NO20130019A1 - Vannfolsomt porost medium for a styre vannproduksjon i bronnhullet og fremgangsmate for dette - Google Patents
Vannfolsomt porost medium for a styre vannproduksjon i bronnhullet og fremgangsmate for dette Download PDFInfo
- Publication number
- NO20130019A1 NO20130019A1 NO20130019A NO20130019A NO20130019A1 NO 20130019 A1 NO20130019 A1 NO 20130019A1 NO 20130019 A NO20130019 A NO 20130019A NO 20130019 A NO20130019 A NO 20130019A NO 20130019 A1 NO20130019 A1 NO 20130019A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- copolymers
- acrylamide
- well drilling
- solid particles
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 79
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 38
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 22
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 81
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 40
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 35
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 31
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 16
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- -1 polysiloxanes Polymers 0.000 claims description 13
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 12
- 239000008188 pellet Substances 0.000 claims description 10
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 8
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 claims description 8
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 8
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 claims description 8
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 claims description 8
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 8
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 8
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 claims description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 7
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 6
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 241000758789 Juglans Species 0.000 claims description 5
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 claims description 5
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 5
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 5
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 5
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 claims description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 5
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 claims description 5
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims description 4
- QRHCILLLMDEFSD-UHFFFAOYSA-N bis(ethenyl)-dimethylsilane Chemical compound C=C[Si](C)(C)C=C QRHCILLLMDEFSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KUQWZSZYIQGTHT-UHFFFAOYSA-N hexa-1,5-diene-3,4-diol Chemical compound C=CC(O)C(O)C=C KUQWZSZYIQGTHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BLYOHBPLFYXHQA-UHFFFAOYSA-N n,n-bis(prop-2-enyl)prop-2-enamide Chemical compound C=CCN(CC=C)C(=O)C=C BLYOHBPLFYXHQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine Chemical compound C=CCNCC=C DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 claims description 4
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 239000011363 dried mixture Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 13
- 238000000576 coating method Methods 0.000 abstract description 9
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 239000003570 air Substances 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000003715 interstitial flow Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 238000009489 vacuum treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
Abstract
Vannproduksjon produsert fra en undergrunnsformasjon blir inhibert eller styrt ved konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strømningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen. WSPM-et inkluderer faste partikler som har en vann- hydrolyserbar polymersom minst delvis belegger partiklene. WSPM-et blir pakket under trykk innen strømningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen for å konsolidere det. WSPM-et øker motstand mot strømning ettersom vanninnhold øker i fluidet som strømmer gjennom strømningsveien og reduserer motstand mot strømning ettersom vanninnhold avtar i fluidet som strømmer gjennom strømningsveien.
Description
Foreliggende oppfinnelse omhandler apparatur og fremgangsmåter for å styre produksjonen av fluid gjennom en anordning i en brønnboring og fremgangsmåter for å konstruere nevnte apparatur, og omhandler mer spesielt, i én ikke-begrensende utførelsesform, apparatur for og fremgangsmåter for å inhibere og styre strømmen av vann gjennom en brønnboring fra undergrunnsformasjoner i løpet av hydrokarbonutvinningsoperasjoner og fremgangsmåter for å konstruere nevnte apparatur.
TEKNISK BAKGRUNN
Hydrokarboner så som olje og gass blir samlet fra en undergrunnsformasjon ved anvendelse av en brønnboring boret inn i formasjonen. Uønsket vannproduksjon er et hovedproblem ved maksimering av hydrokarbonproduksjonspo-tensialetfor en undergrunnsbrønn. Enorme kostnader kan oppstå fra separering og avhending av store mengder produsert vann, inhibering av korrosjonen av rør kontaktet ved vannet, erstatning av korrodert rørutstyr nedihulls, og vedlikehold av overflateutstyr. Avstengning, forhindring og styring av uønsket vannproduksjon er en nødvendig betingelse for å opprettholde et produktivt felt.
