NO169738B - Blanding og fremgangsmaate for endring av permeabiliteten til en underjordisk formasjon - Google Patents
Blanding og fremgangsmaate for endring av permeabiliteten til en underjordisk formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO169738B NO169738B NO851608A NO851608A NO169738B NO 169738 B NO169738 B NO 169738B NO 851608 A NO851608 A NO 851608A NO 851608 A NO851608 A NO 851608A NO 169738 B NO169738 B NO 169738B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- zirconium
- group
- carbon atoms
- cations
- cross
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 80
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 44
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 43
- -1 aluminum cations Chemical class 0.000 claims description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 30
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 30
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 23
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 20
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 claims description 14
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 13
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 11
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 9
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 6
- 229940061720 alpha hydroxy acid Drugs 0.000 claims description 6
- 150000001280 alpha hydroxy acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 125000005392 carboxamide group Chemical group NC(=O)* 0.000 claims description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 6
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 5
- CMOAHYOGLLEOGO-UHFFFAOYSA-N oxozirconium;dihydrochloride Chemical compound Cl.Cl.[Zr]=O CMOAHYOGLLEOGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000003755 zirconium compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M acetyloxyaluminum;dihydrate Chemical compound O.O.CC(=O)O[Al] HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 229940009827 aluminum acetate Drugs 0.000 claims description 4
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 4
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DUFCMRCMPHIFTR-UHFFFAOYSA-N 5-(dimethylsulfamoyl)-2-methylfuran-3-carboxylic acid Chemical compound CN(C)S(=O)(=O)C1=CC(C(O)=O)=C(C)O1 DUFCMRCMPHIFTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WRAGBEWQGHCDDU-UHFFFAOYSA-M C([O-])([O-])=O.[NH4+].[Zr+] Chemical compound C([O-])([O-])=O.[NH4+].[Zr+] WRAGBEWQGHCDDU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- DUNKXUFBGCUVQW-UHFFFAOYSA-J zirconium tetrachloride Chemical compound Cl[Zr](Cl)(Cl)Cl DUNKXUFBGCUVQW-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 3
- XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J zirconium(4+);dicarbonate Chemical compound [Zr+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 3
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 15
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 9
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 5
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 125000004181 carboxyalkyl group Chemical group 0.000 description 3
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical group NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910001508 alkali metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008045 alkali metal halides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229940095064 tartrate Drugs 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
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
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)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
- Biological Depolymerization Polymers (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en blanding og fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon med ikke-ensartet permeabilitet, og mer spesielt angår oppfinnelsen en blanding og en fremgangsmåte for nedsettelse av permeabiliteten i underjordiske formasjoner overfor vann for derved å fremme bedre regulering av væskeinjeksjonsmønsteret i den sekundære eller tertiære utvinning av hydrokarboner og oppnå vannreduksjon i produksjonsbrønner og således redusere mengden av vann utvunnet fra en underjordisk formasjon som er gjennomtrengt av et brønnhull, hvorved den relative produk-sjonshastigheten for hydrokarbonene økes.
Siden bare en del av oljen som inneholdes i et underjordisk reservoar kan utvinnes ved hjelp av primære metoder, har det blitt vanlig praksis å benytte forskjellige sekundære og tertiære utvinningsteknikker for å produsere ytterligere mengder olje som på ikke-økonomisk måte utvinnes ved primære metoder. Av de forskjellige sekundære eller tertiære utvinningsmetodene som er tilgjengelig, er en av de mest utbredt utnyttede teknikker fortrengingen av olje fra reservoaret med en drivvæske slik som flømmingsvann injisert for det formålet. Ved utførelse av flømmingsprosessen blir normalt innførings- eller injeksjonsbrønner benyttet. Disse brønnene kan være gamle eksisterende brønner, eller kan være brønner som er nyborede i oljeproduserende lag. Injeksjons-brønn-posisjonene med hensyn til produksjonsbrønnene velges for å gi et ønsket f lømmingsmønster, idet det valgte mønsteret avhenger delvis av feltforholdene, plasseringen av eksisterende brønner og operatørenes preferanse. Vandige drivvæsker, slik som vann, saltoppløsning eller en viskøs vandig væske, tvinges inn i innføringsbrønnene under trykk og ut i de omgivende oljebærende lag mot produksjonsbrønnen eller -brønnene. Mens vannflømming har vært temmelig utbredt praktisert i de senere år, er det ikke uten betydelige operasjonsproblemer og økonomiske begrensninger, særlig de som er forbundet med lave oljeutvinninger i forhold til den mengde vann som er injisert. Forskjellige flømminger med overflateaktivt middel og oppløsningsmiddel har vært foreslått som metode for utvinning av ytterligere mengder olje utover det som har vært utvinnbart ved konvensjonell vannflømming. Disse prosesser støter imidlertid på alvorlige operasjonsproblemer når de utføres i heterogene formasjoner inneholdene lag eller kanaler som har permeabilitet vesentlig høyere enn formasjonens hovedmasse.
Et av de største problemer som møtes ved en flømmings-operasjon, er gjennombruddet av flømmingsmediet fra flømm-ingsfronten til produksjonsbrønnen realtivt tidlig i fortrengningsprosessen og relativt økende produksjonsvann/- olje-forhold etter det begynnende gjennombrudd. Disse vanskeligheter skyldes at fortrengningsmediet danner kanaler eller fingre gjennom den oljebærende strukturen til produk-sjonsbrønnen og ledes derved utenom store soner i de oljebærende lag. Grunnen for kanalføringen av flømmingsmediet til produksjonsbrønnene og den resulterende lave oljeut-vinning skyldes delvis den særegne strukturen til de oljebærende lag. 01je-undergrunnsreservoarer består i de fleste tilfeller av lag av sand eller bergartmateriale og siden intet reservoar-bergmateriale er fullstendig ensartet med henblikk på sammensetning og struktur, vil permeabiliteten variere over bergartens flate eller lag. Frakturer, sprekker og andre abnormiteter kan fremme kanaldannelse for fortrengningen av væsken.
Ved den normale flømmingsoperasjon blir maksimum oljeut-vinning oppnådd når væsken som drives, går opp i en bred front foran drivvæsken som beveger seg jevnt mot produk-sjonsbrønnen. For å holde denne fronten av olje intakt og konstant beveget mot produksjonsbrønnen, må det foreligge en vesentlig ensartet permeabilitet gjennom lagene. Dersom denne ensartede permeabilitet ikke foreligger, eller ikke tilveiebringes, vil flømmingsvæsken søke de områder som har høy permeabilitet, og kanaldannelse oppstår med etterfølgende tap av noe drivvæskeenergi og tilsynekomsten av store mengder drivvæske i produksjonsbrønnen. Dessuten, etterhvert som de mer permeable lagene tømmes, har drivvæsken tendens til å følge kanaler og ytterligere øke forbruket av flømmingsmediet til det punkt hvor prosessen blir uøkonomisk. Det er derfor ønskelig å operere ved et forhold for drivvæske til olje som er så lavt som mulig.
Et annet problem som er forbundet med produksjon av olje fra oljebærende formasjoner inneholdene sterkt permeable vannkanaler som setter produksjonsbrønnen i forbindelse med vannsonen, er inntregningen av vann i brønnen. Denne vanninntregning forårsaker ikke bare produksjons- og deponeringsproblemer, men, og hva viktigere er, nytteeffekten av den naturlige vanndriving går i det minste delvis tapt, og har dermed uheldig innvirkning på oljeutvinningen.
Det er fordelaktig å redusere permeabiliteten til vann-kanalene for derved å gjøre formasjonen mer jevnt eller ensartet permeabel og øke enhetseffektiviteten til vann-drivingen, eller alternativt stenge for vanninntrengingen.
Det har blitt foreslått mange fremgangsmåter for å nedsette eller redusere permeabiliteten i en underjordisk formasjon. For eksempel angir US patent 3.762.476 at den mengde vann som utvinnes fra en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av en brønnboring, kan nedsettes ved injisering i den underjordiske formasjonen av en første fortykket vandig opp-løsning, en kompleksdannende ionisk oppløsning av flerverdige kationer og reterderende anioner, en saltoppløsningspropp, og en annen fortykket vandig oppløsning. Kompleksdannende ioniske oppløsningeer som beskrevet i nevnte US patent, har et flerverdig metallkation valgt fra gruppen bestående av Fe<2+>, Fe<3+>, Al3+, Ti<4+>, Zn<2+>, Sn4<+>, Ca2+, Mg<2+> og Cr<3+> og et retarderende anion valgt fra gruppen bestående av acetat, nitrilotriacetat, tartrat, citrat og fosfat.
US patent 3.833.061 beskriver en fremgangsmåte for selektiv nedsettelse av permeabiliteten til en oljefuktig underjordisk formasjon som gjennomtrenges av minst ett brønnhull ved å føre et oksydasjonsmiddel gjennom og i kontakt med formasjonen og deretter bringe de behandlede formasjonsoverflåtene i kontakt med en kryssbundet polymer. Sistnevnte US patent beskriver bruken av aluminiumcitrat som en kryssbindende blanding.
I følge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en kryssbindende blanding som er kjennetegnet ved at den innbefatter: (a) vann; (b) en første bestanddel inneholdende aluminiumkationer med en valens på 3<+> og omfattende aluminiumacetat; (c) en annen bestanddel inneholdende zirkoniumkationer med en valens på 4<+> og valgt fra gruppen bestående av: (i) zirkoniumlaktat;
(ii) en zirkoniumblanding omfattende:
(A) en zirkoniumforbindelse valgt fra gruppen bestående av zirkoniumoksyklorid, zirkoniumacetat, zirkoniumtetraklorid, zirkoniumortosulfat, zirkoniumkarbonat, zirkoniumammoniumkarbonat og blandinger derav; (B) en alfa-hydroksysyre representert ved følgende formel:
hvor R er valgt fra gruppen bestående
av hydrogen og en alkylgruppe med 1-3 karbonatomer; (C) en amlnforblndelse representert ved formelen: R^ er en hydroksyalkylgruppe med fra 1-3 karbonatomer, R2 er valgt fra gruppen bestående av en alkylgruppe med 1-3 karbonatomer og en hydroksyalkylgruppe med fra 1-3 karbonatomer; R3 er valgt fra gruppen bestående av hydrogen, en alkylgruppe og en hydroksyalkylgruppe med 1-3 karbonatomer , og (iii) blandinger av (i) og (ii);
hvorved zirkoniumkationene og aluminiumkationene er til stede i den kryssbindende sammensetning i en mengde som er tilstrekkelig til å gi et vektforhold for zirkoniumkationer til aluminiumkationer fra 1:1 til 10:1, og hvor nevnte kryssbindende sammensetning har en pH-verdi fra 3 til 11, (d) en vanndispergerbar, hydrofil organisk polymer med en molekylvekt på over 100.000 og inneholdende karboksylfunksjonalitet.
Videre er det ifølge oppfinnelsen tilveiebragt en fremgangsmåte for endring av permeabiliteten til en underjordisk formasjon, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at man bringer nevnte formasjon i kontakt med en vandig blanding omfattende en kryssbindende blanding av den ovenfor angitte type.
Foreliggende fremgangsmåte kan anvendes i enten injeksjons-brønner med vannflømminger eller hydrokarbon-produksjons-brønner for å redusere vann-olje-forholdet produsert derfra, for eksempel redusere mobiliteten til vann i brønnhull-området.
