composition for acidizing subterranean formations |
FR2356682A2 (fr) * | 1976-07-02 | 1978-01-27 | Dresser Ind | Fluides de forage |
-
1978
- 1978-07-17 US US05/925,357 patent/US4246124A/en not_active Expired - Lifetime
-
1979
- 1979-06-14 CA CA000329813A patent/CA1116387A/en not_active Expired
- 1979-06-15 DE DE7979101980T patent/DE2965065D1/de not_active Expired
- 1979-06-15 EP EP79101980A patent/EP0007013B1/en not_active Expired
- 1979-07-09 MX MX178391A patent/MX153180A/es unknown
- 1979-07-13 NO NO792345A patent/NO150854C/no unknown
- 1979-07-16 DK DK298279A patent/DK154779C/da active
- 1979-08-08 IE IE1345/79A patent/IE48529B1/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0007013A1 (en) | 1980-01-23 |
EP0007013B1 (en) | 1983-03-23 |
CA1116387A (en) | 1982-01-19 |
DK154779B (da) | 1988-12-19 |
NO792345L (no) | 1980-01-18 |
DK154779C (da) | 1989-05-01 |
IE48529B1 (en) | 1985-02-20 |
MX153180A (es) | 1986-08-20 |
DE2965065D1 (en) | 1983-04-28 |
IE791345L (en) | 1980-01-17 |
DK298279A (da) | 1980-01-18 |
US4246124A (en) | 1981-01-20 |
NO150854C (no) | 1985-01-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO150854B (no) | Gelert sammensetning, fremgangsmaate til hydraulisk oppbrytning av en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen og fremgangsmaate til fortrengning av olje inne i en underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen | |
US4440228A (en) | Gelled compositions and well treating | |
US4413680A (en) | Permeability reduction in subterranean reservoirs | |
NO150855B (no) | Gelert, sur sammensetning og fremgangsmaate til syrebehandling av en poroes underjordisk formasjon ved bruk av sammensetningen | |
US4534412A (en) | Continuous permeability reduction in subterranean reservoirs | |
NO148787B (no) | Blanding til syrebehandling av poroese undergrunnsformasjoner og anvendelse av samme | |
US3955998A (en) | Aqueous gels for plugging fractures in subterranean formation and production of said aqueous gels | |
NO304530B1 (no) | FramgangsmÕte og blanding for Õ fremme gelstabilitet ved h°y temperatur for boridiserte galaktoforbindelser | |
US4378049A (en) | Methods, additives and compositions for temporarily sealing high temperature permeable formations | |
US3766984A (en) | Method for temporarily sealing a permeable formation | |
US4324668A (en) | High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same | |
CA1247270A (en) | Gelled aqueous compositions | |
CA2790254C (en) | Weak organic acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
US4313834A (en) | High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same | |
US4487867A (en) | Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation | |
NO316235B1 (no) | Fremgangsmåte for å kontrollere fluidtap i permeable formasjoner som er gjennomboret av borehull | |
NO317392B1 (no) | Fremgangsmate for bryting av stabiliserte, viskositetsregulerte fluider | |
NO174523B (no) | Fremgangsmaate for midlertidig plugging av underjordiske formasjoner | |
US4240505A (en) | Well acidizing compositions and methods | |
CA1211880A (en) | Method of improving dispersibility of water soluble anionic polymers | |
NO176586B (no) | Fremgangsmåte for selektiv reduksjon av vanninnströmning fra en olje- eller gassproduserende formasjon mot en produksjonsbrönn | |
US4566979A (en) | Stable mixture of crosslinkable components promptly activatable as acting treating agents | |
WO2020019593A1 (zh) | 一种针对粘土矿物的溶蚀酸化液及其制备方法 | |
US4783492A (en) | Continuous permeability reduction in subterranean reservoirs | |
NO750189L (no) |