NO177070B - Fremgangsmåte for å fjerne en vannopplöselig gel fra et petroleumsreservoar - Google Patents
Fremgangsmåte for å fjerne en vannopplöselig gel fra et petroleumsreservoar Download PDFInfo
- Publication number
- NO177070B NO177070B NO885547A NO885547A NO177070B NO 177070 B NO177070 B NO 177070B NO 885547 A NO885547 A NO 885547A NO 885547 A NO885547 A NO 885547A NO 177070 B NO177070 B NO 177070B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gel
- complexing agent
- stated
- acid
- ppm
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims description 16
- 239000004520 water soluble gel Substances 0.000 title claims description 3
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 claims description 34
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 33
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 14
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 12
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 10
- ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L EDTA disodium salt (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- -1 alkylene amines Chemical class 0.000 claims description 6
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N imidazole Natural products C1=CNC=N1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N Glycine Chemical compound NCC(O)=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000004696 coordination complex Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 claims description 4
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 4
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 4
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 3
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- MTCFGRXMJLQNBG-REOHCLBHSA-N (2S)-2-Amino-3-hydroxypropansäure Chemical compound OC[C@H](N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 2
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 claims description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003109 Disodium ethylene diamine tetraacetate Substances 0.000 claims description 2
- WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N Glutamic acid Natural products OC(=O)C(N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004471 Glycine Substances 0.000 claims description 2
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 2
- FFEARJCKVFRZRR-BYPYZUCNSA-N L-methionine Chemical compound CSCC[C@H](N)C(O)=O FFEARJCKVFRZRR-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims description 2
- AYFVYJQAPQTCCC-GBXIJSLDSA-N L-threonine Chemical compound C[C@@H](O)[C@H](N)C(O)=O AYFVYJQAPQTCCC-GBXIJSLDSA-N 0.000 claims description 2
- MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N Serine Natural products OCC(N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AYFVYJQAPQTCCC-UHFFFAOYSA-N Threonine Natural products CC(O)C(N)C(O)=O AYFVYJQAPQTCCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004473 Threonine Substances 0.000 claims description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 2
- QWCKQJZIFLGMSD-UHFFFAOYSA-N alpha-aminobutyric acid Chemical compound CCC(N)C(O)=O QWCKQJZIFLGMSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000001014 amino acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 claims description 2
- 235000003704 aspartic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N beta-carboxyaspartic acid Natural products OC(=O)C(N)C(C(O)=O)C(O)=O OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical group 0.000 claims description 2
- 235000019301 disodium ethylene diamine tetraacetate Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000013922 glutamic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000004220 glutamic acid Substances 0.000 claims description 2
- 150000001261 hydroxy acids Chemical class 0.000 claims description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims description 2
- 229930182817 methionine Natural products 0.000 claims description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical group 0.000 claims description 2
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 claims description 2
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 claims description 2
- ZNCPFRVNHGOPAG-UHFFFAOYSA-L sodium oxalate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)C([O-])=O ZNCPFRVNHGOPAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims description 2
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 125000003396 thiol group Chemical group [H]S* 0.000 claims description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- MBYLVOKEDDQJDY-UHFFFAOYSA-N tris(2-aminoethyl)amine Chemical compound NCCN(CCN)CCN MBYLVOKEDDQJDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HRXKRNGNAMMEHJ-UHFFFAOYSA-K trisodium citrate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O HRXKRNGNAMMEHJ-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 229940038773 trisodium citrate Drugs 0.000 claims description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 2
- WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N L-glutamic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N 0.000 claims 1
- 125000004356 hydroxy functional group Chemical group O* 0.000 claims 1
- 235000011007 phosphoric acid Nutrition 0.000 claims 1
- 150000003016 phosphoric acids Chemical group 0.000 claims 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 claims 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000000467 secondary amino group Chemical group [H]N([*:1])[*:2] 0.000 claims 1
- 125000001302 tertiary amino group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000001226 triphosphate Substances 0.000 claims 1
- 235000011178 triphosphate Nutrition 0.000 claims 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 66
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 33
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 7
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 7
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- NROKBHXJSPEDAR-UHFFFAOYSA-M potassium fluoride Chemical compound [F-].[K+] NROKBHXJSPEDAR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J sodium diphosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 3
- 229940048086 sodium pyrophosphate Drugs 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 235000019818 tetrasodium diphosphate Nutrition 0.000 description 3
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 description 3
- YJZDPFHZDKVOTR-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(carboxymethyl)amino]acetic acid;chromium Chemical compound [Cr].OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O YJZDPFHZDKVOTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021556 Chromium(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K chromium(3+) trichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Cl-].[Cr+3] QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000011636 chromium(III) chloride Substances 0.000 description 2
- 235000007831 chromium(III) chloride Nutrition 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NDKUQUPCEFPMSK-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylpyrrolidin-2-one;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.C=CN1CCCC1=O NDKUQUPCEFPMSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ICSNLGPSRYBMBD-UHFFFAOYSA-N 2-aminopyridine Chemical compound NC1=CC=CC=N1 ICSNLGPSRYBMBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003174 cellulose-based polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N dichromate(2-) Chemical compound [O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-J diphosphate(4-) Chemical compound [O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 235000011180 diphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000007529 inorganic bases Chemical class 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011698 potassium fluoride Substances 0.000 description 1
- 235000003270 potassium fluoride Nutrition 0.000 description 1
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 229940048084 pyrophosphate Drugs 0.000 description 1
- 239000013074 reference sample Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 1
- AZGINNVTHJQMPB-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methylpropane-1-sulfonate;prop-2-enamide Chemical compound [Na+].NC(=O)C=C.CC(C)CS([O-])(=O)=O AZGINNVTHJQMPB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
- UNXRWKVEANCORM-UHFFFAOYSA-I triphosphate(5-) Chemical compound [O-]P([O-])(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O UNXRWKVEANCORM-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 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
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- Y10S507/921—Specified breaker component for emulsion or gel
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Treatment Of Water By Ion Exchange (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å fjerne en vannoppløselig gel av en polymer valgt fra akrylamidpolymerer og kopolymerer og polysakkarider med en molekylvekt fra 200 000 til 40 000 000, som er tverrbundet med et Cr<3+>ion, fra et petroleumsreservoar.
Disse og andre trekk ved oppfinnelsen fremgår av patent-kravene.
Den normale primære metode for utvinning av petroleum anvender petroleumets naturlige tilbøyelighet til å strømme ut fra et reservoar som skyldes trykket i reservoaret, men tillater bare delvis utvinning av råoljen inneholdt deri. For å øke mengden petroleum som kan utvinnes fra et oljereservoar er det vanlig å anvende assisterte utvinningsteknikker, som vanligvis omfatter at det i reservoaret innføres et fluid som passerer gjennom porene i fjellet og transporterer råoljen inneholdt deri til produksjonsbrønnene.
Vannoverfylling er den mest vanlig anvendte assisterte utvin-ningsmetode på grunn av lave omkostninger og enkel gjennom-føring. Hovedproblemet i forbindelse med vannoverfyllings-metoden er at reservoarfjellet ofte omfattes av områder med forskjellig permeabilitet og vannet har således en tendens til foretrukket å passere gjennom områdene med høyere permeabilitet, idet petroleum som oppholder seg i områdene med mindre permeabilitet forblir i alt vesentlig uutvunnet, idet områdene forbiløpes og utrenses ikke ved vannoverfyllingen.
En løsning på dette problemet er delvis eller hel avstenging av områder med høyere permeabilitet etter at petroleum i disse områder er utvunnet ved hjelp av en vannoverfylling slik at vannet som deretter injiseres tvinges til å strømme til mindre permeable områder som tidligere er forbiløpt. Slike avsteng-inger vil derfor også tjene til økt utvinning av petroleum fra et reservoar hvor man anvender andre velkjente teknikker, slik som polymer- eller surfaktantoverfylling basert på anvendelse av et injisert fluid for å utrense råoljen fra et reservoar. Denne avstenging kan gjennomføres ved hjelp av forskjellige metoder, idet de fleste er basert på anvendelsen av polymergeler. De gelene som er mest anvendt er dem som er oppnådd fra vannoppløselige polymerer som kan kryssbinde med polyvalente metallioner. Vanlig anvendte polymerer av denne type er f.eks. polyakrylamider, delvis hydrolyserte polyakrylamider og kopolymerer av akrylamid med vinylkomonomerer slik som akrylamid-N-vinylpyrrolidon og natriumakrylamid-2-metylpro-pansulfonat. Andre polymerer som ofte anvendes er polysakkarider, særlig xantan og skleroglukan, og cellulosebaserte polymerer slik som hydroksyetylcellulose, karboksymetylcellu-lose og karboksymetylhydroksyetylcellulose. Eksempler på polyvalente metallioner som vanligvis anvendes i kryssbind-ingspolymerer er Cr+\ Al<+3>, Ti+4, Zn+2, Fe+2, Fe+3, Sn+4.
Der er generelt to metoder for innføring av gelen i reservoaret. Den første er å injisere en polymerløsning som allerede er overflategelert, mens den andre er basert på in-situ geldannelse. Skjønt overflategelert polymerløsning kan plasseres mer selektivt i områder med høyere permeabilitet i et reservoar, er in-situ geldannelse generelt foretrukket fremfor den overflategelerte polymer fordi den ikke-gelerte løsning kan penetrere dypere inn i reservoaret.
Der er forskjellige in-situ geleringsmetoder. I tilfellet med f.eks. polymerer som kan kryssbinde med Al<+3>, dannes gelen ved at en vandig polymerløsning og en vandig løsning av Al<+3>, generelt som aluminiumcitrat, injiseres inn i reservoaret i to påfølgende trinn, idet gelering skjer når de to løsninger blandes inne i reservoaret. I tilfellet med polymerer som er kryssbundet med Cr<+3>, er det vanlig å tilføre polymeren sammen med krom i en høyere oksydasjonstilstand som ikke kryssbinder med polymeren (f.eks. bikromat) og deretter introdusere en løsning av et passende reduksjonsmiddel slik som tiourea eller tiosulfitt. Reduksjon av krom til Cr<+3> fører til gelering.