Ved utførelse av foreliggende oppfinnelse blir permeabiliteten til den underjordiske formasjon endret ved å bringe formasjonen i kontakt med en vandig blanding innbefattende en vanndispergerbar hydrofil organisk polymer med en molekylvekt på over 100.000 og inneholdene karboksyl-funksjonalitet og en kryssbindende blanding som definert ovenfor.
I en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse blir den underjordiske formasjonen i rekkefølge bragt i kontakt med en første blanding omfattende vann og en vanndispergerbar hydrofil, organisk polymer med en molekylvekt større enn 100.000 og inneholdene karboksyl-funksjonalitet eventuelt en avstandsfluid, en vandig kryssbindende blanding som angitt ovenfor; eventuelt et avstandsfluid; og sluttlig med en annen blanding omfattende vann og en hydrofil, organisk polymer som har en molekylvekt over 100.000 og inneholdene karboksyl-funksjonalitet .
Bruken av foreliggende blanding og fremgangsmåte resulterer i en nedsettelse av permeabiliteten til den underjordiske formasj on.
Polymerer egnet for bruk i foreliggende oppfinnelse kan generelt beskrives som vanndispergerbare, hydrofile, organiske polymerer med en molekylvekt over 100.000 og inneholdene karboksyl-funksjonalitet hvorved polymerene kan kryssbindes med den kryssbindende blanding. Eksempler på slike polymerer innbefatter karboksyalkylguar, hvor alkylgruppen har fra 1 til 3 karbonatomer, karboksyalkylhydroksyalkylguar hvor alkylgruppene har fra 1 til 3 karbonatomer, xantangummi, polyakrylamid og polymetakrylamid hvor fra 5 til 75 $ o av karboksylamidgruppene i polyakrylamidet og polymet-akrylamidet er hyrolysert til karboksylgrupper, cellulose-esterpolymerer inneholdene karboksyl-funksjonalitet, kopolymerer resulterende fra polymerisasjonen av akrylamid eller metakrylamid med akrylsyre og/eller metakrylsyre.
Polymerene som anvendes i foreliggende sammenheng, er fortrinnsvis vesentlig frie for kryssbinding mellom polymer-kjedene. Med mindre annet er angitt, innbefatter den her benyttde betegnelse "hydrolysert" modifiserte polymerer hvori karboskylgruppene er i syreformen og også polymerer hvori karboksylgruppene er i saltformen, forutsatt at slike salter er vanndispergerbare. Slike salter innbefatter ammonium-salter, alkalimetallsalter, og andre som er vanndispergerbare.
Hydrolyser kan utføres på en hvilken som helst egnet måte, for' eksempel ved oppvarming av en vandig oppløsning av polymeren med en egnet mengde antriumhydroksyd.
Eksempler på celluloseetere som kan benyttes for utførelse av oppfinnelsen innbefatter for eksempel karboksyalkylcellulose-etere, slik som karboksymetylcellulose (CMC), og blandede etere slik som karboksyalkylhydroksyalkylcelluloseetere slik som karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC). Mange av disse celluloseeterne som inneholder karboksylfunksjonalitet er kommersielt tilgjengelige, og er tilgjengelige som alkalimetallsaltet, vanligvis natriumsaltet. Det refereres sjelden til metallet, og de betegnes vanligvis som CMC eller
CMHEC.
Kopolymerene av akrylsyre, metakrylsyre eller kombinasjoner derav med akrylamid, metakrylamid eller kombinasjoner derav, er fremstilt med fra 5 til 70 vekt-# akrylsyre, metakrylsyre og kombinasjoner derav, og helst fra 10 til 40 vekt-# av akrylsyre, metakrylsyre og kombinasjoner derav.
Blant polyakrylamidene som kan anvendes i foreliggende oppfinnelse er polyakrylamider og beslektede polymerer som er vannoppløselige. For tiden foretrukne polymerer innbefatter homopolymerer og kopolymerer av akrylamid og metakrylamid. Disse polymerer kan inneholde fra 5 til 75 og fortrinnsvis ca 40 5é av karboksamidgruppene hydrolysert til karboksylgrupper.
Den mest foretrukne polymeren for utførelse av foreliggende fremgangsmåte, er polyakrylamid, hvori 7 % eller 30 io av karboksamidgruppene er hydrolysert til karboksylgrupper. Omfanget av karboksyl-funksjonalitet vil avhenge av den formasjon som behandles.
Polymerene må ha en molekylvekt på minst 100.000, men den øvre grensen for molekylvekten er ikke kritisk så lenge polymeren er vanndispergerbar og den vandige gelen fremstilt derfra kan pumpes. Polymerer med en molekylvekt så høy som 20 mill. eller høyere, kan således anvendes under mange av de nevnte betingelser.
Mengden av polymerene som anvendes for utførelse av oppfinnelsen, kan variere sterkt avhengig av den spesielle polymer som ønskes, polymerens renhet og egenskapene som ønskes i gelene. Generelt kan mengder i området fra 0,0025 til 5,0, fortrinnsvis fra 0,01 til 1,5, eller fortrinsvis fra 0,025 til 0,4 vekt-# basert på vekten av vann i den vandige blanding, benyttes. Mengder utenfor dette området kan imidlertid anvendes. Små mengder av polymer vil vanligvis gi flytende mobile geler som lett kan pumpes, mens store mengder av polymerer vanligvis vil gi tykke, viskøse, noe elastiske geler. De tykke gelene kan fortynnes ved oppløsning i vann til en hvilken som helst ønsket konsentrasjon av polymer, og dette kan gjøres ad mekanisk vei slik som omrøring, pumping, eller ved hjelp av en egnet turbulensinduserende anordning for å bevirke skjærvirkning slik som en stråledyse. Således er det i virkeligheten ingen fast øvre grense for mengden av polymer som kan benyttes.
Vektforholdet for zirkoniumkationer til aluminiumkationer er fortrinnsvis fra 2:1 til 4:1. Mest foretrukket er vektforholdet for zirkoniumkationer til aluminiumkationer ca 2.
Den foretrukne kryssbindende blanding inneholder zirkoniumlaktat og aluminiumacetat, og zirkoniumkationene med en valens på 4<+> og aluminiumkationene med en valens på 3<+> er til stede i den kryssbindende blanding i en mengde som er tilstrekkelig til å gi et vektforhold for zirkoniumkationer til aluminiumkationer på ca 2.
Når zirkoniumblandingen anvendes i den kryssbindende blanding, vises det til fremgangsmåter for den fremstilling i US patent 4.460.751.
Eksempler på egnede alfa-hydroksysyrer som kan benyttes i zirkoniumblandingen, innbefatter melkesyre og glykolsyre. Den foretrukne alfa-hydroksysyren er melkesyre.
Eksempler på egnede animforbindelser som kan benyttes i zirkoniumb1andinger, innbefatter dietanolamin, trietanolamin og dimetyletanolamin. Det foretrukne amin er trietanolamin.
Mengden av zirkoniumforbindelse med en valens på 4<+>, syre og amin benyttet i zirkoniumblandingen vil vairere over et bredt område. Generelt blir ca 1 mol zirkoniumkationer med en valens på 4<+> benyttet med fra 2 til 5 mol av alf a-hydroksysyren og fra 1 til 5 mol av aminet.
En spesielt foretrukken zirkoniumblanding omfatter zirkoniumoksyklorid i en mengde som er tilstrekkelig til å gi et mol zirkoniumkationer med en valens på 4<+>, ca 2 mol melkesyre og ca 2 mol trietanolamin.
Zirkoniumkationene som benyttes i den kryssbindende blanding, har en valens på 4<+>, og aluminiumkationene har en valens på 3<+>. Selv om kryssbindingsmekanismen ikke er helt ut forstått, antas det at valensen og zirkonium- og aluminiumkationene ikke forandres under kryssbindingen av blandingen med polymerene.
Mengden av kryssbindende blanding som benyttes for å utføre foreliggende fremgangsmåte, vil variere over et bredt område, og derfor vil mengdene variere i overensstemmelse med den formasjon som behandles. Det oppnås imidlertid gode resul-tater når den kombinerte vekt av zirkoniumkationer med en valens på 4<+> og aluminiumkationer med en valens på 3<+> er tilstede i den kryssbindende blanding i mengder fra 1,0 til 75,0, mer foretrukket fra 2,0 til 50,0 vekt-# av polymeren, og helst fra 3,0 til 5,0 vekt-# av polymeren.
Den kryssbindende blanding fremstilles fortrinnsvis ved tilsetning til vann av den første og den andre bestanddelen av den kryssbindende blanding og justering av blandingens pH-verdi fra 3 til 11, og fortrinnsvis fra 6 til 8.
Den er benyttede betegnelse "vann" innbefatter, med mindre annet er angitt, saltoppløsninger og ferskvann.
Den kryssbindende blanding og vandige blandinger inneholdene den vanndispergerbare, hydrofile, organiske polymer kan fremstilles fra enten ferskvann eller saltoppløsningsvann som har høye konsentrasjoner av flerverdige ioner slik som Ca<++>, Ba<++>, Mg<++>, C03<=> og SC"4=. Med høye konsentrasjoner menes fra minst 300 til 10.000 ppm, beregnet på vekt, av flerverdige ioner basert på vekten av saltoppløsningsvannet. Dette trekk er særlig ønskelig når foreliggende fremgangsmåte utføres ved et sted hvor ferskvann ikke er særlig tilgjengelig.
Ved noen anledninger blir overflatene i formasjonen som skal behandles, dekket med materialer slik som hydrokarboner. Dersom dette belegg fjernes fra overflaten forut for behandlingen, blir en behandling hvorved permeabiliteten til formasjonen nedsettes, oppnådd på bedre måte. Noen ganger blir det derfor benyttet et middel som fjerner hydrokarbonene fra formasjonens overflater forut for behandlingen. Midler som kan benyttes, innbefatter oksydasjonsmidler slik som hydrogenperoksyd, kaliumpermanganat, salpetersyre og lignende. Disse midler er velkjente innen teknikken, og valget av middel vil avhenge av den formasjon som behandles. I en utførelse av foreliggende oppfinnelse blir blandingen omfattende vann og de vanndispergerbare hydrofile organiske polymerene med en molekylvekt på over 100.000 og inneholdene karboksyl-funksjonalitet, blandet med den kryssbindende blanding og den resulterende blanding injiseres i en brønn i den underjordiske formasjon. Blandingen dirigeres til den del i den underjordiske formasjon hvor det er ønsket at perma-biliteten skal endres. Etter injeksjonen av den ovenfor beskrevne blanding blir en avstandsfluid fortrinnsvis injisert i brønnen for å fortrenge blandingen fra røret og ut inn i formasjonen. Volumet av avstandsfluiden er fortrinnsvis det volum som skal til for å fortrenge alle behandlings-væskene ut i formasjonen pluss 2.608 liter per vertikal meter av intervall som skal behandles. Brønnen blir deretter fortrinnsvis avstengt i en tidsperiode, fortrinnsvis ca 48 timer.
I en annen utførelse av foreliggende oppfinnelse blir en første blanding omfattende vann og en vanndispergerbar, hydrofil, organisk polymer med en molekylvekt på over 100.000 og inneholdene kargoksyl-funksjonalitet, injisert gjennom en brønn inn i den underjordiske formasjon hvorved polymeren kommer i kontakt med den del av formasjonen hvor endringen i permeabilitet er ønsket. Eventuelt blir deretter en avstandsvæske slik som en saltoppløsning injisert i brønnen og kommer således i kontakt med formasjonen. Etter at injiseringen av avstandsvæsken er fullført, blir den kryssbindende blandingen injisert i brønnhullet og inn i formasjonen, hvorved den kryssbindende blanding kommer i kontakt med polymeren i formasjonen. Eventuelt kan en slik avstandsvæske som saltoppløsning injiseres i brønnen og i kontakt med formasjonen. Sluttlig blir en annen blanding omfattende vann og en vanndispergerbar, hydrofil organisk polymer med en molekylvekt på over 100.000 og inneholdene karboksyl-funksjonalitet, injisert i brønnen og inn i formasjonen. Trinnene for injisering av den kryssbindende blanding og den andre organiske polymeren kan om nødvendig gjentas. Brønnen blir deretter avstengt i et tidsrom, fortrinnsvis ca 48 timer. Denne utførelse anvendes hovedsakelig for behandling av vannflømmingsinjeksjonsbrønner.
Avstandsvæsker eller -fluider som kan benyttes i foreliggende oppfinnelse, er velkjente innen teknikken og innbefatter saltoppløsninger, alkalimetallhalogenidoppløsninger og lignende. Mengden av total polymer som benyttes for å utføre foreliggende fremgangsmåte, vil variere over et bredt område avhengig av den formasjon som skal behandles.
Oppfinnelsen eksemplifiseres under henvisning til neden-stående eksempler som illustrerer spesielle utførelser av oppf innelsen.
EKSEMPEL I
En serie vandige geler ble fremstilt under anvendelse av den kryssbindende blanding ifølge oppfinnelsen og 7 % hydrolysert polyakrylamid.
Gelene ble fremstilt ved tilsetning av 100 g av enten ferskvann eller saltoppløsningsvann inneholdene 7 % hydrolysert polyakrylamid til et begerglass. Den vandige kryssbindende blanding ble fremstilt ved bruk av 100 g av enten ferskvann eller saltvann. Polyakrylamidoppløsningen og den kryssbindende blanding ble tilsatt til hverandre under omrøring, og viskositetsavlesninger ble oppnådd for den resulterende blanding ved valgte tidsintervaller under anvendelse av et Brookfield Model LTV viskometer, Nr. 1 spindel, 6 omdr./min ved omgivelsestemperatur.
Saltvannet eller saltoppløsningsvannet benyttet i forsøkene hadde følgende sammensetninger:
Saltoppløsning 1
Saltoppløsning 2
De vandige kryssbindende blandinger benyttet i forsøkene hadde følgende bestanddeler:
Resultatene fra disse forsøk er vist i tabell I.
EKSEMPEL II
En serie forsøk ble foretatt på samme måte som i eksempel I unntatt at viskositeten til den kryssbindende blanding ble observert visuelt. Resulatene av disse forsøkene er vist i tabell II.
EKSEMPEL III
Forsøkene ble utført for å bestemme resterende motstandsfaktor (RRF) for to kjerner under anvendelse av foreliggende fremgangsmåte. Kjernene ble forbundet i serie med hverandre og inneholdt berea-sandsten, og hadde en diameter på ca 2,38 cm og en lengde på ca 10,16.
Forsøkene ble utført ved følgende trinn:
a. Pump en saltoppløsning gjennom kjernene inntil diffe-rensialtrykket over kjernene er stabilt. Saltoppløsningen omfatter saltoppløsning 1. b. Pump gjennom kjernene ved en konstant strømningshastighet på 1 ml/min en vandig oppløsning omfattende 500 ppm av en kopolymer av 93,0 vekt-# acrylamid og 7,0 vekt-# akrylsyre og 2 vekt-# av en kryssbindende blanding. Et volum på 100 ml av den vandige oppløsning pumpes gjennom kjernene. c. Pump en saltoppløsning gjennom kjernene inntil diffe-rensialtrykket over kjernene er stabilt.
Resultatene fra dette forsøk ble målt som resterende motstandsfaktor (RRF).
permeabilitet før behandling
RRF = permeabilitet etter behandling
Permeabilitetene for RRF ble målt ved hjelp av pumpetrykket gjennom kjernene, før og etter behandling. Resultatene fra disse forsøk er vist i tabell III
Resultatene fra disse forsøk viser meget effektiv endring ved bruk av foreligende kryssbindende blandinger.
Claims (9)
1.
Kryssbindende blanding, karakterisert ved at den innbefatter: (a) vann; (b) en første bestanddel inneholdende aluminiumkationer med en valens på 3<+> og omfattende aluminiumacetat; (c) en annen bestanddel inneholdende zirkoniumkationer med en valens på 4<+> og valgt fra gruppen bestående av: (i) zirkoniumlaktat; (ii) en zirkoniumblanding omfattende: (A) en zirkoniumforbindelse valgt fra gruppen bestående av zirkoniumoksyklorid, zirkoniumacetat, zirkoniumtetraklorid, zirkoniumortosulfat, zirkoniumkarbonat, zirkoniumammoniumkarbonat og blandinger derav; (B) en alfa-hydroksysyre representert ved følgende formel:
hvor R er valgt fra gruppen bestående av hydrogen og en alkylgruppe med 1-3 karbonatomer; (C) en aminforbindelse representert ved formelen:
Ri er en hydroksyalkylgruppe med fra 1-3 karbonatomer,
R2 er valgt fra gruppen bestående av en alkylgruppe med 1-3 karbonatomer og en hydroksyalkylgruppe med fra 1-3 karbonatomer;
R3 er valgt fra gruppen bestående av hydrogen, en alkylgruppe og en hydroksyalkylgruppe med 1-3 karbonatomer , og (iii) blandinger av (i) og (ii);
hvorved zirkoniumkationene og aluminiumkationene er til stede i den kryssbindende sammensetning i en mengde som er tilstrekkelig til å gi et vektforhold for zirkoniumkationer til aluminiumkationer fra 1:1 til 10:1, og hvor nevnte kryssbindende sammensetning har en pE-verdi fra 3 til 11, (d) en vanndispergerbar, hydrofil organisk polymer med en molekylvekt på over 100.000 og inneholdende karboksylfunksjonalitet.
2.
Kryssbindende blanding ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte pH-verdi er fra 6 til 8.
3.
Kryssbindende blanding ifølge krav 1, karakterisert ved at vektforholdet for zirkoniumkationer til aluminiumkationer er ca. 2.
4.
Kryssbindende blanding ifølge krav 3, karakterisert ved at den andre bestanddelen er valgt fra gruppen bestående av zirkoniumlaktat og en blanding omfattende ca. 1 mol zirkoniumoksyklorid, ca. 2 mol melkesyre og ca. 2 mol trietanolamin.
5.
Kryssbindende blanding ifølge krav 3, karakterisert ved at den andre bestanddelen er zirkoniumlaktat, og at nevnte vektforhold av zirkoniumioner til aluminiumioner er ca. 2.
6.
Kryssbindende blanding ifølge krav 1, karakterisert ved at den vanndispergerbare, hydrofile organiske polymer er valgt fra gruppen bestående av kar-boksylalkylguar hvor alkylgruppen har 1-3 karbonatomer, karboksyalkylhydroksyalkylguar, hvor alkylgruppene har 1-3 karbonatomer, xantangummi, polyakrylamid hvor 5-75$ av karboksamidgruppene er hydrolysert til karboksylgruppe, polymetakrylamid hvor 5-7556 karboksamidgruppene er hydrolysert til karboksylgrupper, celluloseetere, en kopolymer av 5-70 vekt-# akrylsyre eller metakrylsyre kopolymerisert med akrylamid eller metakrylamid, og blandinger derav.
7.
Kryssbindende blanding ifølge krav 6, karakterisert ved at nevnte polymer er valgt fra gruppen bestående av polyakrylamid hvor 1% av karboksamidgruppene er hydrolyert til karboksylgrupper, polyakrylamid hvori 30% av karboksamidgruppene er hydrolysert til karboksylgrupper, og blandinger derav.
8.
Fremgangsmåte for endring av permeabiliteten til en underjordisk formasjon, karakterisert ved at man bringer nevnte formasjon i kontakt med en vandig blanding omfattende en kryssbindende blanding ifølge hvilket som helst av kravene 1-5.
9.
Fremgangsmåte for endring av permeabiliteten til en underjordisk formasjon, karakterisert ved at man i rekkefølge bringer formasjonen i kontakt med: I. en første vandig blanding omfattende en vanndispergerbar, hydrofil, organisk polymer med en molekylvekt på minst 100.000 og inneholdende karboksylfunksjonalitet; II. en kryssbindende blanding omfattende: (a) vann; (b) en første bestanddel inneholdende aluminiumkationer med en valens på 3<+> og omfattende aluminiumacetat; (c) en annen bestanddel inneholdende zirkoniumkationer med en valens på 4<+> og valgt fra gruppen bestående av: (i) zirkoniumlaktat; (ii) en zirkoniumblanding omfattende: (A) en zirkoniumforbindelse valgt fra gruppen bestående av zirkoniumoksyklorid, zirkoniumacetat, zirkoniumtetraklorid, zirkoniumortosulfat, zirkoniumkarbonat, zirkoniumammoniumkarbonat, og blandinger derav; (B) en alfa-hydroksysyre representert ved formelen:
hvor: R er valgt fra gruppen bestående av hydrogen og en alkylgruppe med 1-3 karbonatomer; (C) en aminforbindelse representert ved formelen:
hvor: Ri er en hydroksyalkylgruppe med 1-3 karbonatomer; R2 er valgt fra gruppen bestående av en alkylgruppe med 1-3 karbonatomer og en hydroksyalkylgruppe med 1-3 karbonatomer; R3 er valgt fra gruppen bestående av hydrogen, en alkylgruppe med 1-3 karbonatomer og en hydroksyalkylgruppe med 1-3 karbonatomer; og (iii) blandinger av (i) og (ii);
hvor zirkoniumkationene og aluminiumkationene er til stede i den kryssbindende blanding i en menge som er tilstrekkelig til å gi et vektforhold for zirkoniumkationer fra 1:1 til 10:1 og hvor den kryssbindende sammensetning har en pH-verdi fra 3 til 11; og III. en annen vandig blanding omfattende en vanndispergerbar, hydrofil, organisk polymer med en molekylvekt på minst 100.000 og inneholdende karboksylfunksjonalitet.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/607,363 US4606772A (en) | 1984-05-04 | 1984-05-04 | Composition for and method of altering the permeability of a subterranean formation |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO851608L NO851608L (no) | 1985-11-05 |
| NO169738B true NO169738B (no) | 1992-04-21 |
| NO169738C NO169738C (no) | 1992-07-29 |
Family
ID=24431957
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO851608A NO169738C (no) | 1984-05-04 | 1985-04-22 | Blanding og fremgangsmaate for endring av permeabiliteten til en underjordisk formasjon |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4606772A (no) |
| EP (1) | EP0161858B1 (no) |
| AU (1) | AU582190B2 (no) |
| CA (1) | CA1239921A (no) |
| DE (1) | DE3560492D1 (no) |
| NO (1) | NO169738C (no) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4683949A (en) * | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
| US4706754A (en) * | 1986-03-14 | 1987-11-17 | Marathon Oil Company | Oil recovery process using a delayed polymer gel |
| US5069283A (en) * | 1989-08-02 | 1991-12-03 | The Western Company Of North America | Fracturing process using carbon dioxide and nitrogen |
| US5002125A (en) * | 1989-08-02 | 1991-03-26 | The Western Company Of North America | Fracturing process using a viscosity stabilized energizing phase |
| US5035287A (en) * | 1990-07-30 | 1991-07-30 | Oryz Energy Company | Redox gel process for more uniform fluid flow in formations |
| WO1992014907A1 (en) * | 1991-02-22 | 1992-09-03 | The Western Company Of North America | Slurried polymer foam system and method for the use thereof |
| ATE123051T1 (de) * | 1992-04-10 | 1995-06-15 | Eniricerche Spa | Hochtemperatur-bohrschlämme. |
| US5246073A (en) * | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5957203A (en) * | 1992-08-31 | 1999-09-28 | Union Oil Company Of California | Ultra-high temperature stable gels |
| US5617920A (en) * | 1992-08-31 | 1997-04-08 | Union Oil Company Of California | Method for modifying gelation time of organically crosslinked, aqueous gels |
| US5316083A (en) * | 1992-12-31 | 1994-05-31 | Shell Oil Company | Blast furnace slag spacer |
| US5333690A (en) * | 1992-12-31 | 1994-08-02 | Shell Oil Company | Cementing with blast furnace slag using spacer |
| AU5572596A (en) * | 1995-04-25 | 1996-11-18 | Bj Services Company | Gelation additive for hydraulic fracturing fluids |
| CA2395928A1 (en) * | 1999-12-29 | 2001-07-12 | Shell Canada Limited | Process for altering the relative permeability of a hydrocarbon-bearing formation |
| US7708071B2 (en) * | 2008-08-14 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising aluminum chloride and associated methods |
| CN110819334B (zh) * | 2018-10-31 | 2021-08-20 | 中国石油大学(华东) | 撬装式冻胶分散体生产装置及其应用 |
Family Cites Families (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2898356A (en) * | 1955-09-06 | 1959-08-04 | Nat Lead Co | Organotitanium compounds and process of preparation |
| US3421584A (en) * | 1967-03-23 | 1969-01-14 | Dow Chemical Co | Grouting,plugging,and consolidating method |
| US3638729A (en) * | 1970-05-27 | 1972-02-01 | Phillips Petroleum Co | Water flooding method using gel and viscosity-increasing materials |
| US3707191A (en) * | 1970-05-27 | 1972-12-26 | Phillips Petroleum Co | Gel fluid water flooding method |
| US3667546A (en) * | 1970-05-28 | 1972-06-06 | Phillips Petroleum Co | Waterflooding method |
| US3658129A (en) * | 1970-09-01 | 1972-04-25 | Phillips Petroleum Co | In situ gelation of polymers during waterflooding |
| US3724548A (en) * | 1971-02-17 | 1973-04-03 | Phillips Petroleum Co | Waterflooding method using modified starch granules |
| US3900406A (en) * | 1971-07-01 | 1975-08-19 | Phillips Petroleum Co | Aqueous gels and uses thereof |
| US3727687A (en) * | 1971-07-01 | 1973-04-17 | Phillips Petroleum Co | Aqueous gels and uses thereof |
| US3757863A (en) * | 1971-12-27 | 1973-09-11 | Phillips Petroleum Co | Secondary recovery methods |
| US3762476A (en) * | 1972-01-03 | 1973-10-02 | Phillips Petroleum Co | Subterranean formation permeability correction |
| US3749172A (en) * | 1972-02-09 | 1973-07-31 | Phillips Petroleum Co | Methods of using gelled polymers in the treatment of wells |
| US3845822A (en) * | 1972-02-09 | 1974-11-05 | Phillips Petroleum Co | Plugging or sealing fractures in formations |
| US3909423A (en) * | 1972-02-09 | 1975-09-30 | Phillips Petroleum Co | Gelled polymers and methods of preparing same |
| US3782467A (en) * | 1972-07-26 | 1974-01-01 | Phillips Petroleum Co | Method for reducing gas production |
| US3785437A (en) * | 1972-10-04 | 1974-01-15 | Phillips Petroleum Co | Method for controlling formation permeability |
| US3844348A (en) * | 1972-12-14 | 1974-10-29 | Phillips Petroleum Co | Method of controlling subterranean formation permeability employing graft-polymerized bacterial gum polysaccharide compositions |
| US3926258A (en) * | 1972-12-27 | 1975-12-16 | Phillips Petroleum Co | Method for reducing formation permeability with gelled polymer solution having delayed gel time |
| US3833061A (en) * | 1972-12-27 | 1974-09-03 | Phillips Petroleum Co | Method for selectively reducing brine permeability in a subterranean oil-wet formation |
| US3848673A (en) * | 1973-02-26 | 1974-11-19 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrocarbons |
| US3881552A (en) * | 1973-04-12 | 1975-05-06 | Phillips Petroleum Co | Shutting off water in gas wells |
| US3949811A (en) * | 1973-04-23 | 1976-04-13 | Phillips Petroleum Company | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines |
| US3955998A (en) * | 1973-06-21 | 1976-05-11 | Phillips Petroleum Company | Aqueous gels for plugging fractures in subterranean formation and production of said aqueous gels |
| US4048079A (en) * | 1973-10-09 | 1977-09-13 | Phillips Petroleum Company | Aqueous gels and uses thereof |
| US3908760A (en) * | 1973-10-09 | 1975-09-30 | Phillips Petroleum Co | Method of treating subterranean formations with aqueous gels |
| US4110230A (en) * | 1974-02-12 | 1978-08-29 | Phillips Petroleum Company | Aqueous gelable compositions having extended gelation time and methods of preparing same |
| US4120361A (en) * | 1974-04-19 | 1978-10-17 | Phillips Petroleum Company | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines |
| US3888312A (en) * | 1974-04-29 | 1975-06-10 | Halliburton Co | Method and compositions for fracturing well formations |
| US3910350A (en) * | 1974-05-16 | 1975-10-07 | Phillips Petroleum Co | Hydrocarbon recovery in waterflooding |
| US3964923A (en) * | 1975-01-13 | 1976-06-22 | Phillips Petroleum Company | Controlling permeability in subterranean formations |
| US4090013A (en) * | 1975-03-07 | 1978-05-16 | National Starch And Chemical Corp. | Absorbent composition of matter |
| US4043952A (en) * | 1975-05-09 | 1977-08-23 | National Starch And Chemical Corporation | Surface treatment process for improving dispersibility of an absorbent composition, and product thereof |
| US3952806A (en) * | 1975-06-16 | 1976-04-27 | Phillips Petroleum Company | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation |
| US4043921A (en) * | 1975-09-10 | 1977-08-23 | Phillips Petroleum Company | Cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels |
| US3971440A (en) * | 1975-09-10 | 1976-07-27 | Phillips Petroleum Company | Method for treating subterranean formations with cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels |
| US4039029A (en) * | 1975-11-06 | 1977-08-02 | Phillips Petroleum Company | Retreatment of wells to reduce water production |
| US3981363A (en) * | 1975-11-06 | 1976-09-21 | Phillips Petroleum Company | Partially crosslinked polymer used in correcting subterranean formation permeability |
| US4018286A (en) * | 1975-11-06 | 1977-04-19 | Phillips Petroleum Company | Controlled well plugging with dilute polymer solutions |
| US4040484A (en) * | 1975-11-06 | 1977-08-09 | Phillips Petroleum Company | Gel formation by polymer crosslinking |
| US4110226A (en) * | 1977-02-02 | 1978-08-29 | Phillips Petroleum Company | Stabilized aqueous gels and uses thereof |
| US4110231A (en) * | 1977-02-02 | 1978-08-29 | Phillips Petroleum Company | Stabilized aqueous gels and uses thereof |
| US4324668A (en) * | 1978-10-02 | 1982-04-13 | Halliburton Company | High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same |
| US4296096A (en) * | 1979-07-05 | 1981-10-20 | Colgate-Palmolive Company | High viscosity dentifrice |
| DE2936906A1 (de) * | 1979-09-12 | 1981-04-02 | Luperox GmbH, 8870 Günzburg | Verfahren zur vernetzung von vernetzbaren polymeren und/oder copolymeren |
| AR247709A1 (es) * | 1981-10-29 | 1995-03-31 | Dow Chemical Co | Producto reticulante para polisacaridos solvatables y composiciones reticulables que incluyen a dicho producto |
| US4488975A (en) * | 1982-12-13 | 1984-12-18 | Halliburton Company | High temperature stable crosslinked gel fracturing fluid |
| US4477360A (en) * | 1983-06-13 | 1984-10-16 | Halliburton Company | Method and compositions for fracturing subterranean formations |
| AU565273B2 (en) * | 1983-08-23 | 1987-09-10 | Halliburton Company | Polymer cross linking composition |
-
1984
- 1984-05-04 US US06/607,363 patent/US4606772A/en not_active Expired - Fee Related
-
1985
- 1985-04-22 NO NO851608A patent/NO169738C/no not_active IP Right Cessation
- 1985-04-29 DE DE8585303018T patent/DE3560492D1/de not_active Expired
- 1985-04-29 EP EP85303018A patent/EP0161858B1/en not_active Expired
- 1985-04-30 CA CA000480445A patent/CA1239921A/en not_active Expired
- 1985-10-15 AU AU48587/85A patent/AU582190B2/en not_active Expired
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA1239921A (en) | 1988-08-02 |
| NO169738C (no) | 1992-07-29 |
| DE3560492D1 (en) | 1987-09-24 |
| NO851608L (no) | 1985-11-05 |
| AU4858785A (en) | 1986-09-04 |
| EP0161858A2 (en) | 1985-11-21 |
| US4606772A (en) | 1986-08-19 |
| EP0161858A3 (en) | 1986-02-12 |
| EP0161858B1 (en) | 1987-08-19 |
| AU582190B2 (en) | 1989-03-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4460751A (en) | Crosslinking composition and method of preparation | |
| US4524829A (en) | Method of altering the permeability of a subterranean formation | |
| US4031958A (en) | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation | |
| US4664713A (en) | Composition for and method of altering the permeability of a subterranean formation | |
| EP0170893B1 (en) | Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process | |
| US4569393A (en) | CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction | |
| US4137182A (en) | Process for fracturing well formations using aqueous gels | |
| US4498539A (en) | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions | |
| US4004639A (en) | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation | |
| US4624795A (en) | Aqueous acid gels and use thereof | |
| NO169738B (no) | Blanding og fremgangsmaate for endring av permeabiliteten til en underjordisk formasjon | |
| EP0156031B1 (en) | Method of oil recovery | |
| US4332297A (en) | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs | |
| CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| EP0212671A2 (en) | Method for emplacement of a gelatinous foam in gas flooding enhanced recovery | |
| US4193453A (en) | Method for consolidating sand or water control in subterranean formations | |
| US4484631A (en) | Use of polyampholytes to enhance oil and/or gas recovery | |
| US4487867A (en) | Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation | |
| US4947934A (en) | Method of increasing retention of scale inhibitor in subterranean formations | |
| EP0207220A2 (en) | Process for preparing a stabilized chromium(III) propionate solution and its use in formation treatment | |
| US4240505A (en) | Well acidizing compositions and methods | |
| EP0136773B1 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations | |
| CA1211880A (en) | Method of improving dispersibility of water soluble anionic polymers | |
| US4676930A (en) | Zirconium crosslinked gel compositions, methods of preparation and application in enhanced oil recovery | |
| US4959163A (en) | Polyampholytes-high temperature polymers and method of use |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |