NO169739B - Fremgangsmaate til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon - Google Patents
Fremgangsmaate til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO169739B NO169739B NO852746A NO852746A NO169739B NO 169739 B NO169739 B NO 169739B NO 852746 A NO852746 A NO 852746A NO 852746 A NO852746 A NO 852746A NO 169739 B NO169739 B NO 169739B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid
- water
- polymer
- chromium
- stated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 27
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 8
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 title claims description 18
- 239000008398 formation water Substances 0.000 title claims description 8
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title claims description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title description 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 title 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 26
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims abstract description 22
- -1 chromium Chemical class 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims abstract description 22
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims abstract description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 50
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 42
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 41
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N Propionic acid Chemical class CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 25
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 16
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 claims description 12
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 claims description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 8
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 8
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 7
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 5
- FSQDURCMBCGCIK-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-dihydroxyphenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=C(O)C=C1O FSQDURCMBCGCIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-N Trifluoroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(F)(F)F DTQVDTLACAAQTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 4
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 claims description 3
- WWHZZMHPRRFPGP-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-triiodoacetic acid Chemical compound OC(=O)C(I)(I)I WWHZZMHPRRFPGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NDUPDOJHUQKPAG-UHFFFAOYSA-M 2,2-Dichloropropanoate Chemical compound CC(Cl)(Cl)C([O-])=O NDUPDOJHUQKPAG-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- QMHNFKJHFYCNRW-UHFFFAOYSA-N 2,2-dibromobutanoic acid Chemical compound CCC(Br)(Br)C(O)=O QMHNFKJHFYCNRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- TWEBLPKRDRCUEH-UHFFFAOYSA-N 2,2-dichloropentanoic acid Chemical compound CCCC(Cl)(Cl)C(O)=O TWEBLPKRDRCUEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FXJWTHBNVZNQQP-UHFFFAOYSA-N 2,3-dibromo-3-phenylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(Br)C(Br)C1=CC=CC=C1 FXJWTHBNVZNQQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZMYAKSMZTVWUJB-UHFFFAOYSA-N 2,3-dibromopropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(Br)CBr ZMYAKSMZTVWUJB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GXMWLJKTGBZMBH-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-dichlorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=C(Cl)C=C1Cl GXMWLJKTGBZMBH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HYIGWPGLCQNCIH-UHFFFAOYSA-N 2-bromo-2-nitropropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(Br)(C)[N+]([O-])=O HYIGWPGLCQNCIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LCPNBRYUQUCNNX-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-4-nitrobutanoic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)CC[N+]([O-])=O LCPNBRYUQUCNNX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LWFUFLREGJMOIZ-UHFFFAOYSA-N 3,5-dinitrosalicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC([N+]([O-])=O)=CC([N+]([O-])=O)=C1O LWFUFLREGJMOIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FDCMFXYJLLICPJ-UHFFFAOYSA-N 3-(2,2,2-trichloroethoxy)propanoic acid Chemical compound OC(=O)CCOCC(Cl)(Cl)Cl FDCMFXYJLLICPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WBLZUCOIBUDNBV-UHFFFAOYSA-N 3-nitropropanoic acid Chemical compound OC(=O)CC[N+]([O-])=O WBLZUCOIBUDNBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 claims description 2
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- RGHXWDVNBYKJQH-UHFFFAOYSA-N nitroacetic acid Chemical compound OC(=O)C[N+]([O-])=O RGHXWDVNBYKJQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 claims description 2
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 claims description 2
- YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N trichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)(Cl)Cl YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000004648 butanoic acid derivatives Chemical class 0.000 claims 2
- HLHNOIAOWQFNGW-UHFFFAOYSA-N 3-bromo-4-hydroxybenzonitrile Chemical compound OC1=CC=C(C#N)C=C1Br HLHNOIAOWQFNGW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000006501 nitrophenyl group Chemical group 0.000 claims 1
- NQPDZGIKBAWPEJ-UHFFFAOYSA-M valerate Chemical class CCCCC([O-])=O NQPDZGIKBAWPEJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 abstract description 22
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 abstract description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 15
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 abstract description 14
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 10
- 238000012937 correction Methods 0.000 abstract description 10
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 51
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 24
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 23
- PYXSPTLIBJZHQW-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);propanoate Chemical compound [Cr+3].CCC([O-])=O.CCC([O-])=O.CCC([O-])=O PYXSPTLIBJZHQW-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 22
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical compound [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 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 10
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 6
- 239000003352 sequestering agent Substances 0.000 description 6
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 5
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 4
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 4
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 2
- SWXXYWDHQDTFSU-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate Chemical compound [Cr+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O SWXXYWDHQDTFSU-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 2
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 2
- KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 2-vinylpyridine Chemical compound C=CC1=CC=CC=N1 KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-M Butyrate Chemical compound CCCC([O-])=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N Butyric acid Natural products CCCC(O)=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 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
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- GZNQQRONCLMBSG-UHFFFAOYSA-H [Cr+3].[Cr+3].[O-]C(=O)CCCCC([O-])=O.[O-]C(=O)CCCCC([O-])=O.[O-]C(=O)CCCCC([O-])=O Chemical compound [Cr+3].[Cr+3].[O-]C(=O)CCCCC([O-])=O.[O-]C(=O)CCCCC([O-])=O.[O-]C(=O)CCCCC([O-])=O GZNQQRONCLMBSG-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- YLEPZEPRTFNMSO-UHFFFAOYSA-N [N+](=O)([O-])C=1C=C(OC(C(=O)O)C)C=C(C=1)[N+](=O)[O-] Chemical compound [N+](=O)([O-])C=1C=C(OC(C(=O)O)C)C=C(C=1)[N+](=O)[O-] YLEPZEPRTFNMSO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-L adipate(2-) Chemical compound [O-]C(=O)CCCCC([O-])=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N aluminium(3+) Chemical compound [Al+3] REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920003064 carboxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 230000009920 chelation Effects 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- WMQWGIITGJKGNO-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);2,2,2-trifluoroacetate Chemical compound FC(F)(F)C(=O)O[Cr](OC(=O)C(F)(F)F)OC(=O)C(F)(F)F WMQWGIITGJKGNO-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000029087 digestion Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002070 germicidal effect Effects 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000001963 growth medium Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000005923 long-lasting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003760 magnetic stirring Methods 0.000 description 1
- 230000002503 metabolic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002207 metabolite Substances 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 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
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229960002796 polystyrene sulfonate Drugs 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000012488 sample solution Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 210000002966 serum Anatomy 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000012258 stirred mixture Substances 0.000 description 1
- 229940095064 tartrate Drugs 0.000 description 1
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
Description
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon ved injisering av virksomme permeabilitetsregulerende forhold av en in-situ gelerbar blanding.
I eldre oljeproduserende felter vil vannkannelering gjennom sonene med høy permeabilitet i et oljereservoar føre til forbipassering av store mengder tilstedeværende olje. De mer gjennomtrengelige soner i den underjordiske formasjon er til-bøyelige til å motta mesteparten av de injiserte fluider. Skjønt dette opprinnelig er akseptabelt ved utfeiing av olje fra slike soner med relativt høy permeabilitet blir det etter hvert uønsket, fordi oljeinnholdet av slike geologiske lag blir redusert da meget av det senere injiserte flømmingsvann eller annet fluid går utenom de forholdsvis mindre gjennomtrengelige soner og gir lite utbytte med hensyn til å forbedre ytterligere hydrokarbonutvinning.
Tilstopping i dybden av en sone med forholdsvis høy gjennomtrengelighet foretrekkes, for å omdanne sonen til en sone med meget lavere gjennomtrengelighet. Da vil flømmingsvann som senere injiseres være tilbøyelig til å gå inn i de tidligere forbipasserte, men nå forholdsvis mer gjennomtrengelige hydrokarbonholdige soner og således mobilisere økede mengder hydrokarboner derfra.
En rekke forskjellige metoder til permeabilitetskorrek-sjon av underjordiske formasjoner er blitt utviklet. US-PS
3 762 476 beskriver bruken av en rekke forskjellige polymerer i forbindelse med tverrbindingsoppløsninger av forskjellige flerverdige metallkationer kompleksert med visse sekvestrerings/retarderings-anioner valgt fra gruppen bestående av ace-tat, nitriltriacetat, tartrat, citrat og fosfat. Tverrbindings-oppløsningen injiseres etter den første injeksjon av polymer-fortykket oppløsning, ofte etter og før skilleplugger av saltlake, fulgt av injeksjon av ytterligere polymeroppløsning hvilken rekkefølge kan gjentas. US-PS 4 018 286 beskriver lignende materialer videre med anvendelse av regulert pH-verdi.
Mange av materialene har imidlertid vært mangelfulle
i harde saltlaker (saltlaker inneholdende kalsium- og/eller magnesium-ioner) når det gjelder å skaffe en høy grad av virkningsfullhet i stor skala, unngåelse av utilbørlig bunnfelling og tilstopping av de geologiske lag, utilstrekkelig dannelse av gel og lignende.
GB-patentsøknad nr. 2 055 106 beskriver vandige oppløsninger som inneholder hydroksyetylkarboksyetylcellulose (HECEC) for bruk i frakturering, komplettering og overhaling av brønner.
Et problem med bakterier er .også blitt stadig tydeligere i oljefeltarbeid. Bakterier i det tilgjengelige forråd av overflatevann og i de dype underjordiske strukturer, særlig sulfatreduserende bakterier, lever og trives under hva man tidligere anså være meget ugunstige betingelser. Sulfatreduserende bakterier og andre bakterier som man støter på i underjordiske lag er blitt stadig mer brysomme pga. produksjonen av hydrogen-sulfid som bevirker korrosjon, "syrner" den tilstedeværende olje og bevirker utfelling av uoppløselige forbindelser såsom jernsulfid, hvilket kan bevirke uønsket tilstopping av porer i formasjonen.
Der har vært behov for behandlinger med materialer som er virksomme som tverrbindingsmidler og også har bakteriedrepende egenskaper.
Av de sekvestrerte kationiske materialer som anvendes
i gelering av polymerer har aluminiumcitratoppløsninger hit-til vært de foretrukne tverrbindingsmidler pga. økonomi og tilgjengelighet. Et virkelig problem har imidlertid hele tiden vært tilstede idet man for å blande opp aluminiumcitratopp-
løsninger må anvende ferskvann. Da enorme mengder injeksjons-oppløsninger inngår i flømmingsarbeidet, har det vært et al-vorlig problem å skaffe store mengder ferskvann av injeksjons-kvalitet ved brønnene mange steder.
Der er behov for virksomme tverrbindingsmidler som kan anvendes i harde saltlakeoppløsninger, og som samtidig har bakteriedrepende egenskaper, særlig med hensyn til sulfatreduserende bakterier.
Oppfinnelsen skaffer en fremgangsmåte til regulering
av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon ved injisering av virksomme permeabilitetsregulerende forhold av en in-situ gelerbar blanding omfattende:
(a) vann,
(b) minst én polymer som kan geler es med et tverrbindingsmiddel innenfor et gelerings-pH-område, (c) minst ett tverrbindingsmiddel bestående av flerverdige metallkationer, og (d) en sekvestreringsdel relativ til de nevnte flerverdige metallkationer med minst ett sekvestreringsanion, karakterisert ved at det nevnte sekvestreringsanion velges fra (i) stort sett vannoppløselige karboksylsyrer med 3-5 karbonatomer og de tilsvarende vannoppløselige karboksylatsalter, (ii) halogenerte og nitrosubstituerte karboksylsyrer med 2-5 karbonatomer og de tilsvarende vannoppløselige karboksylsalter, og (iii) hydroksylerte, halogenerte og nitrosubstituerte fenylgruppeholdige karboksylsyrer med totalt 8-11 karbonatomer og de tilsvarende vannoppløselige karboksylatsalter.
Det er funnet at gelerbare blandinger egnet til injisering inn i underjordiske formasjoner, særlig brønn-blandinger som omfatter vann, en vannfortykkende mengde av en polymer som kan geleres i nærvær av et biocid tverrbindingsmiddel av flerverdig metall, f.eks. krompropionat, og som er nyttige i oppløsningner med høyt innhold av saltlake, har viktige biocide egenskaper.
Blandingene og fremgangsmåtene har de fordeler at de
er vandige blandinger som kan fremstilles i harde saltlakevann som er tilgjengelige ved brannstedet uten behov for tilførsel av ferskvann, og tverrbindingsmiddelet er selv bakteriedrepende. Dette skaffer bakteriell beherskelse i oppløsningen av tverrbindingsmiddelet selv, bidrar til å skaffe beherskelse av bakterier i injeksjonsrørledningene gjennom hvilke den biocide oppløsning strømmer, hvilket bidrar til å redusere til et minimum korrosjonen og opprettholde beskyttelse i metallednin-ger. Videre oppviser den bakteriedrepende egenskaper i de dype geologiske lag, behersker populasjonen av sulfatreduserende bakterier som ellers skaffer uønskede metabolske produkter såsom H2S in situ, hvilket kan bevirke utfelling av jernsulfid og føre til tilstopping på steder hvor dette er uønsket, under-tiden med avbrytelse eller forstyrrelse eller ødeleggelse av virkningsfullheten av flømminger for utvinning av hydrokarbon-reserver.
Det er en hensikt med oppfinnelsen å skaffe tverrbindingsmidler med baktericide egenskaper for å bidra til regulering av bakterier i det tilgjengelige forråd av overflatevann og formasjonsvann i underjordiske geologiske lag i forbindelse med de gelerbare polymerblandinger.
Andre sider, hensikter og de forskjellige fordeler med oppfinnelsen vil fremgå ved gjennomgåelse av beskrivelsen og de tilhørende krav.
Det er nå overraskende funnet at visse anioner med sekvestrerende (retarderende) evner, særlig propionat, er bakteriedrepende. Dette er i sannhet overraskende da den nær beslektede homolog acetatet ikke er bakteriedrepende.
I henhold til oppfinnelsen er det skaffet fremgangsmåter som anvender blandingene, f.eks. ved injeksjon i rekkefølge av en vannfortykkende mengde av et vannoppløselig eller vanndispergerbart polymert viskositetsregulerende middel, injeksjon av saltlake, injeksjon av den biocide oppløsning av sekvestert flerverdig metall med angitte egenskaper, fortrinnsvis fulgt av en ytterligere saltlakeinjeksjon og/eller fortrinnsvis av en ytterligere injeksjon av et vannoppløselig vanndispergerbart polymert viskositetsregulerende middel.
Tverrbindingsmidler
Tverrbindingsmidlene er oppløsninger av flerverdige (poly-valente) metallkationer som er virksomme med hensyn til type og konsentrasjon for gelering av den valgte polymer innen gelerings-pH-området. Slike flerverdige metallioner er fortrinns--i n ri ,,3+ m-4+ „ 2+ „ 4+ „ 4+ „ 3 +
vis en eller flere av Al , Ti , Zn , Sn , Zr og Cr For tiden foretrekkes Al og Cr skjønt Cr er for tiden langt mer foretrukket i harde saltlaker med høy salinitet.
For tiden foretrekkes krom (III). Det foretrukne krom (III) eller andre flerverdige metallkationer anvendes i form av komplekser med en'virksom sekvestrerings- eller gelaterings-mengde av et eller flere chelaterings- eller sekvestrerings-ioner av biocid karakter. Den biocide chelaterings- eller sek-vestreringskomponent retarderer begynnelsen og hastigheten av polymerens gelering og skaffer dessuten den overraskende og meget viktige biocide egenskap. Krom er det foretrukne kation i saltlaker med høy salinitet innbefattet hard saltlake. Saltlake med høy salinitet inneholder i størrelsesorden minst ca. 100.000 ppm samlede oppløste faststoffer. Således meddeler kombinasjonen av det spesielle chelaterings- eller sekvestre-ringsmiddel med biocid egenskap i tilslutning til det foretrukne krom(III)-kation, toleranse for høy saltlake samt biocid egenskap.
Skjønt propionat for tiden er mest foretrukket og adipat er ansett som et foretrukket biocidanion, er andre typer biocide anioner med chelaterende og sekvestrerende egenskap også egnet til bruk i oppfinnelsen. Forskjellige baktericide materialer innbefatter: A. Stort sett vannoppløselige karboksylsyrer med 3-5 kar-boner og de tilsvarende vannoppløselige karboksylatsalter, fortrinnsvis propionat, og i mindre utstrekning butyrat pga. dets avtagende vannoppløselighet.
B. Halogenerte og/eller nitrosubstituerte monokarboksyl-syrer med 2-5 karbonatomer og de tilsvarende vannopp-løselige karboksylatsalter, f.eks. 2,2-diklorpropion-syre, 2,2-dibromsmørsyre, trifluoreddiksyre, tribrom-
eddiksyre, trikloreddiksyre, 2,3-dibrompropionsyre,
2,2-diklorvaleriansyre, 3-nitropropionsyre, trijodeddik-syre, 3(2,2,2-trikloretoksy)propionsyre, 4-nitro-2-klor-smørsyre, 2-brom-2-nitropropionsyre, 2-nitroeddiksyre og lignende, alene eller i blanding. C. Hydroksylerte, halogenerte og/eller nitrosubstituerte fenylgruppeholdige karboksylsyrer med totalt 8-11 karbonatomer og de tilsvarende vannoppløselige salter såsom 2,4-dihydroksfenyleddiksyre, 2,4-diklorfenyleddiksyre, 3(2',4'-dibromfenoksy)propionsyre, 3 (3',5'-dinitrofenoksy)propionsyre, 3-fenyl-2,3-dibrompropionsyre, 3,5-dinitrosalicylsyre, 3(3'-brom-4'-nitrofenyl)-propionsyre, 3(3<1->4<1->dihydroksyfenyl)propionsyre og lignende, alene eller i blanding, og
D. adipinsyre og vannoppløselige adipatsalter.
Den ønskede oppløsning av krom(III) eller andre flerverdige metallkationer med sekvestrerings- eller chelateringsmid-delet med bakteriedrepende egenskaper valgt fra materialene som beskrevet ovenfor kan fremstilles på forskjellige måter.
Fremstilling av kromoppløsning
For eksempel kan krom eller andre valgte metallpulvere oppslemmes med syreformen av det valgte anion i egnede mengder, iblant med oppvarming og/eller mindre mengder vandig saltsyre for å hjelpe til med initiering av reaksjonen, inntil en ønsket oppløsning er oppnådd. Når det gjelder krom(III), særlig krompropionat, blir klare, dypgrønne oppløsninger oppnådd.
Tilstrekkelig retarderings-/sekvestrerings-anion bør foreligge for fullstendig forening med krommet eller et annet flerverdig metallkation som anvendes. Forholdene mellom anion og krom eller et annet flerverdig metallkation for en stabil oppløsning kan lett bestemmes.
En hvilken som helst egnet fremgangsmåte til fremstilling av krompropionatet eller et salt av et annet flerverdig metallkation som har bakteriedrepende egenskaper kan anvendes. For eksempel kan egnede uorganiske salter blandes med det valgte chelaterings-/sekvestrerings-salt eller syreformen i egnede molforhold.
En oppløsning av flerverdig metallion kan fremstilles fra et egnet vannoppløselig salt eller forbindelse av metallet, f.eks. kloridet eller lignende ved blanding av metallsaltet eller forbindelsen med tilstrekkelige mengder vann til å frem-stille en ønsket eller passende utgangsoppløsning. Ferskvann kan være nyttig for oppløsningsegenskapene av noen salter slik det er kjent.
Sekvestreringsmiddelet blir vanligvis tilført eller er tilgjengelig som natriumsaltet eller i noen tilfeller som den frie syre. En utgangsoppløsning fremstilles i vann til en passende konsentrasjon, f.eks. 1-5 vektprosent av sekvestreringsmiddelet.
Oppløsningen av flerverdig metallsalt og sekvestrerings-middelopløsningen kan deretter blandes i egnede forhold, for å gi oppløsningen av det sekvestrerte, flerverdige metallion. Mengden av chelaterende eller sekvestrerende anion som anvendes for tiden anses å være en mengde som fortrinnsvis er tilstrekkelig til i stor grad å forene seg med metallionene som foreligger i oppløsningen. pH-verdien av injeksjonsoppløsningen kan justeres etter ønske for å bidra til gelering, avhengig av polymeren slik det er kjent.
Generelt varierer molforholdet mellom sekvestreringsmid-del og krom eller annet flerverdig metallkation over det vide område fra ca. 1:2 til 8:1, fortrinnsvis ca. 2:1 til 4:1, helst ca. 2,5:1 til 3,5:1, men skjønn må utvises for oppnåelse av
en ren, stort sett klar oppløsning uten bunnfall i hvert til-felle. For eksempel med kromsalter er klare oppløsninger av mørkegrønn farge ønskelig.
Med hensyn til propionatet og det foretrukne flerverdige krommetall, anses et minimum på 4 mol propionat pr. mol krom, helst ca. 8 mol propionat pr. mol krom som ønskelig. Man antar at mindre mengder ikke-bakteriedrepende karboksylsyrer, såsom eddiksyre kan anvendes i kombinasjon, f.eks. med propionsyre, for å forbedre de økonomiske sider av de samlede operasjoner uten i særlig grad å redusere den biocide virkningsfullhet
av krompropionatsystemet.
Polymerer
Polymerer egnet til bruk i oppfinnelsen er de som kan geleres i nærvær av tverrbindingsmidler av flerverdige metallioner. Polymerer egnet til bruk i oppfinnelsen, dvs. de som kan geleres i nærvær av tverrbindingsmidler innen et gelerings-pH-område, omfatter biopolysakkarider, celluloseetere og akrylamidbaserte polymerer.
Egnede celluloseetere er angitt i US-PS 3 727 688. Særlig foretrukkede celluloseetere omfatter karboksymetylhydroksyetyl-cellulose (CMHEC) og karboksymetylcellulose (CMC).
Egnede biopolysakkarider er angitt i US-PS 4 068 714. Særlig foretrukket er polysakkarid B-1459 som er et biopolysakkarid fremstilt ved virkningen av.bakterien Xanthomonas campestris. Dette biopolysakkarid er tilgjengelig i handelen i forskjellige kvaliteter under varemerket Kelzan (Kelco Com-pany, Los Angeles, California).
Egnede akrylamidbaserte polymerer er angitt i US-PS
3 749 172. Særlig foretrukket er de såkalte delvis hydrolyserte polyakrylamider med pendante karboksylatgrupper gjennom hvilke tverrbinding kan finne sted. Termisk stabile polymerer av akrylamid, såsom poly(N-vinyl-2-pyrrolidon-ko-akrylamid), poly(natrium-2-akrylamid-2-metyl-l-propansulfonat-ko-akrylamid-ko-N-vinyl-2-pyrrolidon), og poly(natrium-2-akrylamid-2-metyl-l-propansulfonat-ko-akrylamid), er særlig foretrukket for anven-delser i miljøer med høyt saltinnhold ved høye temperaturer. Utvalgte terpolymerer er også nyttige i den foreliggende fremgangsmåte, f.eks. terpolymerer avledet fra akrylamid og N-vinyl-2-pyrrolidon-ko-monomerer ved mindre mengder termono-merer såsom vinylacetat, vinylpyridin, styren, metylmetakrylat og lignende.
Andre forskjellige polymerer egnet til bruk i den foreliggende oppfinnelse innbefatter delvis hydrolysert polyakrylnit-ril, polystyrensulfonat, lignosulfonater, metylolerte polyakrylamider og lignende.
For tiden foretrekkes de akrylamidbaserte polymerer, særlig polyakrylamidene og de delvis hydrolyserte polyakrylamider.
Konsentrasjonen eller den vannfortykkende mengde av den vannoppløselige/dispergerbare polymer i den vandige oppløs-ning/dispersjon kan variere innen vide områder på en måte som er passende og egnet for de forskjellige polymerer og for graden av gelering som er nødvendig for spesielle geologiske lag. Generelt blir konsentrasjonen av polymer i dens vandige oppløsning/dispersjon fremstilt til en passende styrke på ca. 100-20.000 ppm, fortrinnsvis 200-5.000 ppm.
Hvilke som helst egnede fremgangsmåter til fremstilling av de vandige blandinger av den tverrbindbare polymer kan anvendes. Noen av polymerene kan kreve spesielle blandebetingel-ser, f.eks. langsom tilsetning av findelt, pulverisert polymer inn i virvelen av omrørt vann, forhåndsfukting med alkohol, beskyttelse mot luft (oksygen), fremstilling av utgangsoppløs-ninger fra ferskvann fremfor saltvann, eller lignende, slik det er kjent for slike polymerer.
Forspyling ( valgfritt)
Før anvendelse av de gelerbare blandinger kan de geologiske lag underkastes et kondisjonerende forspylingstrinn.
Den valgfrie forspyling anvender vandig oppløsning med lavere nivå av hardhet og/eller samlede oppløste faststoffer (tds) enn lagets formasjonsvann, eller fortrinnsvis inneholder den stort sett ikke noen hardhetskationer skjønt den kan være salt. Hensikten med forspylingen er å forandre saliniteten av formasjonsvannet ved spyling av formasjonen, generelt med ca. 1-3 ganger porevolumet av sonen som skal behandles.
Da det er kjent at kjemikalier anvendt i bistått oljeut-vinning (enhanced oil recovery), såsom overflateaktive midler og polymere viskositetsregulerende midler adsorberes og/eller felles ut i større grad i nærvær av elektrolytter og særlig hardhetskationer, avhjelper forspylingen dette potensielle problem ved utfeiing av en viss fraksjon av slike elektrolytter. En typisk NaCl-forspylingslake inneholder f.eks. av størrelsesorden 0,2-2 vektprosent samlede oppløste faststoffer.
Blandinger for injeksjoner
Mengden av tverrbindingsmiddel som anvendes avhenger stort sett av mengdene polymer i den injiserte polymeroppløs-ning. Mindre mengder polymer, f.eks., krever mindre mengder tverrbindingsmiddel. Videre er det funnet for en gitt konsentrasjon polymer at en økning i mengden av tverrbindingsmiddel generelt i vesentlig grad øker geleringshastigheten. Så snart det injiserte flerverdige metallkation kommer i berøring med den tidligere injiserte gelerbare polymer, kan selvsagt gelering begynne. Hastigheten og graden av gelering avhenger av proporsjonen av hver, og pH-verdien slik det er kjent bør ligge i gelerings-pH-området. Skjønt et molforhold kan anslås, vil generelt molforholdet mellom flerverdige metallkationer og tverrbindbare sidégrupper på det polymere viskositetsregulerende middel variere med polymerens molekylvekt, polymerens konsentrasjon og salinitet. Konsentrasjonen av flerverdige metallkationer i den injiserte propp varierer over et vidt område fra 25 ppm til 5.000 ppm, fortrinnsvis over området
100 ppm til 2.000 ppm.
Den samlede mengde av in situ gelerbar behandlingsblan-ding som anvendes, f.eks. i en nærbrønnbehandling, kan uttryk-kes ved porevolumet av det område som skal behandles. For eksempel dersom et område (ett eller flere lag eller deler derav) som skal behandles tar mer enn 80 volumprosent av volumet av injisert fluid, kan en pakning innsettes for å rette behand-lingsblandingen inn i denne sone. Mengden av behandlingsblan-ding kan variere over et vidt område avhengig av de virkninger som ønskes, men ligger generelt i området 100 % til 120 % av porevolumet av den sone son skal behandles, idet den øvre grense avgjøres bare av de praktiske begrensninger av pumpe-utgifter og kjemiske omkostninger. For behandling i dybden kan volumet av tyvsonene beregnes ved bruk av tracere. Fra disse resultater kan de egnede mengder polymer og tverrbindingsmiddel bestemmes.
I den i rekkefølge utførte behandling omfattende injeksjon av polymer/saltlake/tverrbindingsmiddel/saltlake/polymer, bør volumene av de respektive saltlakepropper være tilstrekkelige til å hindre tilstopping av overflaten ved forsinkelse av blandingen av tverrbindingsmiddel og polymer. Mindre enn et egnet volum saltlakepropp kan således føre til tilstopping av overflaten, mens et større enn egnet volum av saltlakepropp kan føre til mindre virksom behandling pga. dårlig kontakt mellom polymer og tverrbindingsmiddel.
En representativ behandlingsrekkefølge er angitt neden-under .
1. Forspyling med saltlake (valgfritt).
2. Injeksjon av et bestemt volum polymer-oppløsning/disper-sjon. 3. Injeksjon av et ytterligere saltlakevolum for å skyve polymeren videre ut inn i de i øyeblikket mer gjennomtrengelige lag. 4. Injeksjon av krom(III)propionat-oppløsningen (eller en annen baktericid kromoppløsning). 5. Injeksjon av nok et saltlakevolum for å skyve den gel-utløsende krompropionatoppløsning videre inn i de (mer gjennomtrengelige) lag for der å initiere gelering og danne en propp. 6. Injisert flømningsvann avledes inn i det som tidligere var de mindre gjennomtrengelige, men som nå er de mer (relativt sett) gjennomtrengelige og hydrokarbonrike lag.
Vandig drivfluid
Det vandige drivfluid følger etter korreksjonsprosessen for permeabilitetskontrast ifølge oppfinnelsen. Det vandige drivmiddel anvender saltlaker tilgjengelige i feltet og/eller ferskvann dersom det sistnevnte er tilgjengelig.
Det vandige drivmiddel som følger geleringsbehandlingen avledes til de (tidligere) forholdsvis mindre gjennomtrengelige oljerike soner da permeabilitetskontrast-korreksjonsprosessen forsinker eller stort sett hindrer strømmen av vandig drivfluid gjennom de (opprinnelig) mer gjennomtrengelige, men oljefattige soner (såkalte tyvsoner). En vellykket permeabilitetskontrast-korreksjonsoperasjon gir seg generelt tilkjenne ved produksjons-brønnen ved en reduksjon av vann/olje-forholdet i det produ-serte fluid.
Etter permeabilitetskontrastkorreksjonen kan vann/olje-forholdet gradvis øke igjen etter langvarig injeksjon av driv-vannet. En ny geleringsbehandling av formasjonen kan utføres om ønskelig.
Det antas at permeabilitetskontrastkorreksjonen kan også etterfølges av andre biståtte (enhanced) oljeutvinningsopera-sjoner såsom surfaktantflømming og lignende såvel som den tidligere nevnte vandige utdrivelse.
Gelpluggingen kan stort sett reduseres eller elimineres etter geleringspluggingen på et hvilket som helst senere tids-punkt som er passende, ved injisering av et middel såsom natriumhypokloritt som er kjent i faget for dets virkningsfullhet med hensyn til å nedbryte polymere viskositetsregulerende midler såsom polyakrylamider.
Eksempel I
Dette eksempel beskriver fremstillingen av krom(III)propionat fra krommetall og propionsyre med vandig saltsyre.
Krommetallpulver (2,06 g, 40 mmol) ble oppslemmet med propionsyre (7 ml, 6,9 g, 94 mmol) og vann (1 ml, 1 g, 55,5 mmol) i et 100 ml begerglass. En liten magnetisk omrøringsstav ble anbragt i begerglasset og reaksjonsblandingen ble varmet opp til 40-50°C på en varmeplate med omrører etter hvert som 1 ml IM vandig saltsyre ble satt til den omrørte blanding. Reaksjonen startet øyeblikkelig etter HCl-tilsetningen som tilkjennegjort ved utviklingen av en grønn farge i reaksjonsblandingen. Reaksjonsmassen ble omrørt og varmet ved 40-50°C i 2-3 timer før reaksjonsblandingen ble tillatt å stå i 14 timer ved omgivelsetemperatur.
Reaksjonsblandingen ble varmet opp på nytt til 40-50°C og den ovenpåflytende blågrønne oppløsning ble dekantert inn
i et annet 100 ml begerglass. Det resterende krompulver ble bragt i berøring med ytterligere 4 ml (50 mmol) propionsyre,
1 ml vann og 2 dråper IM vandig saltsyre. Den videre reaksjon ble tillatt å fortsette i flere timer før den andre oppløsning ble kombinert med den ovenfor angitte separerte blågrønne oven-påf lytende væske. Ytterligere 2 ml (25 mmol) propionsyre ble satt til denne kombinerte oppløsning og den resulterende blanding ble digestert ved 50-70°C i en periode på 2 timer. Under digestionsperioden ble destillert vann tilsatt porsjonsvis for å opprettholde det samlede volum, og den blågrønne oppløs-ning ble til en blanding med mørkegrønn farge. Etter avkjøling til omgivelsetemperatur ble tilstrekkelig mengde destillert vann tilsatt til å bringe det endelige volum på 5 0 ml. Denne utgangsoppløsning inneholdt 0,8 mmol Cr pr. ml (4,16 vektprosent Cr; 41.600 ppm Cr).
Porsjoner av denne utgangsoppløsning ble fortynnet for
å skaffe henholdsvis forsøksoppløsninger inneholdende 1.000
ppm Cr(III), 500 ppm Cr(III) og 250 ppm Cr(III) for bruk i laboratorie-kjerneforsøk. For eksempel skaffet 24 ml av den ovenfor angitte utgangsoppløsning fortynnet til 1.000 ml, en liter prøveoppløsning inneholdende 1.000 ppm krom. På samme måte gav 12 ml resp. 6 ml av utgangsoppløsningen fortynnet til 1.00 0 ml forsøksoppløsninger inneholdende 5 00 ppm resp. 250
ppm Cr.
Eksempel II
Dette eksempel beskriver forsøk som viser evnen av krom (III)propionat (fremstilt i Eksempel I) til å tverrbinde polyakrylamid for etablering av høye residualmotstandsfaktorer i kjerner av Berea-sandsten.
Kjernene ble støpt i epoksymateriale og utstyrt med 5 målepunkter (taps) for trykk anordnet ved innløpet til kjernen og anordnet 2,5, 6,3, 12,7 og 14,0 cm fra innløpsenden av kjernen. Kjernene var 15,2 cm lange og trykkmålepunktene ble nummerert ikke i rekkefølge fra kjernens innløp som 1, 2, 4, 3 og 5. Trykkmålepunkter 1, 2 og 3 var orientert vinkelrett på fluidstrømmen gjennom kjernen, mens trykkmålepunkter betegnet som 4 og 5 var orientert (på motsatte sider av kjernene) i et plan som dannet en vinkel på 120° med planet gjennom trykk-punktene 2 og 3. I forhold til den bortre ende av kjernen var trykkmålepunkt 5 anordnet 1,25 cm fra enden av kjernen, trykkmålepunkt 3 var anordnet 2,5 cm fra enden av kjernen, trykkmålepunkt 4 var anordnet 8,9 cm fra enden av kjernen, trykkmålepunkt 2 var anordnet 12,7 cm fra enden av kjernen og trykkmålepunkt 1 (ved innløpet til kjernen) var anordnet 15,2 cm fra enden av kjernen.
Kjernene ble evakuert, mettet med saltlake under vakuum og tilslutt mettet under et mottrykk på 517 kPa. Kjernene ble deretter forspylt med minst ett porevolum saltlake og den opp-rinnelige gjennomtrengelighet overfor saltlake ble beregnet. Under laboratorieforsøkene ble trykkavlesninger tatt ved trykkmålepunktene med trykktransduktorer.
Kjernebehandlingen besto av injisering i rekkefølge av
2, 0,1, 0,4-0,5, 0,2 og 1-1,5 porevolumer av henholdsvis poly-meroppløsning, saltlakeoppløsning, krompropionatoppløsning, saltlakeoppløsning og polymeroppløsning. Den frontale fremryk-kingshastighet av de injiserte fluider varierte fra 0,6 til 3,0 m pr. dag. Konsentrasjonen av polymeroppløsning var 500
ppm polyakrylamid i saltlaken. De tre forskjellige kjerneforsøk ble utført med henholdsvis saltlakeoppløsninger inneholdende 1.000 ppm, 500 ppm og 250 ppm Cr. Saltlaken anvendt i kjerne-forsøkene ble fremstilt ved oppløsing av 50,8 g NaCl i tilstrekkelig mengde vann til å gi 1 liter saltlakeoppløsning (2 0.000 ppm Na+) (tilnærmet lik 5 vektprosent NaCl).
To sett residualmotstandsfaktorer ble beregnet for hver av krom(III)propionat-forsøksoppløsningene. Disse beregninger var basert på trykkavlesningene målt ved trykktransduktorene. Det første sett verdier er basert på trykkforskjellene mellom trykkmålepunktene og gjenspeiler virkningsfullheten av behandlingen på den del av kjernen som ligger mellom de angitte trykkmålepunkter. Det andre sett verdier er basert på trykkforskjel-len mellom et angitt trykkmålepunkt og den bortre ende eller utløpsenden av kjernen. Residualmotstandsfaktoren (RRF) angir utstrekningen av saltlakens mobilitetsreduksjon gjennom kjernen etter behandlingen, f.eks. en RRF-verdi på 10 angir at saltlake-mobiliteten gjennom kjernen eller et parti av kjernen ble redusert med en faktor på 10 ved injeksjon i rekkefølge av polymer-oppløsning, saltlakeoppløsning, krom(III)propionatoppopp-løsning, saltlakeoppløsning, polymeroppløsning. Residualmot-standsf aktorene (RRF) er angitt i Tabell I og II.
Under henvisning til resultatene i Tabell I er det tydelig at behandlingen blir mer virkningsfull (økende RRF-verdier) etter hvert som konsentrasjonen av krom i forsøksoppløsningen økes fra 250 ppm til 500 ppm og 1.000 ppm.
a RRF 1,2 representerer RRF-verdien beregnet fra trykkavlesninger (monitored pressure readings) tatt ved målepunktene 1 (kjerneinnløp) og 2 (2,5 cm fra punkt 1). Behandlingssonen under betraktning var de første 2,5 cm av kjernen.
b RRF 2,4 representerer RRF-verdien beregnet fra trykkavlesninger tatt ved trykkpunkter 2 og 4 anordnet henholdsvis 2,5 og 6,3 cm fra kjerneinnløpet (en behandlingssone på 3,8 cm) .
c RRF 4,3 representerer RRF-verdien beregnet fra trykkavlesninger tatt ved målepunktene 4 og 3 anordnet henholdsvis 6,3 og 12,7 cm fra kjerneinnløpet (en behandlingssone på 6,4 cm) .
cl RRF 2,3 representerer RRF-verdien beregnet fra trykkavlesninger tatt ved målepunktene 2 og 3 anordnet henholdsvis 2,5 cm og 12,7 Cm fra kjerneinnløpet (en behandlingssone på 10,2 cm).
e RRF 4,5 representerer RRF-verdien beregnet fra trykkavlesninger tatt ved målepunktene 4 og 5 anordnet henholdsvis 6,3 og 14,0 cm fra kjerneinnløpet (en behandlingssone på 7,6 cm) .
*
Disse verdier er tilnærmede verdier fordi massive geler ble dannet nær trykkmålepunktene og hindret god kontakt mellom trykkføleren og.det strømmende fluid.
IMfr betyr "ikke målt".
Under henvisning til resultatene i Tabell II er det åpen-bart at RRF-verdiene øker hva sonene i kjernen angår etter hvert som man går fra kjerneinnløpet til kjerneutløpet. Det er bemerkelsesverdig at kjerneforsøket som omfatter bruk av - aluminiumcitratsystemet beskrevet nedenfor oppviste den motsatte trend hva RRF-verdier angår ved passasje gjennom de angitte soner mellom kjerneinnløp og kjerneutløp.
Et sammenlignbart kjerneforsøk med aluminiumcitrat ble utført for å vise overlegenheten av det med propionat sekvestrerte krom(III)-system i forhold til citratsekvestrert alu-minium ( III ) -system. Forsøksoppløsningen av aluminiumcitrat var 500 ppm Al(III) og forholdet mellom Al og citrat var 1,75:1. Fremgangsmåten var den samme som anvendt ovenfor med krompropionatsystemet og resultatene er angitt i Tabell III og IV. Fotnotene i Tabell I og II gjelder for kjernesonebetegnel-sene anvendt i Tabell III resp. IV.
Under henvisning til resultatene i Tabell I og III, særlig til forsøket med 500 ppm Cr(III) i Tabell I, er det tydelig at RRF-verdiene i Cr(III)propionat-behandlingssekvensen langt oversteg de tilsvarende RRF-verdier i aluminiumcitrat-behandlingssekvensen.
Under henvisning til resultatene i Tabell IV og Tabell
II, særlig til forsøket med 500 ppm Cr(III) i Tabell II (også vist i Tabell IV), er det tydelig at RRF-verdiene i behandlingssekvensen med Cr(III)propionat langt oversteg de tilsvarende RRF-verdier i aluminiumcitrat-behandlingssekvensen. Videre
er det tydelig at i aluminiumcitratsystemet avtar RRF-verdiene hva sonene i kjernen angår ved passasje fra kjerneinnløpet til kjerneutløpet, mens den motsatte tilbøyelighet er fremhers-kende i krom(III)propionat-systemet.
Eksempel III
Dette eksempel viser den utmerkede ytelse av krom(III)propionat-systemet (250 ppm Cr) i hard saltlake. Kjerneforsøket ble utført på samme måte som beskrevet i Eksempel II ovenfor med den unntagelse at NaCl-saltlake ble erstattet med en hard saltlake (syntetisk South Burbank Unit-saltlake) inneholdende henholdsvis 23000, 5000, 1050 og 960 ppm natrium, kalsium, barium og magnesium. Resultatene for RRF-verdier er angitt i Tabell V og VI. Fotnotene i Tabell I og II gjelder for kjerne-sonebetegnelser anvendt i Tabell V resp. VI.
Under henvisning til resultatene i Tabell V er det tydelig at RRF-verdiene i den harde saltlake var generelt høyere enn dem i den bløte NaCl-saltlake.
Under henvisning til resultatene i Tabell VI er' det tydelig at RRF-verdiene for krom(III)propionat-systemet i SBU (syntetisk South Burbank Unit) hard saltlake var mye høyere enn observert i kjerneforsøk nr. 3 (fra Tabell II) i 5 vektprosent NaCl-saltlake. RRF-verdiene forble forholdsvis konstante under passasjen av 75 porevolumer av hard saltlake etterspyling. Dette antyder den potensielle kapasitet av krom(III)propionat-systemet med hensyn til å gi permeabilitetskontrastkorrek-sjon med lang levetid selv i nærvær av hard saltlake.
Permeabilitetskontrastkorreksjonen som ble oppnådd med aluminiumcitratsystemet var ikke på langt nær så langvarig, f.eks. under passasje av 75 porevolumer av hard saltlake etterspyling ble RRF-verdien redusert med 2/3 av dens størrelse beregnet etter 3 porevolumer av saltlakeetterspyling. Disse resultater antyder generelt den større kapasitet av krom(III)-propionat-systemet over aluminiumcitrat-systemet for permeabi-litetskontrastkorreks jon, særlig i nærvær av harde saltlaker.
Eksempel IV
Dette eksempel viser resultater som understøtter den biocide aktivitet av krom(III)propionat-systemet overfor sulfatreduserende bakterier (SRB). Disse resultater er vist for å støtte opp om den tese at den biocide aktivitet av systemet skyldes propionatanionets sekvestrerende gruppe snarere enn kromkationet.
Det forsøk som ble utført besto av blanding av 1 ml av forsøksmaterialet med 10 ml Arkansas-Burbank-vann inneholdende sulfatanion og 1 ml av en kultur av sulfatreduserende bakterier (SRB) i en serumkolbe. Etter 24 timer ble 0,1 ml av den resulterende blanding plassert i et SRB-vekstmedium inneholdende en jernspiker i en kolbe. Kolben ble plassert i en inkubator ved 49°C i enten 28 dager eller inntil tilsynekomsten av sort jernsulfid dersom dette fant sted først. Tilsynekomsten av FeS er en indikasjon på SRB-vekst; dersom ikke noe FeS ble observert ble forsøksmaterialet betegnet som bakteriedrepende. I slike forsøk oppviste krom(III)propionat, krom(III)adipat og krom(III)trifluoracetat bakteriedrepende aktivitet.
Et lignende forsøk ble utført på krom (III)acetat for
å vise at den neste lavere homolog ikke var biocid overfor SRB. To prøver ble testet for biocid aktivitet overfor sulfatreduserende bakterier (SRB). En prøve var i handelen tilgjengelig krom(III)acetat fra Fisher Scientific Co. og den andre prøve ble fremstilt i laboratoriet ved omsetting av krommetall og edikksyre ved en måte analog med fremgangsmåten anvendt i Eksempel I for fremstilling av krompropionat fra krommetall og propionsyre. De biocide forsøk ble utført ved 250, 500 og 750 ppm krom(III)acetat. Da alle forsøkene viste vekst av SRB innen 24 timer, trakk man den konklusjon at krom(III)acetat ikke var biocid overfor sulfatreduserende bakterier.
Et annet sammenligningsforsøk ble utført med krom(III)-citrat for å understøtte den tese at Cr(III)-kation ikke er den biocide enhet i krom(III)propionat. Citratanionet er en velkjent metabolitt for mikroorganismer. Da konsentrasjoner på 2 50, 500 og 750 ppm krom(III)citrat ikke hindret SRB-vekst, trakk man den konklusjon at Cr(III)-kationet ikke er biocid overfor sulfatreduserende bakterier.
På grunnlag av de ovenfor angitte forsøksresultater virker det som om krom■III)propionat er biocid overfor SRB, mens den neste lavere horr.olog, dvs. krom(III)acetat, ikke er biocid. Det virker som om biocid aktivitet overfor SRB skriver seg
fra den sekvestrerende propionatgruppe snarere enn Cr(III)-kat-ionet.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon ved injisering av virksomme permeabilitetsregulerende forhold av en in-situ gelerbar blanding omfattende: (a) vann, (b) minst én polymer som kan geleres med et tverrbindingsmiddel innenfor et gelerings-pH-område, (c) minst ett tverrbindingsmiddel bestående av flerverdige metallkationer, og (d) en sekvestreringsdel relativ til de nevnte flerverdige metallkationer med minst ett sekvestreringsanion, karakterisert ved at det nevnte sekvestreringsanion velges fra (i) stort sett vannoppløselige karboksylsyrer med 3-5 karbonatomer og de tilsvarende vannoppløselige karboksylatsalter, (ii) halogenerte og nitrosubstituerte karboksylsyrer med 2-5 karbonatomer og de tilsvarende vannoppløselige karboksylsalter, og (iii) hydroksylerte, halogenerte og nitrosubstituerte fenylgruppeholdige karboksylsyrer med totalt 8-11 karbonatomer og de tilsvarende vannoppløselige karboksylatsalter.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at at det nevnte flerverdige metallkation (c) velges fra Al<3+>, Ti<4+>, Zn<2+>, Sn<4+>, Cr<3+>, Zr<4+> og blandinger derav.
3. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at sekvestreringsanionet (d) velges fra (i) propionater, butyrater og valerater; (ii) 2,2-dikloropropionsyre, 2,2-dibromsmørsyre, trifluoreddiksyre, tribromeddiksyre, trikloreddiksyre, 2,3-dibrompropionsyre, 2,2-diklorvaleriansyre, 3-nitropropionsyre, trijodeddik-syre, 3(2,2,2-trikloretoksy)propionsyre, 4-nitro-2-klorsmør-syre, 2-brom-2-nitropropionsyre og 2-nitroeddiksyre; (iii) 2,4-dihydroksyfenyleddiksyre, 2,4-diklorfenyleddiksyre, 3(2',4'-dibromfenoksy)propionsyre, 3(3',5'-dinitrofen-oksy) propionsyre, 3-fenyl-2,3-dibrompropionsyre, 3,5-dinitro-salisylsyre, 3(3'-brom-4</->nitrofenyl)propionsyre, 3(3'-4'-di-hydroksyfeny1)propionsyre; (iv) adipinsyre og vannoppløselige adipatsalter, og (v) blandinger derav.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3, karakterisert ved at sekvestreringsanionet (d) velges fra propionater, butyrater og adipater.
5. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at polymeren (b) velges fra biopolysakkarider, celluloseetere, akrylamidbaserte polymerer, delvis hydrolyserte polyakrylnitrilerpolystyrensylfonater, lignosulfonater, metylolerte polyakrylamider og blandinger derav.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, karakterisert ved at polymeren (b) velges fra akrylamidbaserte polymerer, fortrinnsvis fra polyakrylamider og særlig hydrolyserte polyakrylamider.
7. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at det flerverdige metallkation (c) er Cr<3+>.
8. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at der injiseres i rekkefølge virksomme permeabilitetsregulerende forhold av: (a) en vandig oppløsning/dispersjon av minst én polymer som kan geleres med et tverrbindingsmiddel, (b) en vandig oppløsning av de nevnte flerverdige metallkationer sekvestrert med den nevnte sekvestreringsdel av det nevnte minst ett sekvestreringsanion, og (c) en vandig oppløsning/dispersjon av den nevnte minst én polymer som kan geleres med et tverrbindingsmiddel.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 8 for regulering av virkningsgraden av utfeiing (sweep) i en underjordisk formasjon, karakterisert ved at der i rekkefølge injiseres virksomme mengder av
1) en vandig forspylingspropp for justering av formasjonsvannets salinitet,
2) en in-situ gelerbar vandig propp omfattende den nevnte polymer (b),
3) en vandig oppløsning omfattende det nevnte tverrbindingsmiddel (c) og sekvestreringsanion (d),
4) en vandig drivfluid,
idet der valgfritt etter (3) og før (4) er skaffet (3a) en gjentagelse av (2); der videre valgfritt anvendes saltinjeksjon etter trinn (2), (3) og (3a), dersom det anvendes.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 9, karakterisert ved at den vandige forspyling omfatter en natriumkloridsaltlake.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/629,153 US4552217A (en) | 1984-07-09 | 1984-07-09 | Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO852746L NO852746L (no) | 1986-01-10 |
NO169739B true NO169739B (no) | 1992-04-21 |
NO169739C NO169739C (no) | 1992-07-29 |
Family
ID=24521813
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO852746A NO169739C (no) | 1984-07-09 | 1985-07-08 | Fremgangsmaate til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4552217A (no) |
EP (1) | EP0170893B1 (no) |
AT (1) | ATE46014T1 (no) |
AU (1) | AU557392B2 (no) |
CA (1) | CA1254025A (no) |
DE (1) | DE3572710D1 (no) |
HU (1) | HU205789B (no) |
MX (1) | MX169734B (no) |
MY (1) | MY100843A (no) |
NO (1) | NO169739C (no) |
OA (1) | OA08059A (no) |
RO (1) | RO113049B1 (no) |
YU (1) | YU45728B (no) |
ZA (1) | ZA854668B (no) |
Families Citing this family (40)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4746687A (en) * | 1985-05-02 | 1988-05-24 | American Cyanamid Company | High temperature profile modification agents and methods for using same |
US4658898A (en) * | 1985-05-24 | 1987-04-21 | Mobil Oil Corporation | Oil reservoir permeability control using polymeric gels |
US4630678A (en) * | 1985-06-03 | 1986-12-23 | Phillips Petroleum Company | In-situ formation of polyvalent metal ions for crosslinking polymers within carbonate rock-containing reservoirs |
US4646835A (en) * | 1985-06-28 | 1987-03-03 | Union Oil Company Of California | Acidizing method |
US5039434A (en) * | 1985-06-28 | 1991-08-13 | Union Oil Company Of California | Acidizing composition comprising organosilicon compound |
NZ218099A (en) * | 1985-11-07 | 1990-09-26 | Calgon Corp | Cationic acrylate or methacrylate polymer admixtures hydrolytically stabilised with an acid buffering compound |
US4992182A (en) * | 1985-11-21 | 1991-02-12 | Union Oil Company Of California | Scale removal treatment |
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 |
US4770245A (en) * | 1986-10-14 | 1988-09-13 | Marathon Oil Company | Rate-controlled polymer gelation process for oil recovery applications |
US5154836A (en) * | 1986-11-17 | 1992-10-13 | Ensci, Inc. | Process for treating contaminants in aqueous-based materials |
US4946578A (en) * | 1986-11-17 | 1990-08-07 | Ensci, Inc. | Process for treating hydrocarbons |
US4846274A (en) * | 1986-11-17 | 1989-07-11 | Ensci, Incorporated | Process for recovering hydrocarbon |
US4724906A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-16 | Marathon Oil Company | Wellbore cementing process using a polymer gel |
US4722397A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-02 | Marathon Oil Company | Well completion process using a polymer gel |
US4799548A (en) * | 1987-01-23 | 1989-01-24 | Phillips Petroleum Company | Gelable compositions and use thereof in steam treatment of wells |
US4845134A (en) * | 1987-01-23 | 1989-07-04 | Phillips Petroleum Company | Gelable compositions and use thereof in steam treatment of wells |
US4779680A (en) * | 1987-05-13 | 1988-10-25 | Marathon Oil Company | Hydraulic fracturing process using a polymer gel |
US4917186A (en) * | 1989-02-16 | 1990-04-17 | Phillips Petroleum Company | Altering subterranean formation permeability |
US5219476A (en) * | 1989-03-31 | 1993-06-15 | Eniricerche S.P.A. | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery |
IT1229218B (it) * | 1989-03-31 | 1991-07-26 | Eniricerche S P A Agip S P A | Composizione acquosa tamponata gelificabile e suo impiego nei procedimenti di recupero assistito del petrolio. |
IT1229219B (it) * | 1989-03-31 | 1991-07-26 | Eniricerche S P A Agip S P A | Composizione acquosa gelificabile e suo uso nel recupero assistito del petrolio. |
US5076362A (en) * | 1991-03-12 | 1991-12-31 | Phillips Petroleum Company | Subterranean formation permeability contrast correction methods |
IT1245382B (it) * | 1991-03-28 | 1994-09-20 | Eniricerche Spa | Composizione acquosa gelificabile utile per modificare la permeabilita' in un giacimento petrolifero |
IT1245383B (it) * | 1991-03-28 | 1994-09-20 | Eniricerche Spa | Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato |
US5368099A (en) * | 1992-11-04 | 1994-11-29 | Phillips Petroleum Company | Injection of dextrins for subterranean microbial processes |
US5337820A (en) * | 1992-12-22 | 1994-08-16 | Phillips Petroleum Company | Injection of scale inhibitors for subterranean microbial processes |
US5360064A (en) * | 1992-12-22 | 1994-11-01 | Phillips Petroleum Company | Injection of organic phosphates for subterranean microbial processes |
US5341875A (en) * | 1992-12-22 | 1994-08-30 | Phillips Petroleum Company | Injection of phosphorus nutrient sources under acid conditions for subterranean microbial processes |
US5327967A (en) * | 1992-12-22 | 1994-07-12 | Phillips Petroleum Company | Utilization of phosphite salts as nutrients for subterranean microbial processes |
US5478802A (en) * | 1992-12-29 | 1995-12-26 | Phillips Petroleum Company | Gelling compositions useful for oil field applications |
US5363913A (en) * | 1993-08-30 | 1994-11-15 | Phillips Petroleum Company | Injection of sequestering agents for subterranean microbial processes |
US6667279B1 (en) * | 1996-11-13 | 2003-12-23 | Wallace, Inc. | Method and composition for forming water impermeable barrier |
US7021376B2 (en) * | 1998-12-21 | 2006-04-04 | Geoffrey Stanley Bayliss | Method for placement of blocking gels or polymers at multiple specific depths of penetration into oil and gas, and water producing formations |
US6431280B2 (en) * | 1998-12-21 | 2002-08-13 | Geoffrey Stanley Bayliss | Method for placement of blocking gels or polymers at specific depths of penetration into oil and gas, and water producing formations |
BR9904294B1 (pt) * | 1999-09-22 | 2012-12-11 | processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolìferas. | |
US8088719B2 (en) * | 2005-09-16 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer mixtures for crosslinked fluids |
US20080161209A1 (en) * | 2006-09-29 | 2008-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Fluid Loss Control in Viscoelastic Surfactant Fracturing Fluids Using Water Soluble Polymers |
US9157022B2 (en) * | 2006-09-29 | 2015-10-13 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control in viscoelastic surfactant fracturing fluids using water soluble polymers |
WO2019132993A1 (en) * | 2017-12-29 | 2019-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective salt management for wellbore fluids using microgel particles |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3098039A (en) * | 1960-10-28 | 1963-07-16 | Commercial Solvents Corp | Process for the control of bacteria |
US3240701A (en) * | 1961-08-21 | 1966-03-15 | Geigy Chem Corp | Inhibiting growth of bacteria in fluids |
US3198733A (en) * | 1961-12-26 | 1965-08-03 | Buckman Labor Inc | Process for the control of sulfatereducing bacteria |
FR1345838A (fr) * | 1962-12-10 | 1963-12-13 | Jersey Prod Res Co | Fluide de fracturation pour le traitement de puits de pétrole |
DE1218661B (de) * | 1965-01-02 | 1966-06-08 | Bayer Ag | Antimikrobielle Mittel |
US3762476A (en) * | 1972-01-03 | 1973-10-02 | Phillips Petroleum Co | Subterranean formation permeability correction |
US3794115A (en) * | 1972-01-14 | 1974-02-26 | Gen Mills Chem Inc | Process for forming borehole plugs |
US3949811A (en) * | 1973-04-23 | 1976-04-13 | Phillips Petroleum Company | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines |
US3952806A (en) * | 1975-06-16 | 1976-04-27 | Phillips Petroleum Company | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation |
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 |
US4039029A (en) * | 1975-11-06 | 1977-08-02 | Phillips Petroleum Company | Retreatment of wells to reduce water production |
NL8003715A (nl) * | 1979-06-29 | 1980-12-31 | Union Carbide Corp | Verknoopte hydroxyethyl-carboxyethylcellulose- -bevattende waterige oplossingen. |
US4488601A (en) * | 1982-09-29 | 1984-12-18 | The Standard Oil Company | Control of aluminum cross-linked polyacrylamides for sweep improvement |
-
1984
- 1984-07-09 US US06/629,153 patent/US4552217A/en not_active Expired - Lifetime
-
1985
- 1985-06-13 CA CA000483939A patent/CA1254025A/en not_active Expired
- 1985-06-20 ZA ZA854668A patent/ZA854668B/xx unknown
- 1985-06-24 AU AU44107/85A patent/AU557392B2/en not_active Ceased
- 1985-07-04 MX MX205890A patent/MX169734B/es unknown
- 1985-07-05 DE DE8585108343T patent/DE3572710D1/de not_active Expired
- 1985-07-05 AT AT85108343T patent/ATE46014T1/de not_active IP Right Cessation
- 1985-07-05 EP EP85108343A patent/EP0170893B1/en not_active Expired
- 1985-07-08 RO RO119463A patent/RO113049B1/ro unknown
- 1985-07-08 YU YU112485A patent/YU45728B/sh unknown
- 1985-07-08 NO NO852746A patent/NO169739C/no unknown
- 1985-07-09 OA OA58635A patent/OA08059A/xx unknown
- 1985-07-09 HU HU852656A patent/HU205789B/hu unknown
-
1987
- 1987-04-09 MY MYPI87000462A patent/MY100843A/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ATE46014T1 (de) | 1989-09-15 |
NO852746L (no) | 1986-01-10 |
HU205789B (en) | 1992-06-29 |
DE3572710D1 (en) | 1989-10-05 |
YU45728B (sh) | 1992-07-20 |
HUT39830A (en) | 1986-10-29 |
NO169739C (no) | 1992-07-29 |
MX169734B (es) | 1993-07-21 |
US4552217A (en) | 1985-11-12 |
OA08059A (fr) | 1987-03-31 |
RO113049B1 (ro) | 1998-03-30 |
EP0170893A1 (en) | 1986-02-12 |
MY100843A (en) | 1991-03-15 |
CA1254025A (en) | 1989-05-16 |
YU112485A (en) | 1988-04-30 |
AU557392B2 (en) | 1986-12-18 |
ZA854668B (en) | 1986-02-26 |
AU4410785A (en) | 1986-01-16 |
EP0170893B1 (en) | 1989-08-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO169739B (no) | Fremgangsmaate til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon | |
US4498539A (en) | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions | |
US4569393A (en) | CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction | |
US5789351A (en) | Compositions useful for treating oil-bearing formation | |
US4460751A (en) | Crosslinking composition and method of preparation | |
US4524829A (en) | Method of altering the permeability of a subterranean formation | |
CA2107550C (en) | Gelling compositions useful for oil field applications | |
EP0383337B1 (en) | Methods for altering subterranean formation permeability | |
US4785028A (en) | Gels for profile control in enhanced oil recovery under harsh conditions | |
US5674817A (en) | Controlling iron in aqueous well fracturing fluids | |
US4947934A (en) | Method of increasing retention of scale inhibitor in subterranean formations | |
US4926943A (en) | Phenolic and naphtholic ester crosslinked polymeric gels for permeability profile control | |
US4657944A (en) | CO2 -induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction | |
US4630678A (en) | In-situ formation of polyvalent metal ions for crosslinking polymers within carbonate rock-containing reservoirs | |
EP0207220A2 (en) | Process for preparing a stabilized chromium(III) propionate solution and its use in formation treatment | |
US5432153A (en) | Gelling compositions useful for oil field applications | |
US3964923A (en) | Controlling permeability in subterranean formations | |
US4947935A (en) | Kill fluid for oil field operations | |
US4665987A (en) | Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow | |
NO169738B (no) | Blanding og fremgangsmaate for endring av permeabiliteten til en underjordisk formasjon | |
Albonico et al. | New polymer gels for reducing water production in high-temperature reservoirs | |
US5048609A (en) | Selective permeability reduction in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a nonselective gel | |
US5277830A (en) | pH tolerant heteropolysaccharide gels for use in profile control | |
US5789350A (en) | Compositions and processes for treating hydrocarbon-bearing formations | |
EP0136773B1 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations |