NO178474B - Fremgangsmåte for plugging av et område i en hydrokarbonbærende höytemperatursformasjon med en kryssbundet akrylamidpolymergel - Google Patents
Fremgangsmåte for plugging av et område i en hydrokarbonbærende höytemperatursformasjon med en kryssbundet akrylamidpolymergel Download PDFInfo
- Publication number
- NO178474B NO178474B NO894017A NO894017A NO178474B NO 178474 B NO178474 B NO 178474B NO 894017 A NO894017 A NO 894017A NO 894017 A NO894017 A NO 894017A NO 178474 B NO178474 B NO 178474B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gel
- polymer
- formation
- cross
- borehole
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 69
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 title claims description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 44
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 18
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 title claims 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 60
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 36
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 35
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 22
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 11
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 11
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 9
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 7
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 4
- 230000001934 delay Effects 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 229910021556 Chromium(III) chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 claims description 2
- QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K chromium(3+) trichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Cl-].[Cr+3] QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 239000011636 chromium(III) chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000007831 chromium(III) chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 105
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 55
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 17
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 9
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 8
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 7
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 235000019994 cava Nutrition 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Teknisk område:
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for plugging av et område i en hydrokarbonbærende høy temperaturs f ormas jon med en kryssbundet akrylamidpolymergel hvor formasjonen er gjennomtrengt av et borehull i forbindelse med området.
Beskrivelse av beslektet teknikk:
Polymergeler har potensiell anvendelse ved en rekke fremgangsmåter utformet for å forbedre oljeutvinningsforma-sjoner. Slike fremgangsmåter omfatter strukturforbedring, sementering og frakturering. Strukturforbedring kan være nød-vendig ved floding eller produksjon av en formasjon som har dårlig vertikal- eller flåtestruktur. Dårlig vertikalstruktur skriver seg fra den vertikale sidestilling av geologiske områder ved forholdsvis høy permeabilitet til områder med forholdsvis lav permeabilitet i en underjordisk formasjon. Dårlig flåtestruktur skriver seg fra tilstedeværelsen av årer med høy permeabilitet og uregelmessigheter med høy permeabilitet i formasjonsgrunnmassen, slik som vertikalsprekker og nettverk av slike, som har svært høy permeabilitet i forhold til forraa-sj onsgrunnmassen.
Fluider 'har generelt dårlige strømningsprofiler og utrenskningseffektiviteter i underjordiske formasjoner med dårlig vertikal- eller flåtestruktur. Dårlig struktur er særlig et problem der hvor vertikalheterogenitet, sprekknettverk eller andre strukturelle uregelmessigheter er i fluidforbindelse med et underjordisk brønnhull som fluider injiseres eller produseres i.
Det foreligger et antall forsøk på å avhjelpe strukturproblemer. I U.S. patentskrifter nr. 3.762.476, 3.981.363, 4.018.286 og 4.039.029 beskrives forskjellige fremgangsmåter hvor kryssbundne polymergelblandinger dannes fra geldannelsessystemer i områder av underjordiske formasjoner med høy permeabilitet for å redusere permeabiliteten. I praksis har imidlertid tidligere kjente strukturbehandlinger hvor det anvendes in situ geldannelse, vist seg å være util-fredsstillende på grunn av at geldannelsessystemene er svært
.vanskelige å regulere når systemet først er injisert i en
formasjon.
Det å kontrollere geldannelsesreaksjonen er et særlig akutt problem i høytemperaturformasjoner på grunn av at de høye temperaturene kan frembringe for mye geldannelse i systemet så snart det kommer i kontakt med formasjonen. Som et resultat av dette etableres gelen før den kan trenge tilstrekkelig inn i behandlingsområdet, og området får ikke tilstrekkelig jevn permeabilitetsreduksjon. Denne effekten reduserer graden av strukturforbedring som man kan realisere med vanlige gelbehandlinger i høytemperaturformasjoner.
Det foreligger et behov for en geldannelsesprosess hvor et geldannelsessystem danner gel in situ ved en sakte, kontrollert hastighet selv ved høye formasjonstemperaturer. Det foreligger et behov for en fremgangsmåte hvor et geldannelsessystem i vesentlig grad forsinker geldannelse inntil det effektivt har trengt inn i det ønskede behandlingsområde i en underjordisk hydrokarbonbærende formasjon, på hvilket tids-punkt systemet etableres som en jevn immobil gel.
Oppsummering av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse tilfredsstiller de ovenfor beskrevne behov som verken er erkjent eller tilfredsstilt av teknikkens stand. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for forbedring av hydrokarbonutvinning fra en underjordisk hydrokarbonbærende formasjon med høy temperatur som er gjennomtrengt av en produksjons- eller injeksjonsbrønn. Fremgangsmåten forbedrer vertikal- og flåtestruktur i formasjonen og forbedrer tilsvarende strømningsprofiler og utrenskningseffektiviteter av injiserte eller produserte fluider i formasjonen. Fremgangsmåten har også generell utnyttbarhet for sementeringsanvendelser i brønnhull.
Disse formålene og andre oppnås ved hjelp av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse som angitt i krav 1. Fremgangsmåten omfatter fremstilling av et enkelt vandig geldannelsessystem på overflaten som inneholder et vandig opp-løsningsmiddel, en vannoppløselig, ikke-hydrolysert akrylamidpolymer og et flerverdig metall som kryssbindingsmiddel. Det resulterende geldannelsessystem injiseres i et underjordisk område med høy temperatur hvor man ønsker å redusere permeabilitet. Polymeren hydrolyseres in situ og kryssbindes så in situ, hvorved man får en viskøs sammenhengende, enfaset gel.
Så snart gelen etableres kan fluider injiseres inn i eller produseres fra de hydrokarbonbærende områder av formasjonen i fluidforbindelse med brønnhullet. Gelen som er på plass er immobil, dvs. at den er i det vesentlige ute av stand til å strømme fra behandlingsområdet og er i det vesentlige permanent og resistent mot in situ nedbrytning.
En integrert del av foreliggende oppfinnelse er den oppdagelse at en ikke-hydrolysert akrylamidpolymer ikke danner gel i vesentlig grad (dvs. danner kryssbinding) med mindre et betydelig antall amidgrupper i polymeren hydrolyseres til karboksylatgrupper. Ettersom varme fremmer hydrolysereaksjonen, kan man utnytte høye formasjonstemperaturer til å hydrolysere polymeren in situ. Geldannelse av polymeren forsinkes inntil hydrolysereaksjonen har fremskredet til en tilstrekkelig grad. Utstrekningen av forsinkelsen er en funksjon av hastigheten av hydrolysereaksjonen.
Forsinket geldannelse gjør det mulig å trenge inn i et behandlingsområde med høy temperatur med et geldannelsessystem før gelen etableres. Hittil har det vært vanskelig, om ikke umulig, på passende måte å plassere konvensjonelle akrylamidpolymer-geldannelsessystemer i mange høytemperaturområder på grunn av at varmen fremmer hurtig kryssbundet geldannelse av polymeren og forårsaker at gelen etableres før den i tilstrekkelig grad kan trenge inn i behandlingsområdet.
Kort beskrivelse av tegninger
Figur 1 trekker opp hydrolysehastigheten til ikke-hydrolysert polyakrylamid, som beskrevet i eksempel IV. Figur 2 trekker opp det funksjonelle forhold mellom temperatur, geldannelseshastighet og hydrolysegraden i poly-akrylamidet, som beskrevet i eksempel V. Figur 3 trekker opp geldannelseshastigheten til et ikke-hydrolysert polyakrylamid, som beskrevet i eksempel VI. Figur 4 trekker opp injeksjonstrykkfallet til et geldannelsessystem som en funksjon av tiden, som beskrevet i eksempel VII.
Beskrivelse av foretrukne utførelsesformer
Geldannelsessystemet benyttet ifølge foreliggende opp-finnelse er en oppløsning som omfatter en vannoppløselig ikke-hydrolysert akrylamidpolymer. Uttrykket "akrylamidpolymer" henviser til hvilken som helst polymer hvor én eller flere av de sammenbundne monomere grupper er akrylamidgrupper. Uttrykket akrylamidpolymer omfatter således polymerer som inneholder bare sammenbundne akrylamidmonomergrupper (dvs. polyakrylamid), samt polymerer som inneholder én eller flere andre typer av sammenbundne monomergrupper i tillegg til akrylamidgrupper (dvs. kopolymerer, terpolymerer etc. av akrylamid).
"Ikke-hydrolysert akrylamidpolymer" er, slik den her er brukt, definert som en akrylamidpolymer som har mindre enn 1,0 mol% av alle monomere grupper i polymeren hydrolysert. Hydrolyse er en reaksjon som omdanner amidbestanddelen inne-holdt i en monomerakrylamidgruppe til en karboksylatbestanddel. "Delvis hydrolysert akrylamidpolymer" er, slik den her er definert, en akrylamidpolymer som har minst 1,0 mol% av alle monomergruppene i polymeren hydrolysert.
I de fleste vanlige akrylamidpolymeriseringsfrem-gangsmåter betraktes ca. 2-3 mol% hydrolyse som et akseptabelt urenhetsnivå i det.ikke-hydrolyserte polymerprodukt. Tidligere ble et slikt produkt vanligvis kalt ikke-hydrolysert polyakrylamid eller ganske enkelt polyakrylamid, ettersom dette nivå av hydrolysert urenhet generelt ble antatt ikke å virke inn på utnyttbarheten av polymeren for oljeutvinningsanvend-elser i betydelig grad. Foreliggende oppfinnelse erkjenner imidlertid at fremgangsmåter for akrylamidpolymergeldannelse i høytemperaturmiljøer har en mye høyere sannsynlighet for å være vellykket dersom nivået av hydrolysert urenhet i den ikke-hydrolyserte akrylamidpolymer, slik den til å begynne med tilsettes til geldannelsessystemet, er nøye begrenset til et nivå under 1,0 mol%, og fortrinnsvis under 0,1 mol%.
I tillegg til den ovenfor angitte begrensning har foreliggende ikke-hydrolyserte akrylamidpolymer en gjennom-snittlig molekylvekt i området ca. 10.000 til ca. 50 mill., fortrinnsvis ca. 100.000 til ca. 20 mill., og helst ca. 200.000 til ca. 15 mill. Polymerkonsentrasjonen i geldannelsessystemet kan være ca. 500 ppm og opptil oppløselighets-grensen til polymeren i oppløsningsmidlet eller de reologiske ufriheter ved systemet. Den foretrukne polymerkonsentrasjon er ca. 10.000 ppm til ca. 80.000 ppm.
Geldannelsessystemet omfatter videre et flerverdig metall som kryssbindingsmiddel. Det flerverdige metall som kryssbindingsmiddel ifølge foreliggende oppfinnelse er defi-nert som et salt eller et kompleks av et treverdig eller et fireverdig metallkation i en vandig oppløsning hvor metallkationet kan kryssbinde en delvis hydrolysert akrylamidpolymer. Eksempler på flerverdige metaller som kryssbindingsmidler som kan anvendes ved utøvelsen av foreliggende oppfinnelse, er salter eller komplekser av Al<3*>, Fe<3+>, Cr<3+>, Ti<4>+ og Zr<4+>. Foretrukne kryssbindingsmidler ifølge foreliggende oppfinnelse er salter eller komplekser av Al<3+> eller Cr<3*>, inkludert A1C13, CrCl3 og CrAc3 (kromtriacetat).
Oppløsningsmidlet i geldannelsessystemet er en vandig væske, slik som avionisert vann, drikkevann, ferskvann eller saltvann med en konsentrasjon av samlede oppløste faststoffer som er opptil oppløselighetsgrensen til de faste stoffene i vann. Inerte fyllstoffer som er kjent innen teknikken, selv om de ikke er foretrukket, kan også tilsettes til geldannelsessystemet for å forsterke den etterfølgende gel om ønsket. Slike fyllstoffer omfatter knust eller naturlig, fint stein-materiale eller glasskuler.
Geldannelsessystemet dannes ved å blande polymeren, kryssbindingsmidlet, oppløsningsmidlet og eventuelle inerte fyllstoffer på overflaten, hvorved det fås en enkelt inji-serbar geldannelsesoppløsning. Overflateblanding omfatter generelt bl.a. å blande systemet i bulk på overflaten før injeksjon, eller samtidig blande systemet ved eller nær brønn-hodet ved hjelp av in-line-blandeanordninger mens systemet injiseres i et borehull for den foreliggende gelbehandling. Vektforholdet mellom polymer og kryssbindingsmiddel i systemet er 1:1 til 500:1, fortrinnsvis 2,5:1 til 200:1, og helst 4:1 til 50:1.
Utøveren av oppfinnelsen injiserer det forblandede geldannelsessystem som en enkelt jevn væskeplugg i et borehull i fluidforbindelse med et ønsket underjordisk behandlingsområde. Geldannelsessystemet forskyves inn i behandlingsområdet. Behandlingsområdet er definert enten som en "grunnmasse" eller som en "uregelmessighet". En "uregelmessighet" er et volum eller et tomt rom i en formasjon som har svært høy permeabilitet i forhold til grunnmassen. Slik det her er brukt, kan uttrykket uregelmessighet omfatte borehull. En uregelmessighet omfatter videre slike uttrykk som årer, sprekker, sprekknettverk, druserom, oppløsningskanaler, huler, utvaskinger og hulrom med høy permeabilitet. "Grunnmassen" er i det vesentlige det gjenværende av formasjonsvolumet, karakterisert som i det vesentlige homogent, sammenhengende sedi-mentærreservoarmaterial som er fritt for uregelmessigheter og ofte kompetent.
Det er funnet at akrylamidpolymerer ikke danner påvis-bare geler i nærvær av et kryssbindingsmiddel dersom polymeren forblir mindre enn 1,0 mol% og fortrinnsvis mindre enn 0,1 mol% hydrolysert. Det antas at karboksylatbestand-delene er kryssbindingssetene i polymeren, og at polymeren ikke kan danne gel dersom det er for få kryssbindingsseter i polymeren, dvs. mindre enn 1,0 mol%, fortrinnsvis mindre enn 0,1 mol%, basert på det totale antall monomergrupper i polymeren. Dersom polymeren hydrolyseres delvis over dette nivå, danner polymeren gel ved forutsibare hastigheter. U.S. patent-skrift nr. 4.683.949 viser geldannelseshastigheter for et antall forskjellige polymerer og betingelser.
Utøveren av foreliggende oppfinnelse benytter denne informasjon til å forhindre den fullstendige geldannelse av et geldannelsessystem før det har trengt jevnt inn i et behandlingsområde. Foreliggende fremgangsmåte er således særlig anvendbar på høytemperaturformasjoner hvor det er svært vanskelig å fremstille et geldannelsessystem med en tilstrekkelig sakte geldannelseshastighet til å muliggjøre plassering av systemet i behandlingsområdet.
Høytemperaturformasjoner er, slik de her er definert, formasjoner med temperaturer over 60 °C, fortrinnsvis over 80 °C, og helst over 100 °C ved dybden til behandlingsområdet. Slike temperaturer forårsaker vanligvis for tidlig geldannelse av kjente polymergeldannelsessystemer, og etterfølgende uønsket plugging av deler av borehullet, borehullfronten eller formasjonen hvor det er ønskelig å opprettholde permeabilitet.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er geldannelsessystemet ikke-geldannet eller i det minste bare delvis geldannet når det når frem til det ønskede behandlingsområde. Et "delvis geldannet" geldannelsessystem er, slik det her er definert, i det minste noe mer viskøst enn en polymeroppløs-ning som har den samme polymerkonsentrasj on som geldannelsessystemet, men inneholder ikke et kryssbindingsmiddel. Et delvis geldannet geldannelsessystem er motstandsdyktig overfor inntrengning i et mindre permeabelt område hvor det er ønsket å opprettholde permeabilitet, men systemet er tilstrekkelig flytende til at det lett trenger inn i et ønsket behandlingsområde .
Kryssbindingsmidlet i det delvis geldannede system har reagert ufullstendig med polymeren med det resultat at verken all polymeren eller-alt kryssbindingsmidlet i geldannelsessystemet er fullstendig oppbrukt av kryssbindings-reaksjonen. Det delvis geldannede system er i stand til ytter-ligere kryssbinding til fullførelse, noe som resulterer i den ønskede gel uten tilsetning av mer kryssbindingsmiddel.
Så snart geldannelsessystemet er på plass i et ønsket behandlingsområde med høy temperatur, fremmer varmen i behandlingsområdet in situ hydrolyse av amidbestanddelene i akryl-amidgruppene i polymeren. Etter at et tilstrekkelig antall amidbestanddeler er blitt hydrolysert til karboksylatbestanddeler, kan kryssbinding av geldannelsessystemet forløpe til fullførelse ved en regulær hastighet. "Fullført kryssbinding" betyr at geldannelsessystemet er ute av stand til videre kryssbinding på grunn av at én av eller begge reaktantene i det opprinnelige system er oppbrukt. Videre kryssbinding er bare mulig dersom enten polymer, kryssbindingsmiddel eller begge deler tilsettes til geldannelsessystemet.
Geldannelse av det ikke-hydrolyserte akrylamidpolymer-geldannelsessystem antas således å være en totrinns meka-nisme. Det første trinn er den varmeaktiverte polymerhydro-lysereaksjon, og det andre trinn er polymerkryssbindingsreak-sjonen. Utøveren forsinker fullført kryssbinding av geldannelsessystemet inntil systemet har trengt fullstendig inn i det ønskede behandlingsområde ved å utføre hydrolysereaksjonen in situ. Betydelig geldannelse av systemet på grunn av kryssbinding oppstår generelt bare etter at minst mer enn 1,0 mol% av de monomere gruppene i polymeren hydrolyserer. Geldannelse kan også være en funksjon av den spesielle fordeling av karboksylatgrupper langs polymerkjeden.
Geldannelseshastigheten kan generelt forsinkes, slik at fullstendig geldannelse ikke oppstår før opptil en uke eller mer fra tidspunktet da geldannelsessystemet utformes og injiseres i det ønskede behandlingsområde. Selv under svært ugunstige in situ betingelser kan geldannelseshastigheten forsinkes, slik at fullstendig geldannelse ikke oppstår på minst 4 timer, fortrinnsvis minst 12 timer, og helst minst 24 timer eller mer fra tidspunktet for fremstillingen av systemet.
Den endelige fullførte "gel" er, slik den her er defi-nert, et sammenhengende, tredimensjonalt kryssbundet polymert nettverk med en ultrahøy molekylvekt. Gelen holder det flytende oppløsningsmiddel inne i det faste polymere nettverk. Fusjonen av en flytende og en fast bestanddel til et enfaset system gir gelen med en unik faseoppførsel.
Geler anvendt ved foreliggende oppfinnelse er immobile når de først er på plass, dvs. at gelene har tilstrekkelig struktur til at de ikke spres fra grenseområdene til et plugget område og inn i et mindre permeabelt område i formasjonen som ligger inntil det pluggede område, når de først er på plass. "Plugging" defineres som en vesentlig reduksjon av permeabilitet i et område i en formasjon. Selv om noen av gelene som her anvendes kvalitativt kan synes å flyte under tyngdekraften når de ikke er avgrenset på overflaten ved omgivende atmosfærebetingelser, må alle geler som her anvendes ha tilstrekkelig struktur til å være immobile innenfor grensene til behandlingsområdet.
Foreliggende fremgangsmåte er anvendbar til en rekke anvendelser ved hydrokarbonutvinning. Ifølge en utførelsesform er fremgangsmåten anvendbar til strukturbehandling av formasjoner som er i fluidforbindelse med en injeksjons- eller produksjonsbrønn. Gelen plugger uregelmessigheter, slik som årer, med forholdsvis høy permeabilitet, sprekker eller sprekknettverk i direkte forbindelse via uregelmessigheten med en injeksjonsbrønn eller en produksjonsbrønn. Gelen er også anvendbar til pluggingen av soner i grunnmassen med høy permeabilitet. Strukturbehandling av områder i direkte forbindelse med en produksjonsbrønn ved hjelp av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan effektivt forbedre hydrokarbon-produktiviteten til brønnen, eller redusere forholdet mellom vann og hydrokarbon i de produserte fluider.
Ifølge en annen utførelsesform er foreliggende fremgangsmåte anvendbar til sementarbeider. Et sementarbeid kan være analogt med en strukturbehandling i tilfeller hvor begge fremgangsmåtene er utformet for å plugge uregelmessigheter. Et sementarbeid plugger generelt uregelmessigheter i borehullet eller nær borehullet i en formasjon, mens en strukturbehandling generelt plugger uregelmessigheter i en formasjon utenfor borehullet.
Sementen ifølge foreliggende utførelsesform er et geldannelsessystem fremstilt på den måte som er beskrevet ovenfor. Sementen tilføres i henhold til vanlige sementerings-metoder som er kjent innen teknikken. En rigid gel er den foretrukne endelige form for sementblandingen. Foreliggende fremgangsmåte er særlig anvendbar til avhjelpende trykksemen-teringsarbeider, som også effektivt kan forbedre hydrokarbon-produktiviteten til en produksjonsbrønn, eller redusere forholdet mellom vann og hydrokarbon i de produserte fluider. Fremgangsmåten er også anvendbar til plugging av brønner som er ute av bruk.
De følgende eksempler viser utøvelsen og utnyttbarheten av foreliggende oppfinnelse.
Eksempler
Polymeroppløsningene i de følgende eksempler fremstilles ved å fortynne vandige polyakrylamidoppløsninger med et ferskvann som oppløsningsmiddel, dvs. ledningsvann fra Denver, Colorado, USA. I eksemplene I, II og III blandes så den fortynnede polymeroppløsning med en kryssbindingsmiddel-oppløsning i en 0,12 liters flaske med vid åpning, hvorved det fås et 0,05 liters geldannelsessystem. Systemet geldannes i den tillukkede flaske, og den kvalitative gelstyrke bestemmes ved med jevne mellomrom å snu flasken.
Eksemplene I, II og III er utformet som tabeller med data som beskriver utformingen og herdingen av de forskjellige geler. Hver gel er representert i en tabell ved hjelp av et enkelt forsøk. Data omfatter betingelsene for fremstilling av gelen og den kvalitative styrke til den fremstilte gel. Tabellen viser data i et trerekkers format. Den første rekke er verdiene av de fastlagte geldannelsesbetingelser som er konstante og felles for hvert forsøk i tabellen. Den andre rekke er verdier for geldannelsesbetingelsene som varierer mellom de forskjellige forsøk i tabellen, men er konstante for hvert bestemte forsøk. Den tredje rekke er den kvalitative gelstyrke som varierer som en funksjon av tiden innenfor hvert forsøk og er uttrykt i alfabetisk kode.
Den følgende gelstyrkekode og nomenklatur er nyttig for fortolkning av tabellene.
Gelstyrkekode
A Ingen påvisbar sammenhengende gel dannet: Geldann-elsessystemmassen synes å ha den samme viskositet som en polymer oppløsning med den samme polymerkonsentrasjon, men uten kryssbindingsmidlet. I noen tilfeller kan imidlertid høyyiskøse gelballer være til stede i
systemet.
B Svært flytende gel: Gelen synes å være bare litt mer viskøs enn en polymeroppløsning med den samme polymerkonsentrasjon, men uten kryssbindingsmidlet.
C Flytende gel: Mesteparten av gelen flyter til flasketoppen ved hjelp av tyngdekraft etter omsnuing.
D Moderat flytende gel: Bare en liten del (ca. 5-10 %)
av gelen flyter ikke lett til flasketoppen ved hjelp av tyngdekraften etter omsnuing (vanligvis karakterisert som en tungedannende gel).
E Bare så vidt flytende gel: Gelen kan bare så vidt flyte til flasketoppen, og/eller en betydelig del (>15 %) av gelen flyter ikke ved hjelp av tyngdekraften etter omsnuing.
F Høy- deformerbar ikke- flytende gel: Gelen flyter ikke til flasketoppen ved hjelp av tyngdekraften etter omsnuing.
G Moderat deformerbar ikke- flytende gel: Gelen deformeres omtrent halvveis ned i flasken ved hjelp av tyngdekraften etter omsnuing.
H Svakt deformerbar ikke- flytende gel: Bare gelover-flaten deformeres svakt ved hjelp av tyngdekraften
etter omsnuing.
I Rigid gel: Det er ingen geloverflatedeformasjon ved hjelp av tyngdekraften etter omsnuing.
J Klingende ri<g>id gel: En stemmegaffellignende mekanisk
vibrasjon kan føles etter slag mot flasken.
Nomenklatur
Det er i det hele tatt ingen ting som tyder på geldannelse i forsøkene 1 og 2, selv ikke begrenset gelball-dannelse. Geldannelse i forsøk 3 forløper ved en hurtig, kontrollert hastighet.
Kryssbinding i begge forsøk oppstår så hurtig at lokale gelballer dannes rundt kryssbindingsmiddeloppløsningene etter hvert som de tilsettes til polymeroppløsningen, og for-hindrer effektiv blanding og kontinuerlig geldannelse.
Kryssbinding av det ikke-hydrolyserte polyakrylamid-geldannelsessystem oppstår ikke ved 43 °C som vist i forsøk 1. Til sammenligning gir geldannelsessystemet ifølge forsøkene 3-5 geler med utnyttbarhet for mange underjordiske høytempera-turanvendelser, dvs. > 60 °C. Dessuten kan geldannelse av disse systemene forsinkes i 24 timer eller mer ved høye temperaturer, noe som muliggjør plassering av geldannelsessystemene ifølge forsøkene 3-5 i høytemperaturformasjoner. Forsøk 2 indikerer at utnyttbarheten av foreliggende fremgangsmåte når en nedre temperaturgrense rundt 60 °C.
Eksemplene I og II indikerer at geldannelse av delvis hydrolyserte polyakrylamid-geldannelsessystemer skjer ved værelsestemperatur, men ofte ved hurtige, kontrollerte hastigheter, eller til og med svært ukontrollerte hastigheter. Av denne grunn kan delvis hydrolyserte akrylamidpolymer-geldannelsessystemer være uegnet for behandlinger av høytemperatur-formasjoner hvor lavere geldannelseshastigheter er påkrevet.
I motsetning til dette indikerer eksemplene I og III at geldannelse av ikke-hydrolyserte polyakrylamid-geldannelsessystemer ikke skjer ved værelsestemperatur, men skjer ved en regulær kontrollert hastighet ved høye temperaturer. Ikke-hydrolyserte akrylamidpolymer-geldannelsessystemer er således særlig egnet for behandlinger av høytemperaturformasjoner.
Eksempel IV
Et ikke-hydrolysert polyakrylamid med en molekylvekt på 11.000.000 holdes i oppløsning ved 82 °C i 80 timer. Figur 1 viser hastigheten til hydrolysereaksjonen under disse betingelser. Betydelig hydrolyse oppstår ikke på ca. 4 timer. Hydrolyse overskrider ikke 1,0 mol% før ca. 15 timer har for-løpt .
Eksempel V
To separate geldannelsesoppløsninger fremstilles ved å blande akrylamidpolymerer med molekylvekt 5.000.000 i ledningsvann fra Denver, Colorado, USA, ved en konsentrasjon på 20.000 ppm. Et kromtriacetat som kryssbindingsmiddel tilsettes geldannelsesoppløsningen ved et vektforhold mellom polymer og kryssbindingsion på 20:1. Den første geldannelses-oppløsning (kurve 1) inneholder delvis hydrolysert polyakrylamid som er 1,5 mol% hydrolysert, og den andre geldannelses-oppløsning (kurve 2) inneholder ikke-hydrolysert polyakrylamid som er mindre enn 0,1 mol% hydrolysert. Begge geldannelses-oppløsningene holdes ved identiske reaksjonsbetingelser på 110 °C og 3445 kPa.
Figur 2 viser geldannelseshastigheten til de to opp-løsningene som funksjon av tiden. Tilsynelatende viskositet ved 0,1 radianer pr. sekund og 30 % deformasjon er målet for geldannelseshastighet. Som kurve 2 i figur 2 viser, forsinker det ikke-hydrolyserte polyakrylamid geldannelsen i geldannelsessystemet vesentlig i 2 timer ved høy temperatur. Denne forsinkede geldannelsestid ville gjøre det mulig å plassere geldannelsessystemet inneholdende ikke-hydrolysert polyakrylamid i mange behandlingsområder ifølge foreliggende oppfinnelse. I motsetning til dette ville det være svært vanskelig, om ikke umulig, å plassere geldannelsessystemet inneholdende det delvis hydrolyserte polyakrylamid ifølge kurve 1 i et behandlingsområde under de samme betingelser.
Eksempel VI
Et polymergeldannelsessystem fremstilles som inneholder et ikke-hydrolysert polyakrylamid og et kromtriacetat som kryssbindingsmiddel i oppløsning. Polymerkonsentrasjonen i oppløsningen er 40.000 ppm og vektforholdet mellom polymer og kryssbindingsmiddel er 6:1. Polymeren har en molekylvekt på 180.000, og til å begynne med er mindre enn 0,1 mol% av amidbestanddelene hydrolysert til karboksylatbestanddeler.
Systemet holdes over tid ved en konstant temperatur på 104 °C. Geldannelseshastigheten i systemet (som angitt ved hjelp av tilsynelatende viskositet) måles som en funksjon av tiden. Resultatene er plottet i figur 3. Tilsynelatende viskositet bestemmes ved 0,1 radianer pr. sekund og 100 % deformasjon.
Figur 3 indikerer at geldannelse i systemet forsinkes i mer enn 20 timer i henhold til fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. For mange behandlingsanvendelser er dette tilstrekkelig tid til å injisere et passende volum av et geldannelsessystem inn i en ønsket høy temperaturformasjon før gelen etableres.
Eksempel VII
En ren sandsteinplugg ved gjenværende oljemetning med normal-dekan er 2,54 cm lang, 7,62 cm i diameter og har en permeabilitet på 290 md. Et akrylamidpolymer-geldannelsessystem injiseres først i pluggen ved en høy hastighet for å mette pluggen. Deretter injiseres systemet kontinuerlig i pluggen ved en konstant temperatur på 104 °C og en konstant injeksjonshastighet på 0,5 cm<3>/t. Injeksjonen fortsettes i
Claims (18)
16 timer inntil i alt 1,6 porevolumer av geldannelsessystemet er injisert i pluggen under disse betingelser.
Geldannelsessystemet inneholder et kromtriacetat-kryssbindingsmiddel og et ikke-hydrolysert polyakrylamid i oppløsning. Polymerkonsentrasjonen i oppløsningen er 60.000 ppm, og vektforholdet mellom polymer og kryssbindingsmiddel er 7,5:1. Polymeren har en molekylvekt på 180.000, og til å begynne med er mindre enn 0,1 mol% av amidbestanddelene hydrolysert til karboksylatbestanddeler.
Injeksjonstiden måles som en funksjon av injeksjonstrykkfallet. Resultatene er vist i figur 4. Resultatene indikerer at foreliggende fremgangsmåte forsinker geldannelse i det injiserte geldannelsessystem vesentlig i ca. 10-12 timer. Denne forsinkelse gir utøveren passe tid til å plassere systemet i en høy temperaturformasjon før det fås uakseptabelt høye injeksjonstrykkfall.
1. Fremgangsmåte for plugging av et område i en hydrokarbonbærende formasjon med høy temperatur under jordover-flaten med en kryssbundet akrylamidpolymergel, hvor formasjonen er gjennomtrengt av et borehull i forbindelse med området,
karakterisert ved at: a) et geldannelsessystem som omfatter et vandig opp-løsningsmiddel, en ikke-hydrolysert akrylamidpolymer oppbygd av monomergrupper og et kryssbindingsmiddel som inneholder flerverdig metall, hvor mindre enn 1,0 mol% av monomergruppene i den ikke-hydrolyserte akrylamidpolymer inneholder en karboksylatgruppe, basert på det samlede antall av monomergruppene i polymeren, og hvor kryssbindingsmidlet som inneholder flerverdig metall er et salt eller et kompleks av et treverdig eller fireverdig metallkation som kan kryssbinde en delvis hydrolysert akrylamidpolymer, blandes sammen på jord-overflaten, b) geldannelsessystemet injiseres i behandlingsområdet i formasjonen, hvor formasjonen har en temperatur på minst 60 °C, c) polymeren hydrolyseres i området ved formasjons-temperaturen, slik at mer enn 1,0 mol% av monomergruppene i polymeren inneholder en karboksylatbestanddel, basert på det totale antall monomergrupper i polymeren, og d) geldannelsessystemet i området kryssbindes til i det vesentlige fullførelse, hvorved den sammenhengende immobile kryssbundne akrylamidpolymergel dannes som plugger minst en del av behandlingsområdet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at polymergel i det vesentlige plugger behandlingsområdet for strukturbehandling.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at behandlingsområdet er en uregelmessighet i den hydrokarbonbærende formasjon.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at uregelmessigheten er en sprekk eller et sprekknettverk.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at behandlingsområdet er en grunnmasse i den hydrokarbonbærende formasjon.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at behandlingsområdet er i borehullet, og polymergelen sementerer borehullet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at metallkationet er valgt fra gruppen bestående av Cr<3>+, Fe<3>+, Al3+, Zr4+ og blandinger derav.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at metallkationet er Cr<3* >eller Al<3>+.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at mindre enn 0,1 mol% av monomergruppene i den ikke-hydrolyserte akrylamidpolymer, basert på det totale antall monomergrupper i polymeren, inneholder en karboksylatgruppe.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at borehullet er et hydro-karbonproduksjonsborehull, og gelen reduserer vesentlig forholdet mellom vann og hydrokarbon i fluid produsert fra borehullet.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at borehullet er et hydro-karbonproduksjonsborehull, og gelen øker vesentlig hydro-karbonproduktivitet fra borehullet.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at borehullet er et injek-s j onsborehull.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at temperaturen i formasjonen er mer enn 80 °C.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at kryssbindingsmidlet er valgt fra gruppen bestående av CrCl3, A1C13 og kromtriacetat.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at kryssbindingsmidlet er kromtriacetat.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den tid som har gått fra sammenblandingen til den i det vesentlige fullførte kryssbinding, er mer enn 12 timer.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den tid som har gått fra sammenblandingen til den i det vesentlige fullførte kryssbinding er mer enn 24 timer.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at temperaturen i formasjonen er mer enn 100 °C.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/153,860 US4844168A (en) | 1985-12-10 | 1988-02-09 | Delayed in situ crosslinking of acrylamide polymers for oil recovery applications in high-temperature formations |
| PCT/US1988/004227 WO1989007698A1 (en) | 1988-02-09 | 1988-11-28 | Delayed in situ crosslinking of acrylamide polymers for oil recovery applications in high-temperature formations |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO894017D0 NO894017D0 (no) | 1989-10-06 |
| NO894017L NO894017L (no) | 1989-10-06 |
| NO178474B true NO178474B (no) | 1995-12-27 |
| NO178474C NO178474C (no) | 1996-04-03 |
Family
ID=22549041
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO894017A NO178474C (no) | 1988-02-09 | 1989-10-06 | Fremgangsmåte for plugging av et område i en hydrokarbonbærende höytemperatursformasjon med en kryssbundet akrylamidpolymergel |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4844168A (no) |
| CN (1) | CN1013133B (no) |
| BR (1) | BR8807872A (no) |
| CA (1) | CA1297401C (no) |
| GB (1) | GB2229469B (no) |
| MX (1) | MX162533A (no) |
| NL (1) | NL8821099A (no) |
| NO (1) | NO178474C (no) |
| SA (1) | SA90110194B1 (no) |
| WO (1) | WO1989007698A1 (no) |
Families Citing this family (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4989673A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-05 | Marathon Oil Company | Lost circulation fluid for oil field drilling operations |
| US4995461A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| US4957166A (en) * | 1989-07-14 | 1990-09-18 | Marath Oil Company | Lost circulation treatment for oil field drilling operations |
| US4974677A (en) * | 1989-10-16 | 1990-12-04 | Mobil Oil Corporation | Profile control process for use under high temperature reservoir conditions |
| US5069281A (en) * | 1990-11-05 | 1991-12-03 | Marathon Oil Company | Process for enhanced delayed in situ gelation of chromium polyacrylamide gels |
| GB2255360A (en) * | 1991-05-03 | 1992-11-04 | British Petroleum Co Plc | Method for the production of oil |
| US5133408A (en) * | 1991-05-31 | 1992-07-28 | Marathon Oil Company | Rate controllable gel for conformance improvement treatment in a subterranean hydrocarbon-bearing formation |
| US5663123A (en) * | 1992-07-15 | 1997-09-02 | Kb Technologies Ltd. | Polymeric earth support fluid compositions and method for their use |
| US5547025A (en) * | 1995-04-14 | 1996-08-20 | Phillips Petroleum Company | Process for treating oil-bearing formation |
| US5849674A (en) * | 1996-10-15 | 1998-12-15 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for oil field applications |
| AU6169598A (en) | 1997-02-12 | 1998-08-26 | K B Technologies Ltd. | Composition and method for a dual-function soil-grouting excavating or boring fluid |
| US6897186B2 (en) * | 1997-02-12 | 2005-05-24 | Kg International, Llc | Composition and method for dual function soil grouting excavating or boring fluid |
| US6016871A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Hydraulic fracturing additive, hydraulic fracturing treatment fluid made therefrom, and method of hydraulically fracturing a subterranean formation |
| US6016879A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Lost circulation additive, lost circulation treatment fluid made therefrom, and method of minimizing lost circulation in a subterranean formation |
| US6016869A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Well kill additive, well kill treatment fluid made therefrom, and method of killing a well |
| US6218343B1 (en) | 1997-10-31 | 2001-04-17 | Bottom Line Industries, Inc. | Additive for, treatment fluid for, and method of plugging a tubing/casing annulus in a well bore |
| US6098712A (en) * | 1997-10-31 | 2000-08-08 | Bottom Line Industries, Inc. | Method of plugging a well |
| US6102121A (en) | 1997-10-31 | 2000-08-15 | BottomLine Industries, Inc. | Conformance improvement additive, conformance treatment fluid made therefrom, method of improving conformance in a subterranean formation |
| US6176315B1 (en) * | 1998-12-04 | 2001-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing flow through subterranean zones |
| US6607035B1 (en) * | 1998-12-04 | 2003-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing flow through subterranean zones |
| WO2003048513A1 (en) * | 2001-12-07 | 2003-06-12 | Aqueolic Canada Ltd. | Method for terminating or reducing water flow in a subterranean formation |
| US6956742B2 (en) * | 2002-09-27 | 2005-10-18 | Rockwell Automation Technologies, Inc. | Compact liquid converter assembly |
| US7068507B2 (en) * | 2002-09-27 | 2006-06-27 | Rockwell Automation Technologies, Inc. | Compact liquid converter assembly |
| US6885553B2 (en) * | 2002-09-27 | 2005-04-26 | Rockwell Automation Technologies, Inc. | Bus bar assembly for use with a compact power conversion assembly |
| CA2481735A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-15 | Alberta Science And Research Authority | Method for controlling water influx into cold production wells using sandy gels |
| US8763842B2 (en) * | 2009-03-31 | 2014-07-01 | Bulldog Chemicals, L.L.C. | Well fluid additive systems, well fluids therefrom, and methods of making using such systems |
| CN101575966B (zh) * | 2009-06-09 | 2013-09-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采油污泥地下聚合堵水调剖的方法 |
| EP2333026B1 (de) * | 2009-10-21 | 2014-07-16 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur Förderung von Erdöl |
| EP2336206B1 (en) * | 2009-12-21 | 2012-01-25 | Infineum International Limited | Polymers and fuel oil compositions containing them |
| US8381814B2 (en) * | 2010-02-12 | 2013-02-26 | General Synfuels International, Inc. | Groundwater isolation barriers for mining and other subsurface operations |
| US9850425B2 (en) | 2010-08-11 | 2017-12-26 | Conocophillips Company | Delayed gelling agents |
| CA2823752A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| US8826976B2 (en) | 2011-02-08 | 2014-09-09 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| US8973655B2 (en) | 2011-02-08 | 2015-03-10 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| CA2823750A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| EP2559844B1 (de) | 2011-08-17 | 2021-03-10 | Wintershall Dea GmbH | Verfahren zur förderung von viskosem erdöl aus unterirdischen lagerstätten |
| EP2946070B1 (en) | 2013-01-18 | 2020-04-22 | ConocoPhillips Company | Nanogels for delayed gelation |
| US9494025B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
| WO2014154806A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Process for preparing partially degalactosylated xyloglucan and its use for oilfield applications |
| WO2014154814A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Method for blocking permeable zones in oil and natural gas bearing subterranean formations by in-situ xyloglucan degalactosylation |
| US9222046B2 (en) * | 2013-04-26 | 2015-12-29 | Afton Chemical Corporation | Alkoxylated quaternary ammonium salts and diesel fuels containing the salts |
| WO2016048312A1 (en) * | 2014-09-24 | 2016-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric metal crosslinker for shear tolerant fracturing fluid application |
| US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| CN107286917A (zh) * | 2017-06-19 | 2017-10-24 | 中国地质大学（北京） | 缓交联凝胶暂堵剂及其制备方法和组合物和应用 |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2248028A (en) * | 1938-06-09 | 1941-07-01 | Dow Chemical Co | Treatment of wells |
| US3302717A (en) * | 1961-12-26 | 1967-02-07 | Dow Chemical Co | Selective plugging of subterranean formations to inhibit intrusion of water |
| US3306870A (en) * | 1964-06-01 | 1967-02-28 | Dow Chemical Co | Fluid gelable composition of acrylamide polymers and aqueous solutions of inorganic hydroxides and salts |
| US3504746A (en) * | 1968-06-19 | 1970-04-07 | Gaf Corp | Method of sealing a walled system with polyvinyl pyrrolidone |
| US3762476A (en) * | 1972-01-03 | 1973-10-02 | Phillips Petroleum Co | Subterranean formation permeability correction |
| US3938594A (en) * | 1974-04-08 | 1976-02-17 | Marathon Oil Company | Fracturing fluid |
| US3978928A (en) * | 1975-04-14 | 1976-09-07 | Phillips Petroleum Company | Process for the production of fluids from subterranean formations |
| 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 |
| US4606407A (en) * | 1984-11-29 | 1986-08-19 | Mobil Oil Corporation | Programmed gelation of polymers for oil reservoir permeability control |
| US4644073A (en) * | 1985-03-11 | 1987-02-17 | Phillips Petroleum Company | Permeability contrast correction employing a sulfate-free propionate-sequestered chromium (III) solution |
| US4744418A (en) * | 1986-01-27 | 1988-05-17 | Marathon Oil Company | Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications |
-
1988
- 1988-02-09 US US07/153,860 patent/US4844168A/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-11-28 WO PCT/US1988/004227 patent/WO1989007698A1/en active Application Filing
- 1988-11-28 NL NL8821099A patent/NL8821099A/nl active Search and Examination
- 1988-11-28 BR BR888807872A patent/BR8807872A/pt not_active IP Right Cessation
- 1988-11-30 CA CA000584585A patent/CA1297401C/en not_active Expired
- 1988-12-29 CN CN88105625A patent/CN1013133B/zh not_active Expired
-
1989
- 1989-01-19 MX MX14598A patent/MX162533A/es unknown
- 1989-10-06 NO NO894017A patent/NO178474C/no unknown
-
1990
- 1990-04-20 GB GB9008894A patent/GB2229469B/en not_active Expired - Lifetime
- 1990-12-31 SA SA90110194A patent/SA90110194B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO894017D0 (no) | 1989-10-06 |
| NO894017L (no) | 1989-10-06 |
| CN1038488A (zh) | 1990-01-03 |
| GB9008894D0 (en) | 1990-07-18 |
| SA90110194B1 (ar) | 2004-02-15 |
| CA1297401C (en) | 1992-03-17 |
| MX162533A (es) | 1991-05-20 |
| GB2229469A (en) | 1990-09-26 |
| NO178474C (no) | 1996-04-03 |
| NL8821099A (nl) | 1990-11-01 |
| WO1989007698A1 (en) | 1989-08-24 |
| BR8807872A (pt) | 1990-10-09 |
| US4844168A (en) | 1989-07-04 |
| GB2229469B (en) | 1992-04-08 |
| CN1013133B (zh) | 1991-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO178474B (no) | Fremgangsmåte for plugging av et område i en hydrokarbonbærende höytemperatursformasjon med en kryssbundet akrylamidpolymergel | |
| US4722397A (en) | Well completion process using a polymer gel | |
| NO882598L (no) | Fremgangsmaate ved hastighetsregulert polymergeldannelse for anvendelse ved oljeutvinning. | |
| US3727688A (en) | Hydraulic fracturing method | |
| US5421411A (en) | Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate | |
| US9464504B2 (en) | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems | |
| US4744418A (en) | Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications | |
| NO175791B (no) | Fremgangsmåter for solid igjentetting av et område med höy permeabilitet i en hydrocarbonbærende formasjon under en jordoverflate, hvor formasjonen er gjennomboret av et brönnhull i fluidforbindelse med området | |
| US7195065B2 (en) | Stabilizing crosslinked polymer guars and modified guar derivatives | |
| US20040152602A1 (en) | Crosslinking delaying agents for acid fluids | |
| NO178471B (no) | Fremgangsmåte for klargjöring av brönnhull i fluidforbindelse med en underjordisk hydrokarbonbærende formasjon samt trykksementeringsfremgangsmåte anvendt på et foret brönnhull | |
| Crowe et al. | Fluid-loss control: the key to successful acid fracturing | |
| NO177019B (no) | Fremgangsmåte for vesentlig reduksjon av permeabiliteten i et område med höy permeabilitet i en hydrocarbonbærende formasjon | |
| Simjou et al. | Polyacrylamide gel polymer as water shut-off system: preparation and investigation of physical and chemical properties in one of the Iranian oil reservoirs conditions | |
| NO324169B1 (no) | Avleiringsopplosende fluid | |
| US20160376494A1 (en) | Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use | |
| CA2790185A1 (en) | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| US4688639A (en) | Polymer gelation process for oil recovery applications | |
| US4007789A (en) | Acidizing wells | |
| US5431226A (en) | Process for reducing permeability in a high-temperature subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent | |
| US3386509A (en) | Plugging highly permeable zones of underground formations | |
| NO169738B (no) | Blanding og fremgangsmaate for endring av permeabiliteten til en underjordisk formasjon | |
| NO302140B1 (no) | Fremgangsmåte for profilkontroll i underjordiske hydrokarbonholdige, fluidholdige formasjoner eller reservoarer | |
| US6025304A (en) | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel | |
| GB2412390A (en) | Process for acid fracturing of underground formations |