Olje- og gassbrønner blir typisk komplettert ved å plassere et foringsrør langs brønnboringslengden og perforere foringsrøret nærliggende hver slike produksjonssone for å utvinne formasjonsfluidene (så som hydrokarboner) til brønn-boringen. Disse produksjonssonene blir noen ganger separert eller isolert fra hverandre ved å installere en pakning mellom produksjonssonene. Fluid fra hver produksjonssone som entrer brønnboringen blir trukket inn i et rørsystem som går til overflaten. Det er ønskelig å ha hovedsakelig jevn avtapping langs produksjons-sonen. Ujevn avtapping kan resultere i uønskede betingelser så som en invasiv gasskon eller vannkon. I tilfellet med en olje-produserende brønn kan, foreksem-pel, en gasskon forårsake en innstrømning av gass inn i brønnboringen som kunne redusere oljeproduksjon signifikant. Likeledes kan en vannkon forårsake en innstrømning av vann inn i oljeproduksjonsstrømmen som reduserer mengden og kvaliteten av den produserte oljen.
Det er følgelig ønsket å tilveiebringe jevn avtapping over en produksjonssone og/eller evnen til å selektivt stenge av eller redusere innstrømning innen pro-duksjonssoner som opplever en uønsket tilstrømning av vann og/eller gass. Med andre ord ville det i tillegg være ønskelig å finne en apparatur og fremgangsmåte som kunne forbedre styringen av uønsket vannproduksjon fra underjordiske for-masjoner.
OPPSUMMERING
I én ikke-begrensende utførelsesform er det tilveiebrakt en brønnborings-anordning for å styre en strømning av et fluid gjennom en strømningsvei deri. Brønnboringsanordningen inkluderer en beholder som omfatter en strømningsvei og et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strøm-ningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen. I sin tur inkluderer WSPM-et faste partikler og minst én vann-hydrolyserbar polymer minst delvis belagt på de faste partiklene.
I tillegg er det i én ikke-restriktiv versjon tilveiebrakt en fremgangsmåte for å konstruere en brønnboringsanordning for å styre en strømning av et fluid gjennom en strømningsvei i brønnboringsanordningen, hvor fremgangsmåten involverer å blande faste partikler med minst én vannhydrolyserbar polymer i nærvær av et fluid som kan være vann eller saltvann for å gi en blanding. Fremgangsmåten inkluderer videre minst delvis tørking av blandingen. I tillegg involverer fremgangsmåten å pakke den minst delvis tørkede blandingen inn i strømningsveien av beholderen av brønnboringsanordningen for å danne et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM).
I en annen ikke-begrensende form er det også tilveiebrakt en fremgangsmåte for å styre en strøm av et fluid gjennom en strømningsvei i en brønnborings-anordning i en brønnboring. Fremgangsmåten involverer å strømme fluidet gjennom strømningsveien i brønnboringsanordningen og styre en motstand mot strømning av fluidet gjennom strømningsveien hvorved: motstand overfor strøm-ning øker ettersom vanninnhold i fluidet øker, og motstand overfor strømning avtar ettersom vanninnhold i fluidet avtar. Den anvendte brønnboringsanordningen inkluderer en beholder (som kan ha samme utstrekning som denne) som omfatter strømningsveien og et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strømningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen. I sin tur inkluderer WSPM-et faste partikler og minst én vannhydrolyserbar polymer minst delvis belagt på de faste partiklene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
FIG. 1 er en skjematisk illustrasjon av vannfølsomme porøse media (WSPM) installert på innsiden av en brønnboring for å styre produksjonen av vann; FIG. 2A og 2B er skjematiske illustrasjoner av forskjellige vannkutt som ge-nererer forskjellig strømningsmotstand når de strømmer gjennom et WSPM som et resultat av forskjellige grader av polymerkjedeaktivering (ekspansjon); FIG. 3 er en graf av trykkdifferensialet av WSPM (kryssbundet VF-1 kopolymer belagt på 20-60 mesh (850-250 mikron) HSP® proppemiddel) ved 200 °F (93 °C) med diesel og simulert formasjonssaltvann (SFB); FIG. 4 er en graf av en trykkfallsrespons for forskjellige vannkuttfluider som strømmer gjennom WSPM ved 200 °F (93 °C); FIG. 5 er et mikrofotografi av 20/40 mesh (850/425 mikron) HSP keramisk proppemiddel før polymerbelegging; og FIG. 6 er et mikrofotografi av 20/40 mesh (850/425 mikron) HSP keramisk proppemiddel etter polymerbelegging.
DETALJERT BESKRIVELSE
Det har blitt funnet en fremgangsmåte for å bygge et vannfølsomt porøst medium (WSPM) for å styre nedihulls vannproduksjon gjennom en strømningsvei i en brønnboringsanordning installert på innsiden av en brønnboring. WSPM-et kan være konstruert av vann-løselige eller vann-hydrolyserbare polymerer med høy molekylvekt som er belagt på faste partikler, så som sand, glassperler, og keramiske proppemidler. De belagte partiklene blir pakket under høyt trykk for å danne et konsolidert homogent og porøst medium med høy porøsitet innen en beholder av en brønnboringsanordning. Beholderen og brønnboringsanordningen kan være separate strukturer, hvor beholderen er del av brønnboringsanordningen, eller beholderen og brønnboringsanordningen kan være den samme og ha samme utstrekning. Etter at polymerene er fullstendig hydrolyser! i vann eller saltvann, kan polymerene eventuelt bli kryssbundet med kryssbindingsmidler. De faste partiklene kan bli blandet med polymerløsningen, f.eks. i en blender eller mikser, ved et spesielt forhold.
Ettersom en blender eller mikser kontinuerlig rører blandingen av faste partikler og polymerløsning, blir blåsing av omgivelsesluft, varmluft, nitrogen eller va- kuumbehandling utøvet på blandingen for å minst delvis eller fullstendig tørke polymeren. De polymerbelagte partiklene blir fylt i en beholder for å pakkes til konsolidert porøst medium ved høyt trykk. Den pakkede beholderen, som del av et nedi-hullsverktøy, blir installert i en brønnboring. Når formasjonsvann blir strømmet gjennom WSPM-ets interstitiale strømningskanaler, strekker de belagte polymerene sine polymerkjeder inn i porestrømningskanalene, noe som resulterer i øket fluidstrømningsmotstand. Omvendt, når olje strømmer gjennom WSPM-et, krymper polymerkjedene tilbake for å åpne strømningskanalene videre for den ønskede oljestrømmen. Denne prosessen har blitt vist å være repeterbar og reversibel ettersom vann/olje-fluidsammensetning varierer.
Når vann blandet med olje strømmer gjennom WSPM-et, avhenger størrel-sesordenen av trykkfall over strømningskanalene av prosentandelen av vann i blandingen (vann/olje-forhold, eller WOR). Høyere vannkutt resulterer i høyere resulterende trykkfall. Som det vil bli diskutert, har labtestingsdata bekreftet at trykkfall over WSPM forandres med vannprosentandel for gjennomstrømmende fluider.
Mer spesifikt kan produksjonen av uønsket undergrunnsformasjonsvann bli forhindret, styrt eller inhibert ved en fremgangsmåte som involverer å behandle partikler med vann-hydrolyserbare polymerer med høy molekylvekt, og inkorporere partiklene inn i et vannfølsomt porøst medium (WSPM) i en brønnboringsanord-ning plassert innen brønnboringen. De polymer-belagte partiklene blir introdusert inn i en beholder av en brønnboringsanordning under høyt trykk for å danne et konsolidert WSPM i anordningen før dens introduksjon nedihulls.
Generelt, polymerene med relativt høy molekylvekt som har komponenter eller funksjonelle grupper som forankrer, forener eller festes på overflaten av de faste partiklene. Polymerene er hydrofile og/eller hydrolyserbare, noe som betyr at de sveller eller ekspanderer i fysisk størrelse etter kontakt med vann. Den gjennomsnittlige partikkelstørrelse av partiklene kan spenne fra omkring 10 mesh til omkring 100 mesh (fra omkring 2000 mikron til omkring 150 mikron). Alternativt kan den gjennomsnittlige partikkelstørrelsen av partiklene spenne fra omkring 20 mesh uavhengig til omkring 60 mesh (fra omkring 840 mikron til omkring 250 mikron); hvor begrepet "uavhengig" betyr at en hvilken som helst lavere terskel kan bli kombinert med en hvilken som helst øvre terskel. Det skulle således bli forstått at de faste partiklene som tjener som et substrat til den vannhydrolyserbare polyme ren er relativt små, partikulær materie, men må ikke bli forvekslet med atomære partikler eller subatomære partikler.
Partiklene kan være hvilket som helst av en lang rekke faste partikulære materialer; egnede materialer inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, sand, glassperler, keramiske perler, metallperler, bauksittkorn, valnøttskallfrag-menter, aluminiumpellets, nylonpellets og kombinasjoner derav, inkludert konvensjonelle proppemidler og grus, og, inkludert proppemidler og grus av fremtidig ut-viklede materialer. Proppemidler er kjent innen oljefeltet som størrelsessorterte partikler typisk blandet med fraktureringsfluider for å holde brudd åpne etter en hydraulisk fraktureringsbehandling. Proppemidler blir sortert for størrelse og sfæri-sitet for å tilveiebringe en effektiv ledning for produksjonen av olje og/eller gass fra reservoaret til brønnboringen. "Grus" har en spesiell betydning i oljefeltet og rela-terer til partikler med en spesifikk størrelse eller spesifikt størrelsesområde som er plassert mellom en skjerm som er posisjonert i brønnboringen og det omkringlig-gende ringrommet. Størrelsen av grusen blir valgt for å forhindre passasjen av sand fra formasjonen gjennom gruspakken.
Videre kan de faste partiklene, f.eks. proppemidler eller grus, passende være en rekke materialer inkludert, men ikke nødvendigvis begrenset til, sand (den vanligste komponenten av denne er silika, dvs. silisiumdioksid, SiC^), glassperler, keramiske perler, metallperler, bauksittkorn, valnøttskallfragmenter, aluminiumpellets, nylonpellets og kombinasjoner derav.
Partiklene kan bli belagt ved en fremgangsmåte som involverer å minst delvis hydrolysere polymeren i en væske inkludert, men ikke nødvendigvis begrenset til, vann, saltvann, glykol, etanol og blandinger derav. Partiklene blir så grundig blandet eller kontaktet med væsken som inneholder polymeren for å bringe over-flatene av partiklene i kontakt med polymeren. Væsken blir så minst delvis forstø-vet eller fordampet ved vakuum, eller anvendelsen av varme og/eller kontakt med en tørr gass så som luft, nitrogen eller lignende. Beleggingsmetoden kan bli gjen-nomført ved en temperatur mellom omgivelse opp til omkring 200 °F (omkring 93 °C), for å fremme hurtig tørking av belegget. I noen utførelsesformer er det ikke nødvendigvis nødvendig å fullstendig tørke belegget.
Beladningen av polymerene kan være et forhold av vekt av faste partikler til vekt av tørr vann-hydrolyserbar polymer som spenner fra omkring 10.000:1 til omkring 10:1; alternativt som spenner fra omkring 500:1 uavhengig til omkring 25:1. De faste partiklene skulle være minst delvis belagt ved polymeren; det vil si, selv om det er ønskelig å fullstendig belegge de faste partiklene med polymeren, kan fremgangsmåten og apparaturen fremdeles bli vurdert som vellykket hvis partiklene er minst delvis belagt til den utstrekning at WSPM-et fungerer effektivt for de formål som er anført heri.
Det høye trykket anvendt for å pakke de vannhydrolyserbare polymerbelagte partiklene inn i beholderen av brønnboringsanordningen som strømningsveien eksisterer gjennom kan spenne fra omkring 50 til omkring 2000 psi (omkring 0,3 til omkring 13,8 MPa), alternativt fra omkring 100 uavhengig til omkring 1000 psi (omkring 0,7 til omkring 6,9 MPa).
WSPM-et plassert i brønnboringen vil styre uønsket formasjonsvann som strømmer gjennom brønnboringen mens det ikke ugunstig påvirker strømmen av olje og gass. Når vann strømmer inn i WSPM-et, ekspanderer polymerene forank-ret på de faste partikler for å redusere vannstrømningskanalen og øke motstanden mot vannstrømning. Polymerene kan bli forstått som å vekselvirke kjemisk, ionisk eller mekanisk med en komponent av de produserte eller innstrømmende forma-sjonsfluider, f.eks. vannmolekyler. Denne ønskede responsen kan bli beskrevet på ulike måter som motstand, permeabilitet, impedans, etc, hvor strømmen av hydrokarboner (f.eks. olje og gass) er ønskelig, men strømmen av vann ikke er det. Denne vekselvirkningen varierer motstanden mot strømning over strømningsveien av brønnboringsanordningen. Når olje- og/eller gass strømmer gjennom dette spesielle porøse mediet, krymper polymerene for å åpne strømningskanalen for olje- og/eller gasstrøm. De forhåndsbehandlede partiklene, (f.eks. proppemidler) blir forventet å danne homogene porøse media med polymeren enhetlig fordelt i mediene for å øke effektiviteten av polymeren som styrer uønsket vannproduksjon.
Mer detaljert inkluderer egnede vannhydrolyserbare polymerer de som har en vektgjennomsnittlig molekylvekt større enn 100.000. Egnede, mer spesifikke eksempler på vannhydrolyserbare polymerer inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, polyvinylalkoholer, polysiloksaner, hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav. Kryssbundne versjoner av disse polymerene kan også være egnet, inkludert men ikke nødvendigvis begrenset til, kryssbundne homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne polyvinylalkoholer, kryssbundne polysiloksaner, kryssbundne hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav. Videre spesifikke eksempler av egnede vann-hydrolyserbare polymerer inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, kopolymerer som har en hydrofil monomer enhet, hvor den hydrofile monomere enheten er valgt fra gruppen som består av ammonium og alkalimetallsalt av akrylamidometylpropansulfonsyre (AMPS), en første forankrende monomer enhet basert på N-vinylformamid og en fyllstoff monomer enhet, hvor fyllstoff monomer enheten er valgt fra gruppen som består av akrylamid og metylakrylamid. Ytterligere egnede vann-hydrolyserbare polymerer inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som inneholder ammonium eller kvaternære ammoniumenheter, kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som omfatter vinylkarboksylsyremonomerer og/eller vinylsulfonsyremonomerer, og salter derav, og disse tidligere nevnte kopolymerene omfatter videre en kryssbindende monomer valgt fra gruppen som består av bis-akrylamid, diallylamin, N,N-diallylakrylamid, divinyloksyetan, divinyldimetylsilan.
I en valgfri utførelsesform, når polymerene er fullt ut eller grunnleggende fullstendig hydrolyser!, kan de bli kryssbundet for å øke deres molekylvekt. Egnede kryssbindingsmidler inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, alumi-nium, bor, krom, zirkonium, titan og andre uorganisk baserte og organisk baserte kryssbindingsmidler og andre konvensjonelle kryssbindingsmidler.
Disse polymerene blir noen ganger referert til som relative permeabilitets-modifiserere (RPMer) og mer informasjon omkring RPMer passende til å være av nytte i fremgangsmåten og sammensetningene beskrevet heri kan finnes i U.S. Pat. nr., 5,735,349; 6,228,812; 7,008,908; 7,207,386 og 7,398,825.