Polymergeler som er kryssbundet med polyvalente metallioner anvendes også i noen tilfeller når de tilføres til brønnen under trykk som vandige høyviskøse løsninger, for å danne sprekker i reservoarbergarten for å forenkle utvinning av petroleum. Andre anvendelser av geler innen petroleumsområdet omfatter brønnkomplettering, plugging av brønner som oppgis og sand-konsolidering.
Et problem i forbindelse med anvendelse av polymergeler i et petroleumreservoar og som fremdeles ikke er tilfredsstillende løst, er det som vedrører fjerning av de geldannede polymerer når de har utført sin oppgave eller på andre tidspunkter dersom dette er ønskelig. Dersom man f.eks. anvender slike geler som avstengingsmidler for permeabilitetsmodifikasjons-formål, kan det oppstå forskjellige situasjoner som gjør at det er ønskelig å fjerne gelen fra området som okkuperes av denne, idet slike situasjoner f.eks. kan være: a) ukorrekt plassering av gelen i reservoaret; b) avstenging av områder som fremdeles inneholder petroleum; c) nødvendigheten av å bytte ut en forringet gel med frisk gel; d) forandring av petroleumsutvinningsstrategi for reservoaret ;
e) utilsiktet, uønsket dannelse av gel i selve brønnen.
En passende metode for å fjerne en gelert løsning vil også
kunne anvendes for opprensing av brønnarealet som er over grunnen og utstyr under eller etter injeksjon av blandinger som kan gelere inn i et reservoar.
Det er kjent å fjerne gelerte polymerer fra okkuperte områder ved hjelp av metoder basert på anvendelsen av oksydasjonsmidler og sterke syrer eller baser. F.eks. beskriver US patent 4.569.393 anvendelsen av natriumhypokloritt, GB 1.337.651 beskriver anvendelsen av andre oksydasjonsmidler omfattende kaliumpermanganat og GB 2.165.567 beskriver anvendelsen av organiske peroksydoksydasjonsmidler. Anvendelse av de oven-nevnte kjente midler er imidlertid ikke helt tilfredsstillende fordi de kan ødelegge reservoaret og endre råoljen inneholdt deri, og fordi de er en helserisiko for personalet som bruker dem. Disse midlene virker ved at de nedbryter polymeren og fordi deler av polymeren som er behandlet med nevnte midler kan forbli i reservoaret i form av en oppløselig rest, kan de forhindre fullstendig gjenåpning av det avstengte området.
Man har nå funnet at det er mulig å overvinne ulempene i forbindelse med kjent teknikk og fjerne (i betydningen av å degelere) polymergelene i et petroleumsreservoar som har vært kryssbundet med polyvalente metallioner, ved anvendelse av spesielle kompleksdannende midler. Mer spesielt og i over-ensstemmelse med den foreliggende oppfinnelse kan de nevnte geler oppløses ved hjelp av en prosess som omfatter at gelen bringes i kontakt med en vandig løsning av et organisk eller uorganisk kompleksdannende middel som er i stand til å danne et koordinasjonskompleks med Cr<3+> ionet med større termodynamisk stabilitet enn den til koordinasjonskomplekset dannet med Cr<3+> ionet og den ikke-tverrbundne polymer, idet minimums-molforholdet mellom det kompleksdannende middel og Cr<3+> ionet er 0,3:1.
Som uorganiske kompleksdannende midler kan det særlig anvendes forbindelser med minst to identiske eller forskjellige funksjonelle grupper inneholdende 0, N eller S, og foretrukket valgt fra gruppene karboksyl, amino, pyridin, imidazol, hydroksyl og sulfydryl. Karboksylgruppene kan enten være til stede i sur eller nøytral form, og aminogruppene kan være primære, sekundære eller tertiære. I en foretrukket utførel-sesform av oppfinnelsen er de organiske kompleksdannende midler karboksylsyrer med fra 2 til 4 karboksylgrupper, enten som sådan eller som alkalimetallsalter, eller de er aminosyrer eller hydroksysyrer eller alkylenaminer eller polyalkylenaminer.
Eksempler på kompleksdannende midler som kan anvendes er: trinatriumcitrat (Na3 citrat)
dinatriumoksalat (Na2 oksalat)
dinatriumetylendiamintetraacetat (Na2 EDTA)
vinsyre
malonsyre
maleinsyre
sitronsyre
oksalsyre
salisylsyre
glysin
glutaminsyre
asparginsyre
alfa-amino-n-smørsyre
metionin
serin
treonin
etylendiamin
trietylentetramin
dietylentriamin
tris(2-aminoetyl)amin
Uorganiske kompleksdannende midler som er passende for dette formål kan velges fra fosforholdige forbindelser slik som fosfor- og organofosforsyrer og deres alkalisalter slik som f.eks. natriumpyrofosfat, alkalitripolyfosfat, uorganiske baser slik som ammoniumhydroksyd, og fluorider av alkalime-tallene, f.eks. kaliumfluorid.
Noen av de nevnte kompleksdannende midler er anvendt innen teknikken (US 3.926.258, US 4.488.601, US 3.762.476) for å utsette dannelsen av gelen slik at denne kan anbringes lenger nede i reservoaret. I motsetning til dette og i overensstem-melse med fremgangsmåten for den foreliggende oppfinnelse, virker de kompleksdannende midler på den allerede gelerte polymer i brønnen til å gi en fullstendig og irreversibel oppløsning av gelen.
Fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse anvendes som nevnt for å fjerne geler som er avledet fra akrylamidpolymerer eller kopolymerer, eller fra polysakkarider, som er tverrbundet ved hjelp av Cr<+3>. De nevnte geler oppnås fra polymerer med en molekylvekt mellom 200 000 og 40 000 000 g/mol og er kjennetegnet ved en polymerkonsen-trasjon fra 500 til 20 000 ppm og en Cr<+3> konsentrasjon fra 10 til 3000 ppm.
Degelering av tverrbundne polymerer gjennomføres ved at de bringes i kontakt med en vandig løsning av det kompleksdannende middel, enten i én porsjon eller gradvis, og som inneholder en mengde kompleksdannende middel slik at molforholdet mellom kompleksdannende middel og tverrbindingsmetallion er som nevnt over men varierer foretrukket fra 1:1 til 50:1.
Dersom reservoaret er spesielt rikt på metallioner som, i tilfellet med Ca<+2>, vil kunne gi presipitering av visse kompleksdannende midler fra deres vandige løsninger, er det passende å anvende en større mengde av det kompleksdannende middel for å sikre at den mengden som er nødvendig :for å degelere polymeren forblir i løsning.
Konsentrasjonen av den vandige løsning av kompleksdannende middel er ikke kritisk i den foreliggende oppfinnelse. Man kan f.eks. anvende løsninger med en konsentrasjon av kompleksdannende middel fra 100 til 100 000 ppm, foretrukket fra 1000 til 10 000 ppm. De nevnte løsninger virker passende ved typiske reservoartemperaturer (mellom 20 og 200°C) og, når man opererer under foretrukne forhold, blir gelen fullstendig og irreversibelt degelert innen en tidsperiode som varierer fra mindre enn 1 døgn opp til 15 døgn. Polymeren som er degelert på denne måte er i form av en flytende væske som lett kan fjernes fra det tidligere avstengte området.
Fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse muliggjør derfor fullstendig gjenåpning av avstengte områder på en enkel og billig måte. I tillegg, og i motsetning til de kjente metoder som anvendes, nedbrytes ikke polymeren og skader heller ikke reservoaret. De etterfølgende eksempler illustrerer den foreliggende oppfinnelse.
EKSEMPEL 1
Gelfremstilling og påfølgende behandlinger som beskrevet i dette og andre eksempler ble gjennomført i passende lukkede beholdere som er vanlig akseptert for å studere gelers opp-førsel i assistert petroleumsutvinning.
En vandig løsning av 10 000 ppm (i vekt) kommersielt polyakrylamid (Aldrich, gjennomsnittlig molekylvekt 5 000 000 - 6 000 000, omtrent 1 % hydrolysert) fikk stå over natten med forsiktig omrøring for å sikre maksimal dispersjon av polymer-molekylene. Løsningen ble deretter filtrert gjennom et 5 [ Lm Millipore-filter for å fjerne de polymer-mikrogelpartikler som kan ha vært til stede. En vandig løsning av CrCl3 inneholdende 1000 ppm Cr<+3> ble fremstilt separat og fikk stå ved omgivelsestemperatur inntil oppnåelse av den blåfargen som er karakteristisk for Cr(H20)6<+3> ionet. Tre testrør utstyrt med skrukork ble hver fylt med 8 ml polyakrylamidløsning, med 0,5 ml CrCl3 løsning og med 1,5 ml destillert vann for å oppnå tre geldannende løsninger hver inneholdende 8000 ppm polyakrylamid og 50 ppm Cr<+3>. De tre løsningene fikk deretter stå for gelering ved omgivelsestemperatur i 16 timer.
En av de oppnådde geler ble anvendt som sådan for å tjene som en første kontroll. Vann i en mengde lik 10 % av gelvolumet ble tilsatt til en annen gel for å tjene som en annen kontroll. En vandig løsning inneholdende 10 000 ppm Na2EDTA ble tilsatt til den tredje gel i en mengde lik 10 % av gelvolumet, til å gi en sluttkonsentrasjon, etter diffusjon av degeler-ingsmiddelet gjennom gelen, på 1000 ppm Na2EDTA (beregnet for hele prøvevolumgelen + løsning).
Gelene hvortil vann og Na2EDTA var tilsatt fikk stå ved omgivelsestemperatur og ble kontrollert ved at man forsiktig snur testrørene opp-ned to ganger pr. dag slik at man ikke mekanisk ødelegger gelen. Etter 7 døgn ble gelen, hvortil Na2EDTA løsningen var tilsatt, en flytende væske som ikke inneholdt resterende gelstruktur og som var karakterisert ved en fiolett farge som er typisk for Cr(EDTA)<+3> komplekset. UV-analyser av denne degelerte løsningen viste 2 absorpsjons-topper ved 393 og 548 nm, tilsvarende til det kjente spektrum av Cr(EDTA)<+3> komplekset. I motsetning til dette var kon-trollgelene fremdeles uforandret og stabile etter 80 døgn.
EKSEMPEL 2
En vandig løsning av de kompleksdannende midler Na3 citrat, Na2 oksalat og Na2EDTA med en konsentrasjon på 10 000 ppm ble tilsatt til 3 gelprøver fremstilt som beskrevet i Eksempel 1. Volumet av løsningen av det kompleksdannende middel som var tilsatt var 10 % av gelvolumet slik at, etter hensyntagen til diffusjon gjennom gelen, ble det oppnådd en konsentrasjon av det kompleksdannende middel på 1000 ppm. Referanseprøven ble fremstilt som beskrevet i Eksempel 1, sammen med en sammen-ligningsprøve bestående av en gel med 10 volum% av en 10 000 ppm løsning av Na acetat tilsatt. De således behand-lede geler fikk stå ved omgivelsestemperatur (20°C) og ble undersøkt to ganger pr. dag som beskrevet i det foregående eksempel.
For å evaluere virkningen av temperatur på geloppløsnings-prosessen ble ytterligere prøver fremstilt og lagret ved 60°C etter behandling med løsninger av degeleringsmidler. Ytterligere referanseprøver som beskrevet i Eksempel 1 ble også fremstilt for disse degeleringsprøveserier. Virkningen av gelens alder på degeleringsprosessen (dvs. gelens alder før behandling med degeleringsløsningen) ble evaluert for andre gelprøver som fikk stå i 5 døgn før de ble behandlet med degeleringsløsninger.
Resultatene av disse degeleringsforsøk er vist i Tabell 1.
Alle referansegelene viste seg å være stabile under forsøks-betingelsene, mens gelene som ble behandlet med de kompleksdannende midlene Na2EDTA, Na3 citrat og Na2 oksalat undergikk fullstendig degelering ved alle de betingelser som ble vur-dert. Degeleringstiden var kortere ved 60°C enn ved 2 0°C. Gelene som var lagret i 5 døgn før degeleringsbehandling krevde litt lengre tid for å degelere. Gelen behandlet med Na acetat, en organisk forbindelse med kun én funksjonell gruppe, forble fullstendig uforandret både ved 20°C og 60°C.
EKSEMPEL 3
En gelprøve fremstilt som beskrevet i Eksempel 1 fikk stå i 30 døgn. Den ble deretter behandlet med 10 volum% av en 10 000 ppm løsning av Na3 citrat. Etter 4 døgn ved 60°C var gelen fullstendig degelert. Ved å sammenligne dette resultat med dem som ble oppnådd i det foregående eksempel kan man slutte at degeleringstiden forblir kort selv om gelen har fått stå for aldring i en lengre periode.
EKSEMPEL 4
En rekke geler som er fremstilt som beskrevet i Eksempel 1 og har fått stå i 4 døgn, ble behandlet med vandige løsninger (i mengder lik 10 % av gelvolumet) av de kompleksdannende midlene Na2EDTA, Na3 citrat og Na2 oksalat ved konsentrasjoner på 1000 ppm og 100 ppm for å oppnå en konsentrasjon på henholdsvis 100 og 10 ppm etter at løsningen har difundert gjennom gelen. For sammenligning ble et forsøk med Na acetat også gjennomført. Resultatene er vist i Tabell 2.
Når man går ut fra løsninger av degeleringsmiddel med en konsentrasjon på 1000 ppm ble fluide løsninger som kun viste en lett retensjon av gelstrukturer oppnådd i løpet av 10 til 14 døgn, mens, når man starter med løsninger med en konsentrasjon på 100 ppm, var der en reduksjon i viskositet etter 50 døgn men med delvis bevaring av gelstrukturen. Disse forsøk indikerte at selv ved lave forhold mellom det kompleksdannende middel og Cr<+3> i gelen, blir gelene vesentlig fluide innen en rimelig tidsperiode. Slike fluide geler, skjønt de kan være vanskeligere å bevege enn en fluid løsning hvori gelen er perfekt oppløst, bør være mobile ved trykket i reservoaret og det bør følgelig være mulig å fjerne dem fra områdene hvor de er blitt dannet.
EKSEMPEL 5
Tre gelprøver fremstilt som beskrevet i Eksempel 1 og som har fått stå i 30 døgn ble behandlet med vandige løsninger av de kompleksdannende midlene oksalsyre, sitronsyre og etylendiamin i konsentrasjoner på 10 000 ppm som beskrevet i de foregående eksempler. De oppnådde resultater er vist i tabell 3. Resultatene viser at nøytrale kompleksdannende midler (etylendiamin) og syreformene av karboksylat-degeleringsmidler også er effektive.
EKSEMPEL 6
Til tre gelprøver som var fremstilt som beskrevet i Eksempel 1 ble det tilsatt løsninger (i en mengde lik 10 % av gelvolumet) av uorganiske degeleringsmidler som natriumpyrofosfat (Na4P207) , kaliumf luorid (KF) og ammonium (NH3) i konsentrasjoner som er gitt i Tabell 4. Mens pyrofosfat ga en rask degelering, ga de svakere kompleksdannende midlene fluorid og ammonium saktere eller kun delvis degelering.
EKSEMPEL 7
For å vise at degeleringsmetoden virker med polyakrylamider med en større grad av hydrolyse, ble en prøve av polyakrylamid som var 10 % hydrolysert fremstilt ved hjelp av basehydrolyse fra det kommersielle polyakrylamid som ble anvendt i de tidligere eksempler. Vandige geler omfattende 8000 ppm av
.denne hydrolyserte polymer og 100 ppm Cr<+3> ble fremstilt som beskrevet i Eksempel 1 og behandlet med løsninger av de føl-gende degeleringsmidler: Na2EDTA, etylendiamin, Na2malonat, Na2 oksalat, Na3 citrat og natriumpyrofosfat. Resultatene viser at sammenlignbare degeleringstider ble oppnådd med denne polyakrylamidpolymeren.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for å fjerne en vannoppløselig gel av en polymer valgt fra akrylamidpolymerer og kopolymerer og polysakkarider med en molekylvekt fra 200 000 til 40 000 000, som er tverrbundet med et Cr<3+>ion, fra et petroleumsreservoar, k a rakterisert ved at gelen bringes i kontakt med en vandig løsning av et organisk eller uorganisk kompleksdannende middel som er i stand til å danne et koordinasjonskompleks med Cr<3+> ionet med større termodynamisk stabilitet enn den til koordinasjonskomplekset dannet med Cr<3+> ionet og den ikke-tverrbundne polymer, idet minimums-molforholdet mellom det kompleksdannende middel og Cr<3+> ionet er 0,3:1.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at polymerkonsentrasjonen i gelen er fra 500 til 20 000 ppm og konsentrasjonen av Cr<3+ >ionet er fra 10 til 3000 ppm.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at det kompleksdannende middel er en organisk forbindelse med minst to identiske eller forskjellige funksjonelle grupper inneholdende O, N eller S.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3, karakterisert ved at de funksjonelle grupper er valgt fra karboksylgrupper i sur eller nøytral form, primære, sekundære og tertiære aminogrupper, pyridin, imidazol, hydroksy og sulfydryl.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 4, karakterisert ved at det kompleksdannende middel er valgt fra karboksylsyrer med fra 2 til 4 karboksylgrupper, som enten er i fri form eller i form av salter med alkalimetaller, aminosyrer, hydroksysyrer, alkylenaminer og polyalkylenaminer.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, karakterisert ved at det kompleksdannende middel er valgt fra: trinatriumcitrat, dinatriumetylendiamintetraacetat, dinatriumoksalat, vinsyre, malonsyre, maleinsyre, sitronsyre, oksalsyre, salicylsyre, glycin, glutaminsyre, asparaginsyre, alfa-amino-n-smørsyre, metionin, serin, treonin, trietylentetramin, dietylentriamin, tris(2-aminoetyl)amin og etylendiamin.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at det uorganiske kompleksdannende middel er valgt fra fosforsyrer, enten i fri form eller i form av et salt med et alkalimetall, alkalimetalltri-fosfater og ammoniumhydroksyd.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at molforholdet mellom det kompleksdannende middel og Cr3+ ionet er fra 1:1 til 50:1.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at konsentrasjonen av det kompleksdannende middel i den vandige løsning er fra 100 ppm til 100 000 ppm.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den vandige løsning av det kompleksdannende middel bringes i kontakt med gelen som skal fjernes i en eller flere porsjoner.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
IT8819318A IT1216740B (it) | 1988-02-05 | 1988-02-05 | Procedimento per rimuovere gelpolimerici in un pozzo petrolifero. |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO885547D0 NO885547D0 (no) | 1988-12-14 |
NO885547L NO885547L (no) | 1989-08-07 |
NO177070B true NO177070B (no) | 1995-04-03 |
NO177070C NO177070C (no) | 1995-07-12 |
Family
ID=11156690
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO885547A NO177070C (no) | 1988-02-05 | 1988-12-14 | Fremgangsmåte for å fjerne en vannopplöselig gel fra et petroleumsreservoar |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4986356A (no) |
EP (1) | EP0326720B1 (no) |
JP (1) | JPH01219289A (no) |
AU (1) | AU614101B2 (no) |
CA (1) | CA1329983C (no) |
DE (1) | DE3872212T2 (no) |
DK (1) | DK172215B1 (no) |
ES (1) | ES2034176T3 (no) |
IE (1) | IE60753B1 (no) |
IT (1) | IT1216740B (no) |
NO (1) | NO177070C (no) |
Families Citing this family (32)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5219476A (en) * | 1989-03-31 | 1993-06-15 | Eniricerche S.P.A. | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery |
US5082056A (en) * | 1990-10-16 | 1992-01-21 | Marathon Oil Company | In situ reversible crosslinked polymer gel used in hydrocarbon recovery applications |
US5069281A (en) * | 1990-11-05 | 1991-12-03 | Marathon Oil Company | Process for enhanced delayed in situ gelation of chromium polyacrylamide gels |
US5048609A (en) * | 1990-12-14 | 1991-09-17 | Marathon Oil Company | Selective permeability reduction in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a nonselective gel |
NO921026L (no) * | 1991-03-18 | 1992-09-21 | Halliburton Co | Fremgangsmaate for brytning av metall-tverrbundede polymerer |
US5224546A (en) * | 1991-03-18 | 1993-07-06 | Smith William H | Method of breaking metal-crosslinked polymers |
US5223159A (en) * | 1991-03-18 | 1993-06-29 | Smith William H | Delayed breaking metal crosslinked polymer compositions |
IT1245382B (it) * | 1991-03-28 | 1994-09-20 | Eniricerche Spa | Composizione acquosa gelificabile utile per modificare la permeabilita' in un giacimento petrolifero |
US5226481A (en) * | 1992-03-04 | 1993-07-13 | Bj Services Company | Method for increasing the stability of water-based fracturing fluids |
WO1994009253A1 (en) * | 1992-10-21 | 1994-04-28 | Gait Products Limited | Composition for use in well drilling and maintenance |
IT1264383B1 (it) * | 1993-05-07 | 1996-09-23 | Eniricerche Spa | Fanghi di perforazione acquosi fluidificati con conplessi di zirconio e alluminio |
US5559263A (en) * | 1994-11-16 | 1996-09-24 | Tiorco, Inc. | Aluminum citrate preparations and methods |
US6152234A (en) | 1998-06-10 | 2000-11-28 | Atlantic Richfield Company | Method for strengthening a subterranean formation |
US6242390B1 (en) | 1998-07-31 | 2001-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Cleanup additive |
US6156819A (en) * | 1998-12-21 | 2000-12-05 | Atlantic Richfield Company | Use of low- and high-molecular-weight polymers in well treatments |
US6166103A (en) * | 1998-12-21 | 2000-12-26 | Atlantic Richfield Company | Aqueous gelable compositions with delayed gelling times |
US6265355B1 (en) | 1999-02-09 | 2001-07-24 | Atlantic Richfield Company | Gel-breaker composition and a method for breaking a gel |
US6133204A (en) * | 1999-02-09 | 2000-10-17 | Atlantic Richfield Company | Use of oil-based gel-breaker/inhibitor compounds with polymer gels in well treatments |
US7531484B2 (en) * | 2002-11-26 | 2009-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and solutions for removing HEC-based CFLA from a subterranean formation |
US7749941B2 (en) * | 2003-12-24 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for improving performance of aqueous and polymer based fluids at high temperatures |
WO2009091652A2 (en) * | 2008-01-16 | 2009-07-23 | M-I L.L.C. | Methods for preventing or remediating xanthan deposition |
CA2802799C (en) | 2010-08-11 | 2015-03-03 | University Of Kansas | Delayed gelling agents |
CA3069079C (en) | 2013-01-18 | 2022-04-19 | Conocophillips Company | Nanogels for delayed gelation |
WO2015061786A2 (en) | 2013-10-25 | 2015-04-30 | Conway Andrew Bryce | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using a metal complexing agent |
WO2015160666A1 (en) | 2014-04-14 | 2015-10-22 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Stimulation of wells in nano-darcy shale formations |
PL3189116T3 (pl) | 2014-09-04 | 2024-02-19 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Szczelinowanie slick-water z użyciem uwalnianego w czasie środka kompleksującego metal |
US10982124B2 (en) | 2017-11-06 | 2021-04-20 | Saudi Arabian Oil Company | Drill-in fluid compositions and methods |
EP4041843A1 (en) | 2019-10-10 | 2022-08-17 | Flex-Chem Holding Company, LLC | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid |
CN112972975A (zh) * | 2019-12-13 | 2021-06-18 | 浙江沣蓝环保技术有限公司 | 一种重金属螯合剂及其制备方法 |
EP4100485A1 (en) | 2020-02-07 | 2022-12-14 | Flex-Chem Holding Company, LLC | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
US11473002B2 (en) | 2020-02-07 | 2022-10-18 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
US11954800B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-04-09 | Saudi Arabian Oil Company | Converting borehole images into three dimensional structures for numerical modeling and simulation applications |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3330347A (en) * | 1964-10-30 | 1967-07-11 | Exxon Production Research Co | Method of oil recovery using surfactants formed in situ |
US3522844A (en) * | 1968-12-12 | 1970-08-04 | Mobil Oil Corp | Oil recovery process with selective precipitation of positive nonsimple liquid |
US3762476A (en) * | 1972-01-03 | 1973-10-02 | Phillips Petroleum Co | Subterranean formation permeability correction |
US3926258A (en) * | 1972-12-27 | 1975-12-16 | Phillips Petroleum Co | Method for reducing formation permeability with gelled polymer solution having delayed gel time |
US4096914A (en) * | 1976-12-06 | 1978-06-27 | Shell Oil Company | Acidizing asphaltenic oil reservoirs with acids containing salicylic acid |
US4083407A (en) * | 1977-02-07 | 1978-04-11 | The Dow Chemical Company | Spacer composition and method of use |
US4488601A (en) * | 1982-09-29 | 1984-12-18 | The Standard Oil Company | Control of aluminum cross-linked polyacrylamides for sweep improvement |
US4609475A (en) * | 1984-02-24 | 1986-09-02 | Halliburton Company | Method of improving the permeability of a subterranean formation by removal of polymeric materials therefrom |
US4604218A (en) * | 1985-03-28 | 1986-08-05 | Bj-Titan Services Company | Aqueous acid gels and use thereof |
US4648456A (en) * | 1985-07-01 | 1987-03-10 | Exxon Production Research Co. | Method for acidizing siliceous formations |
US4770796A (en) * | 1987-01-12 | 1988-09-13 | Petrolite Corporation | Encapsulated breaker for cross-linked acid gel, fracture acidizing fluid containing same and method of use thereof |
US4809781A (en) * | 1988-03-21 | 1989-03-07 | Mobil Oil Corporation | Method for selectively plugging highly permeable zones in a subterranean formation |
-
1988
- 1988-02-05 IT IT8819318A patent/IT1216740B/it active
- 1988-12-13 CA CA000585792A patent/CA1329983C/en not_active Expired - Fee Related
- 1988-12-13 IE IE371588A patent/IE60753B1/en not_active IP Right Cessation
- 1988-12-14 NO NO885547A patent/NO177070C/no unknown
- 1988-12-14 EP EP88202875A patent/EP0326720B1/en not_active Expired
- 1988-12-14 ES ES198888202875T patent/ES2034176T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1988-12-14 AU AU26855/88A patent/AU614101B2/en not_active Ceased
- 1988-12-14 DE DE8888202875T patent/DE3872212T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1988-12-14 DK DK694688A patent/DK172215B1/da not_active IP Right Cessation
- 1988-12-15 JP JP63315215A patent/JPH01219289A/ja active Pending
-
1990
- 1990-02-07 US US07/477,120 patent/US4986356A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU614101B2 (en) | 1991-08-22 |
IE883715L (en) | 1989-08-05 |
DK172215B1 (da) | 1998-01-05 |
DK694688D0 (da) | 1988-12-14 |
DE3872212D1 (de) | 1992-07-23 |
ES2034176T3 (es) | 1993-04-01 |
IT1216740B (it) | 1990-03-08 |
DK694688A (da) | 1989-08-06 |
NO885547L (no) | 1989-08-07 |
NO177070C (no) | 1995-07-12 |
IT8819318A0 (it) | 1988-02-05 |
US4986356A (en) | 1991-01-22 |
CA1329983C (en) | 1994-06-07 |
EP0326720A1 (en) | 1989-08-09 |
JPH01219289A (ja) | 1989-09-01 |
AU2685588A (en) | 1989-08-10 |
NO885547D0 (no) | 1988-12-14 |
DE3872212T2 (de) | 1993-01-07 |
IE60753B1 (en) | 1994-08-10 |
EP0326720B1 (en) | 1992-06-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO177070B (no) | Fremgangsmåte for å fjerne en vannopplöselig gel fra et petroleumsreservoar | |
US4018286A (en) | Controlled well plugging with dilute polymer solutions | |
US4488601A (en) | Control of aluminum cross-linked polyacrylamides for sweep improvement | |
EP0092340B1 (en) | Method of clay stabilisation in enhanced oil recovery | |
NO326471B1 (no) | Behandlingsblanding | |
NO179223B (no) | Gelerbar vandig blanding og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar | |
WO2006106287A1 (en) | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments | |
CA2842062A1 (en) | Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid | |
CA1211881A (en) | Composition and method for stimulating a subterranean formation | |
CN108559480B (zh) | 一种储层酸化增注施工用螯合剂及其制备方法和应用 | |
NO875421L (no) | Gelbart preparat og profilmodifiseringsmiddel. | |
NO791408L (no) | Fremgangsmaate til matriks-syrebehandling eller oppbrytnings-syrebehandling av en undergrunnsformasjon, en gelsammensetning for bruk ved fremgangsmaaten og fremgangsmaate til fremstilling av gelsammensetningen | |
US6133204A (en) | Use of oil-based gel-breaker/inhibitor compounds with polymer gels in well treatments | |
WO2020198839A1 (en) | Mud acid composition comprising inhibited hydrofluoric acid | |
NO871270L (no) | Stabiliserte vandige blandinger av vannopploeselige polymerer og deres anvendelse ved petroleumutvinning. | |
AU2019294063B2 (en) | Salt of monochloroacetic acid with chelating agent for delayed acidification in the oil field industry | |
US4503912A (en) | Process for conformance control using a polymer flocculate | |
EP0306546A1 (en) | Irradiation produced AMPS/Am copolymers in thickened acid compositions | |
AU2021274862B2 (en) | Acidizing treatment fluid for delayed acidification in the oil field industry | |
EP0130732A1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
US3766983A (en) | Stabilized nonionic polysaccharide thickened water | |
US4485021A (en) | Water flooding process for recovering petroleum | |
NO179296B (no) | Fremgangsmåte og vandig geldannende polymer opplösning for å nedsette permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar | |
CA2843389A1 (en) | Process for producing mineral oil from an underground deposit | |
RU2260682C1 (ru) | Состав для глушения скважин |