NO179187B - Gelerbar vandig blanding og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar - Google Patents

Gelerbar vandig blanding og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar Download PDF

Info

Publication number
NO179187B
NO179187B NO901443A NO901443A NO179187B NO 179187 B NO179187 B NO 179187B NO 901443 A NO901443 A NO 901443A NO 901443 A NO901443 A NO 901443A NO 179187 B NO179187 B NO 179187B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
mixture
stated
cross
permeability
linking agent
Prior art date
Application number
NO901443A
Other languages
English (en)
Other versions
NO901443L (no
NO179187C (no
NO901443D0 (no
Inventor
Thomas Paul Lockhart
Giovanni Burrafato
Original Assignee
Eniricerche Spa
Agip Spa
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Eniricerche Spa, Agip Spa filed Critical Eniricerche Spa
Publication of NO901443D0 publication Critical patent/NO901443D0/no
Publication of NO901443L publication Critical patent/NO901443L/no
Publication of NO179187B publication Critical patent/NO179187B/no
Publication of NO179187C publication Critical patent/NO179187C/no

Links

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
    • C09K8/50—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

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en gelerbar vandig blanding som er istand til å redusere permeabiliteten av høypermeabi-litetssoner i et oljereservoar. Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en høy-permeabilitetssone i et oljereservoar. Disse og andre trekk ved oppfinnelsen fremgår av patentkravene.
De såkalte primære utvinningsmetoder for petroleum tar i bruk reservoarets naturlige energi eller mekaniske midler for å produsere petroleum fra brønnene, men disse metoder er imidlertid kjent til å gi kun delvis ekstraksjon av råoljen inneholdt i reservoaret. For å øke mengden ekstraherbar petroleum, anvendes derfor vanligvis sekundære utvinnings-teknikker som i alt vesentlig består av at det i reservoaret innføres et fluid, generelt vann eller en vandig polymer-løsning, som leder råoljen gjennom porene, i fjellet til ekstraksjonsbrønnen. Da mange reservoarer imidlertid utgjøres av flere stentyper med forskjellig permeabilitet, har det injiserte fluid en tendens til å ledes gjennom soner med større permeabilitet, uten gjennomstrømning eller med bare delvis gjennomstrømning av sonene med mindre permeabilitet. Dette kan i stor grad begrense utvinning av petroleum fra reservoaret.
For å løse dette problem, kan man anvende en av teknikkene for økt petroleumsutvinning basert på den i det minste delvise okklusjon av høypermeabilitetssoner. Dette gjennomføres ved at en gelerbar vandig petroleumsløsning innføres i reservoaret gjennom en eller flere brønner til å danne polymergeler in situ. På denne måte er det mulig å lede fluidstrømmen som deretter innføres i reservoaret mot områder med mindre permeabilitet og således utvinne råoljen inneholdt i disse.
De gelerbare oppløsninger som anvendes til dette formål er normalt en vandig oppløsning av en vannoppløselig polymer som et polyakrylamid, et delvis hydrolysert polyakrylamid eller en biopolymer slik som xantangummi, som kan tverrbinde under innvirkning av et ion av et polyvalent metall, normalt Cr(III) eller Al(III). Da sonene som skal okkluderes kan være svært omfattende og/eller i en større eller mindre avstand fra injeksjonsbrønnen, må geleringsoppløsningen dessuten ha forsinket gelering for å tillate at oppløsningen når høypermeabilitetssonene i reservoaret og fyller dem fullstendig .
Det tekniske problem med forsinket gelering er blitt møtt på forskjellige måter. I en kjent metode som f.eks. er beskrevet i US patent 3.785.437 injiseres således en vandig oppløsning inneholdende den fornettbare polymer og et heksavalent krom-salt, som i seg selv ikke er istand til å tverrbinde~ polymeren, inn i reservoaret. Krom reduseres deretter til den trivalente tilstand ved lav reduksjonshastighet ved hjelp av et reduksjonsmiddel (som tiourea eller bisulfitt) enten inneholdt i den gelerbare løsning eller injisert i reservoaret i form av en vandig oppløsning, etter injeksjon av den gelerbare oppløsning, for å indusere gelering som skyldes blanding av injiserte oppløsninger i reservoarene. Denne Cr(VI)/reduksjonsmiddelmetode har den fordel at det er mulig å oppnå gelering med en en-komponent gelerbar blanding, men den har ulempen med giftighet av heksavalent krom og følgelig dennes innvirkning på omgivelsene.
Når det gjelder sekvensiell injeksjon omfatter ulempene ufullstendig blanding av de injiserte oppløsninger, slik at gelen kun dannes i deres grenseflater, og den er derfor tynn og svekkes lett. US patent 3.762.476 beskriver en gelerbar blanding som kan anvendes for å avhjelpe permeabilitet i et undergrunnsreservoar, omfattende en polymer som kan tverr-bindes og et tverrbindingsmiddel i form av et ion av et polyvalent metall som er kompleksdannet med bestemte anioner med sekvestrerende og forsinkende egenskaper. I overensstemmelse med beskrivelsen i dette patent, injiseres oppløsningen av det kompleksdannede tverrbindingsmiddel inn i reservoaret etter injeksjon av den polymere vandige oppløsning, og således overvinnes ikke de ovennevnte ulemper som er forbundet med sekvensiell injeksjon.
US patent 4.683.949 beskriver gelerbare vandige blandinger som kan anvendes i metoder for økt utvinning av petroleum og som inneholder et vannoppløselig polyakrylamid og et tverrbindingsmiddel i form av et Cr(III)-kompleks med et karboksylat-ion, og mere spesielt et alifatisk monokarboksylsyreion, særlig et acetation. Ved anvendelse av denne blanding unngås problemene i forbindelse med sekvensiell injeksjon, men den oppnådde forsinkede tverrbinding er imidlertid beskjeden. Følgelig er disse blandinger upassende for anbringelse av gelen i dype områder i reservoaret, noe som normalt er ønskelig i praksis.
Man har nå funnet at vandige oppløsninger inneholdende en organisk polymer som kan tverrbinde og et Cr(III)-ion som tverrbindingsmiddel gelerer i en takt som er avhengig av pH-verdien innen pH-området for gelering. Det skal imidlertid bemerkes at når de nevnte gelerbare oppløsninger inj iseres inn i et oljereservoar, gjennomgår de pH-forandringer på grunn av hydrolyse, blanding med reservoarvann og/eller den kjemiske natur av fjellet som de kommer i kontakt med, og den totale effekt er for tidlig gelering. Dette gir et ytterligere usikkerhetsmoment med hensyn til å anslå geleringshastigheten og således den korrekte plassering av gelen i reservoaret.
Det vil derfor være ønskelig å ha gelerbare vandige oppløsninger tilgjengelige som har en geleringstid som kan kontrolleres innen et utstrakt område og som er uavhengig av eller i alt vesentlig uavhengig av egenskapene til det behandlede reservoar.
Dette er blitt mulig ved hjelp av de gelerbare blandinger i henhold til oppfinnelsen, som inneholder spesielle buffere i tillegg til en polymer som kan tverrbinde og tverrbindingsmidlet.
I overensstemmelse med det ovennevnte, er et aspekt av den foreliggende oppfinnelse en gelerbar vandig blanding som er istand til å redusere permeabiliteten av høypermeabilitets-soner i et oljereservoar, og som er i form av en vandig oppløsning omfattende: - a) en vannoppløselig organisk polymer som kan tverrbinde under innvirkning av et polyvalent metallion som tverrbindingsmiddel ,
- b et Cr(III)-ion som tverrbindingsmiddel, og
- c) en buffer uten eller i alt vesentlig uten ligandegenskaper overfor tverrbindingsmidlet og som er valgt fra organiske baser og karboksyl- eller sulfonaromatiske organiske syrer med en pKa mellom 0,5 og 8, idet komponent a) er tilstede i en mengde mellom 1000 og 50.000 ppm, komponent b) er tilstede i en mengde mellom 10 og 5000 ppm, vektforholdet mellom komponent a) og komponent b) varierer fra 1:1 til 1000:1, komponent c) er tilstede i en konsentrasjon mellom 0,005 M og 0,5 M, og pH i blandingen justeres til en verdi innen området fra 2 til 7.
I den foreliggende beskrivelse betyr ppm vektdeler pr million. Vannoppløselige polymerer som kan anvendes i blandingene i overensstemmelse med oppfinnelsen er vannoppløselige biopolymerer og syntetiske polymerer med høy molekylvekt omfattende karboksylsyregrupper og som er istand til å gelere i nærvær av tverrbindingsmidlet innen pH-området for tverrbinding (pH mellom 2 og 7). Biopolymerene omfatter polysakkarider og modifiserte polysakkarider. Eksempler på biopolymerer er xantangummi, guargummi, karboksymetylcellulose, hydroksyetylcellulose, hydroksypropylcellulose og modifiserte stivelser. Syntetiske polymerer som kan anvendes for dette formål omfatter akrylamidpolymerer slik som polyakrylamid, delvis hydrolysert polyakrylamid og kopolymerene av akrylamid med en eller flere kopolymeriserbare monomerer. Den vektmidlere molekylvekt for disse polymerer og kopolymerer varierer generelt fra 100.000 til 20.000.000 og deres konsentrasjon i blandingen varierer fra 1000 til 50.000 ppm.
I en foretrukket utførelsesform anvendes akrylpolymerer eller deres delvise hydrolyseprodukter, med en vektmidlere molekylvekt mellom 2 00.000 og 12.000.000, i en konsentrasjon som varierer fra 4000 til 30.000 ppm.
Tverrbindingsmidlet som kan anvendes i blandingene i overensstemmelse med oppfinnelsen er Cr(III)-ionet og derfor kan de vannoppløselige organiske salter av dette metall som kloridet, nitratet eller sulfatet anvendes. Konsentrasjonen av tverrbindingsmidlet i blandingen, uttrykt som metall, varierer mellom 10 og 5000 ppm og er foretrukket mellom 25 og 500 ppm. Vektforholdet mellom den vannoppløselige organiske polymer og tverrbindingsmidlet holdes mellom 1:1 og 1000:1, og er foretrukket mellom 5:1 og 500:1.
Bufferne som anvendes er organiske baser eller karboksyl-eller sulfonaromatiske syrer med pKa mellom 0,5 og 8 "og uten eller i alt vesentlig uten ligandegenskaper overfor tverrbindingsmidlet. Eksempler på slike organiske baser er alifatiske eller aromatiske organiske aminer slik som anilin, 2-bromanilin, 3-bromanilin, 4-kloranilin, 4-nitroanilin, difenylamin og propan-1,2-diamin. Andre eksempler på organiske baser er heterocykliske organiske forbindelser inneholdende minst et nitrogenheteroatom i ringen, som tiazol, 2-aminotiazol, piperazin, imidazol, benzimidazol, kinolin, isokinolin, piperidin, pyridin, 2,4-lutidin, 3-klorpyridin og o-toluidin. Eksempler på karboksyl- eller sulfonaromatiske syrer er benzosyre, 2-nitrobenzosyre, 2-klorbenzosyre og benzensulfonsyre. En bufferkonsentrasjon mellom 0,005 M og 0,5 M og foretrukket mellom 0,0075 M og 0,1 M opprettholdes passende i blandingen i overensstemmelse med oppfinnelsen.
I tillegg har blandingen i henhold til oppfinnelsen en pH innen geleringsområdet for blandingen, som generelt kan variere fra 2 til 7, idet den valgte verdi avhenger av ønsket geleringstid. Følgelig kan pH-verdien i blandingen justeres ved tilsetning av en mineralsyre som saltsyre eller perklorsyre, eller en uorganisk base som natriumhydroksyd, om nødvendig eller om ønskelig. Det skal bemerkes at ved pH-verdier over 7, dannes kolloidal Cr(OH)3*3H20 som er inaktiv for geleringsformål og det er således ikke mulig å operere ved slike pH-verdier.
Anvendelse av bufferen gjør det mulig å holde pH i den gelerbare oppløsning konstant i en forlenget tidsperiode, eller i det minste nedsette variasjonen i pH som indusert ved naturen til det behandlede reservoar betraktelig for å tillate god kontroll av geleringstiden i alle tilfeller.
Det er generelt viktig å opprettholde en foretrukket pH-verdi i lange tidsperioder i omgivelser hvor det er naturlig for vandige geler eller gelerbare oppløsninger å omdanne til dem med mindre ønskelig pH. En slik pH-forandring kan f.eks. skje ved høy temperatur hvor kjemiske forandringer som hydrolyse av polymeren fører til en uønsket pH-forandring. I andre tilfeller kan en uønsket pH-forandring skje ved at gelen er i kontakt med andre vandige oppløsninger eller kjemiske midler. Den uønskede pH-forandring kan resultere i at gelens stabilitet over en lengre tidsperiode nedsettes, eller i en forandring i geleringshastigheten. Dette sistnevnte problem fører til mye usikkerhet, f.eks. i forsøk på å plassere en gelerbar blanding riktig i en bestemt posisjon i et oljereservoar for profilmodifikasjon. I andre tilfeller, kan pH velges for å redusere korrosjon der hvor den gelerbare oppløsning kommer i kontakt med metallutstyr, eller for å produsere en gelerbar oppløsning og en endelig gel som ikke er skadelig dersom den kommer i kontakt med menneskets hud eller øyne.
I henhold til et ytterligere aspekt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en høypermeabilitetssone i et oljereservoar, og som er kjennetegnet ved at den omfatter trinnene med: - fremstilling av en gelerbar blanding, over bakken og under kontrollerte betingelser, - injeksjon av denne fremstilte blanding inn i oljereservoaret gjennom minst en brønn, - transportering av blandingen gjennom reservoaret inntil den når og i alt vesentlig fyller høypermeabilitetssonen som skal behandles, og - gelering av blandingen in situ med følgende nedsettelse av permeabiliteten i ovennevnte høypermeabilitetssone.
Den gelerbare vandige blanding fremstilles ved enkel blanding av bestanddelene, idet man opererer ved omgivelsestemperatur. I hvilken rekkefølge bestanddelene tilsettes er ikke kritisk, men i en foretrukket utførelsesform fremstilles imidlertid først en vandig oppløsning av den vannoppløselige organiske polymer og en buffer, idet pH justeres ved hjelp av en mineralsyre eller uorganisk base. En vandig oppløsning av tverrbindingsmidlet fremstilles separat. De to fremstilte oppløsninger blandes deretter sammen.
Andre områder hvor blandingen i henhold til oppfinnelsen kan anvendes omfatter belegg, skumplast og fremstilling av korroderende filmer for metaller.
Som man vil se fra utførelseseksemplene i det følgende, vil anvendelse av de ovennevnte buffere gjøre de gelerbare vandige blandinger istand til å gjennomgå en forsinket gelering som kan justeres med hensyn til geleringstid, som en funksjon av pH innen et utstrakt område. Denne geleringstid er likeledes upåvirkelig av eller høyst lett påvirkelig av naturen av det behandlede reservoar. Dessuten forekommer gelering både ved omgivelsestemperatur og ved høyere temperaturer, med dannelse av stabile, kompakte geler. Det er derfor mulig å fremstille gelerbare vandige oppløsninger som er passende for de svært ulike forhold som finnes i et oljereservoar.
I de etterfølgende utførelseseksempler beskrives oppfinnelsen ytterligere.
EKSEMPEL 1
Vandige oppløsninger fremstilles i destillert vann inneholdende 8.000 ppm av et kommersielt polyakrylamid (1 % hydrolyse, vektmidlere molekylvekt 5.000.000 - 6.000.000),
50 ppm Cr(III) tilført i form av Cr(III)-klorid eller -nitrat, en buffer og perklorsyre i den mengde som er nødvendig for å justere pH til ønsket verdi. Tiden (i døgn) som kreves for at oppløsningene gelerer fullstendig ved en temperatur på 25 og 60°C er angitt. De oppnådde resultater er gitt i den etter-f ø1gende tabe11.
pH i blandingene ble undersøkt med jevne mellomrom med en mikroelektrode, og man fant at pH varierte med mindre enn 0,2 enheter over en periode på 46 døgn.
EKSEMPEL 2
Man fulgte prosedyren i eksempel 1 med fremstilling av gelerbare blandinger inneholdende buffere i form av karboksyl- og sulfonaromatiske organiske syrer i en konsentrasjon på 0,0075 M, med unntak av benzensulfonsyre, hvis konsentrasjon var 0,01 M. Forsøksresultatene er gitt i den etterfølgende tabell.
Resultatene fra forsøkseksemplene 1 og 2 som er gjennomført ved 60°C er gjengitt på kurven i figuren hvor den horisontale akse indikerer pH i den gelerbare oppløsning og den vertikale akse uttrykker geleringstiden i døgn.
EKSEMPEL 3
Gelerbare vandige oppløsninger med regulert pH fremstilles inneholdende 8.000 ppm av polyakrylamidet i eks. 1, 50 ppm Cr(III) og en buffer. Disse oppløsninger geleres ved 60°C. Forsøksdetaljene er gitt i den etterfølgende tabell.
EKSEMPEL 4
Gelerbare vandige oppløsninger med regulert pH ble fremstilt ifølge prosedyren i eks. 1.
Disse oppløsninger geleres ved 90°C og forsøksresultatene er gitt i etterfølgende tabell.
EKSEMPEL 5 (sammenligning)
Gelerbare vandige oppløsninger med regulert pH fremstilles inneholdende 8.000 ppm av polyakrylamidet i eks. 1, 50 ppm Cr(III) og en buffer med bindingsegenskaper overfor Cr(III). Disse oppløsninger geleres ved 25 og 60°C. Forsøksdetaljer er gitt i etterfølgende tabell.
Som det fremgår fra eks. 5, interfererer de tradisjonelle bufferne oksalat, citrat, acetat, tartrat og malonat med gelering, idet de enten blokkerer den fullstendig eller gir svake geler. Et aspekt av den foreliggende oppfinnelse omfatter identifisering av forskjellige klasser av kjemiske forbindelser som virker effektivt som buffere uten at de interfererer med geleringskjemien. Uten at man ønsker å fremsette en spesiell teori, er det foreslått at mangel på gunstige resultater i forbindelse med oppløsninger som er bufret med de tradisjonelle buffere kan skyldes kompleks-dannelsen av disse kjemiske midler med tverrbindings-metallionet, slik at ionets reaksjon med polymeren blokkeres. Til støtte for denne mekanisme skal det bemerkes at de effektive bufferne som anvendes i blandingene i henhold til oppfinnelsen er i alt vesentlig uten ligandegenskaper overfor Cr(III), og dette betraktes som en vesentlig betingelse for enhver effektiv buffer.

Claims (15)

1. Gelerbar vandig blanding som er istand til å redusere permeabiliteten av høypermeabilitetssoner i et oljereservoar, karakterisert ved at den er i form av en vandig oppløsning omfattende: - a) en vannoppløselig organisk polymer som kan tverrbinde under innvirkning av et polyvalent metallion som tverrbindingsmiddel , - b) et Cr(III)-ion som tverrbindingsmiddel, og - c) en buffer uten eller i alt vesentlig uten ligandegenskaper overfor tverrbindingsmidlet og som er valgt fra organiske baser og karboksyl- eller sulfonaromatiske organiske syrer med en pKa mellom 0,5 og 8, idet komponent a) er tilstede i en mengde mellom 1000 og 50.000 ppm, komponent b) er tilstede i en mengde mellom 10 og 5000 ppm, vektforholdet mellom komponent a) og komponent b) varierer fra 1:1 til 1000:1, komponent c) er tilstede i en konsentrasjon mellom 0,005 M og 0,5 M, og pH i blandingen justeres til en verdi innen området fra 2 til 7.
2. Blanding som angitt i krav 1, karakterisert ved at den vannoppløselige organiske polymer er en biopolymer eller en vannoppløselig syntetisk polymer.
3. Blanding som angitt i krav 2, karakterisert ved at nevnte biopolymer velges fra xantangummi, guargummi, karboksymetylcellulose, hydroksyetylcellulose og modifiserte stivelser.
4. Blanding som angitt i krav 2, karakterisert ved at ovennevnte vannopp-løselige syntetiske polymer velges fra polyakrylamider, delvis hydrolyserte polyakrylamider og akrylamid-kopolymerer med en eller flere kopolymeriserbare monomerer.
5. Blanding som angitt i krav 1, karakterisert ved at den vannoppløselige organiske polymer har en vektmidlere molekylvekt mellom 100.000 og 20.000.000.
6. Blanding som angitt i krav 5, karakterisert ved at nevnte vektmidlere molekylvekt varierer fra 200.000 til 12.000.000.
7. Blanding som angitt i krav 1, karakterisert ved at konsentrasjonen av den vannoppløselige organiske polymer i blandingen varierer fra 4000 til 30.000 ppm.
8. Blanding som angitt i krav 1, karakterisert ved at tverrbindingsmidlet tilføres i form av Cr(III)-klorid, -nitrat eller -sulfat.
9. Blanding som angitt i krav 1, karakterisert ved at konsentrasjonen av nevnte tverrbindingsmiddel i blandingen varierer fra 25 til 500 ppm.
10. Blanding som angitt i krav 1, karakterisert ved at ovennevnte vektforhold mellom den vannoppløselige organiske polymer og tverrbindingsmidlet varierer fra 5:1 til 500:1.
11. Blanding som angitt i krav 1, karakterisert ved at bufferen i form av den organiske base velges fra alifatiske eller aromatiske organiske aminer og heterocykliske organiske forbindelser inneholdende minst et nitrogenheteroatom i ringen.
12. Blanding som angitt i krav 11, karakterisert ved at nevnte organiske baser er anilin, 2-bromanilin, 3-bromanilin, 4-kloranilin, 4-nitroanilin, difenylamin, propan-1,2-diamin, tiazol, 2-aminotiazol, piperazin, imidazol, benzimidazol, kinolin, isokinolin, piperidin, pyridin, 3,4-lutidin, 3-klorpyridin og o-toluidin.
13. Blanding som angitt i krav 1, karakterisert ved at bufferen i form av karboksyl- eller sulfonaromatisk organisk syre velges fra benzosyre, 2-nitrobenzosyre, 2-klorbenzosyre og benzensulfonsyre.
14. Blanding som angitt i krav 1, karakterisert ved at konsentrasjonen av nevnte buffer varierer fra 0,0075 til 0,1 M.
15. Fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en høy-permeabilitetssone i et oljereservoar, karakterisert ved at den omfatter trinnene med: fremstilling av en gelerbar vandig blanding som angitt i kravene 1 til 14, over bakken og under kontrollerte betingelser, - injeksjon av denne fremstilte blanding inn i oljereservoaret gjennom minst en brønn, - transportering av blandingen gjennom reservoaret inntil den når og i alt vesentlig fyller høypermeabilitetssonen som skal behandles, og - gelering av blandingen in situ med følgende nedsettelse av permeabiliteten i ovennevnte høypermeabilitetssone.
NO901443A 1989-03-31 1990-03-29 Gelerbar vandig blanding og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar NO179187C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
IT8919969A IT1229218B (it) 1989-03-31 1989-03-31 Composizione acquosa tamponata gelificabile e suo impiego nei procedimenti di recupero assistito del petrolio.

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO901443D0 NO901443D0 (no) 1990-03-29
NO901443L NO901443L (no) 1990-10-01
NO179187B true NO179187B (no) 1996-05-13
NO179187C NO179187C (no) 1996-08-21

Family

ID=11162721

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO901443A NO179187C (no) 1989-03-31 1990-03-29 Gelerbar vandig blanding og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar

Country Status (10)

Country Link
US (1) US5100932A (no)
EP (1) EP0390281B1 (no)
JP (1) JPH02272191A (no)
BR (1) BR9001655A (no)
CA (1) CA2013469C (no)
DK (1) DK0390281T3 (no)
ES (1) ES2038034T3 (no)
IT (1) IT1229218B (no)
MX (1) MX171743B (no)
NO (1) NO179187C (no)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
IT1245383B (it) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato
US5342543A (en) * 1991-05-28 1994-08-30 Data Medical Associates, Inc. Neutralizing absorbent for acids and bases
IT1264383B1 (it) * 1993-05-07 1996-09-23 Eniricerche Spa Fanghi di perforazione acquosi fluidificati con conplessi di zirconio e alluminio
US6524653B1 (en) 2000-11-01 2003-02-25 Niponi, Llc Cellulose-based fire retardant composition
JP4446233B2 (ja) * 2004-03-03 2010-04-07 ディップソール株式会社 ３価クロメート処理溶液用の皮膜総合摩擦係数低減剤、３価クロメート処理溶液及びその製造方法、並びに総合摩擦係数が低減した３価クロメート皮膜及びその製造方法
US7732382B2 (en) * 2006-02-14 2010-06-08 E.I. Du Pont De Nemours And Company Cross-linking composition and method of use
US20070187102A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Hydraulic fracturing methods using cross-linking composition comprising delay agent
US20070187098A1 (en) * 2006-02-14 2007-08-16 Putzig Donald E Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising delay agent
CN105492570B (zh) 2013-08-30 2018-11-23 第一工业制药株式会社 原油采收添加剂
CA2940178A1 (en) * 2014-03-03 2015-09-11 Dai-Ichi Kogyo Seiyaku Co., Ltd. Device for pressing in cellulose fiber nano-dispersion, method for pressing in cellulose fiber nano-dispersion using same, and hydrocarbon production method
EP3350280A1 (en) * 2015-09-17 2018-07-25 Saudi Arabian Oil Company Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs
US11746282B2 (en) 2018-06-08 2023-09-05 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
US11274243B2 (en) 2018-06-08 2022-03-15 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3615794A (en) * 1968-05-20 1971-10-26 Dow Chemical Co Sealing composition and method
US4552217A (en) * 1984-07-09 1985-11-12 Phillips Petroleum Company Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process
US4606407A (en) * 1984-11-29 1986-08-19 Mobil Oil Corporation Programmed gelation of polymers for oil reservoir permeability control

Also Published As

Publication number Publication date
BR9001655A (pt) 1991-05-14
ES2038034T3 (es) 1993-07-01
CA2013469C (en) 1998-08-11
IT1229218B (it) 1991-07-26
NO901443L (no) 1990-10-01
JPH02272191A (ja) 1990-11-06
EP0390281A1 (en) 1990-10-03
MX171743B (es) 1993-11-11
DK0390281T3 (da) 1993-01-25
EP0390281B1 (en) 1992-12-02
CA2013469A1 (en) 1990-09-30
NO179187C (no) 1996-08-21
US5100932A (en) 1992-03-31
NO901443D0 (no) 1990-03-29
IT8919969A0 (it) 1989-03-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4498540A (en) Gel for retarding water flow
NO179187B (no) Gelerbar vandig blanding og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar
US3898165A (en) Compositions for fracturing high temperature well formations
CA1254025A (en) Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process
US4730675A (en) Plugging an abandoned well with a polymer gel
US5421411A (en) Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate
US5131469A (en) Gellable aqueous compositions and its use in enhanced petroleum recovery
US20090114390A1 (en) High temperature aqueous-based zirconium crosslinking composition and use
CA3006454A1 (en) High temperature crosslinked fracturing fluids
GB2399362A (en) Crosslinking delaying agents for acid fracturing fluids
CA2461297C (en) Viscous well treating fluids and methods
EP1490580A1 (en) HIGH TEMPERATURE SEAWATER−BASED CROSS−LINKED FRACTURING FLUIDS AND METHODS
US5674817A (en) Controlling iron in aqueous well fracturing fluids
US4487867A (en) Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation
US20140224489A1 (en) Ammonium Halide as Gelation Retarder for Crosslinkable Polymer Compositions
CN107974246B (zh) 一种耐高温交联酸体系、制备方法及应用
US4939203A (en) Gel for retarding water flow
CA1244584A (en) Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow
US20060151172A1 (en) Methods of making and using sulfonated carboxylated polysaccharide gelling agents
AU2018202757A1 (en) Gel compositions for hydraulic fracturing applications
US5431226A (en) Process for reducing permeability in a high-temperature subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent
US20050065040A1 (en) Methods and compositions for treating subterranean formations using high ionic strength gelling agent polymers
US4959163A (en) Polyampholytes-high temperature polymers and method of use
US4666957A (en) Gel for retarding water flow
US4973410A (en) Crosslinked vinylamine polymer in enhanced oil recovery