Vist i FIG. 1 er en skjematisk illustrasjon av en oljebrønn 10 som har en brønnboring 12, som forekommer å være delvis vertikal og delvis horisontal, i en undergrunnsformasjon 14 som inneholder både olje og vann. Vannfølsomme por-øse media (WSPM) innen brønnboringsanordninger 16 har blitt installert ved fire lokaliseringer mellom pakninger 18 langs den horisontale seksjonen av brønnbo-ringen 12 for å styre produksjonen av vann. Strømmen av olje fra formasjonen 14 inn i brønnboringen 12 er skjematisk indikert ved svarte piler 20, mens strømmen av vann er skjematisk indikert ved grå piler 22. Strømmen av olje 20 er uinhibert ved WSPM-et på grunn av mangelen på motstand av den uhydrolyserte polymeren, mens strømmen av vann blir inhibert ved den økede motstanden av den hydrolyserte polymeren, som indikert ved den lavere vannstrømmen ved små grå piler 24.
Vist i FIG. 2 er en skjematisk illustrasjon av forskjellige vannkutt som gene-rerer forskjellig strømningsmotstand når de strømmer gjennom et WSPM 16 som et resultat av forskjellige grader av polymerkjedeaktivering (ekspansjon). Som tidligere diskutert, inkluderer WSPM-et 16 faste partikler 30 som har vann-hydrolyserbare polymerer 32 minst delvis belagt på dem eller klebet til dem. Vann-dråpene er skjematisk representert ved grå sirkler 34 og oljedråpene er skjematisk representert ved svarte sirkler 36. FIG. 2A illustrerer skjematisk WSPM-et 16 hvor et 25 % vannkutt strømmer i retningen vist (venstre mot høyre) hvor den relativt lave mengden vanndråper 34 forårsaker at en relativt liten mengde av polymeren 32 sveller, forstørres eller hydrolyserer og øker motstand mot strømning. FIG. 2B illustrerer skjematisk WSPM-et 16 hvor et større 50 % vannkutt strømmer i retningen vist (venstre mot høyre) hvor den relativt like mengden av vanndråper 34 sammenlignet med oljedråpene 36 forårsaker at en relativt større mengde av polymeren 32 sveller, forstørres eller hydrolyserer for videre å øke motstand mot strøm, sammenlignet med FIG. 2A.
Oppfinnelsen vil nå bli illustrert med hensyn til visse eksempler som ikke er tenkt å begrense oppfinnelsen på noen måte men ganske enkelt for å videre illu-strere den i visse spesifikke utførelsesformer.
EKSEMPLER
FIG. 5 er et mikrofotografi av 20/40 mesh (850/425 mikron) HSP<®>keramisk proppemiddel før polymerbelegging. HSP proppemiddel er tilgjengelig fra Carbo Ceramics. FIG. 6 er et mikrofotografi av det samme 20/40 mesh (850/425 mikron) HSP keramiske proppemiddel etter polymerbelegging. Det kan sees at hver prop-pemiddelpartikkel i FIG. 6 er fullt ut belagt og bundet ved polymeren ved anvendelse av den beskrevne beleggingsmetoden.
Én ikke-begrensende pakkeprosedyre for bygging av et WSPM som en vannfølsom strømningskanal (WSFC) er skildret i tabell I. Prosedyren involverer å pakke polymerbelagte proppemidler i 1 tomme (2,5 cm) ID og 12 tommer (30 cm) lange rustfri stålrør med begge endelokkfor å danne et enhetlig porøst medium.
TABELL I
Pakkeprosedyre
1) Det rustfrie stålrøret (beholder, som simulerer en brønnboringsanordning) blir fiksert på én ende med et endelokk; en 100 mesh (150 mikron) rustfri skjerm blir lagt på innsiden av endelokket for å holde de polymerbelagte proppemidlene; 2) Det rustfri stålrøret blir plassert i en kompressor med åpen ende opp; 3) Én skje av polymerbelagte proppemidler (omkring 5 gram) blir fylt på innsiden av røret, og en 0,97 tomme (2,5) ID og 18 tomme-lang (45,7 cm) alu-minastav blir lagt mot proppemidlene på innsiden av røret; 4) 1200 pund kraft fra en kompressor blir lagt på aluminastaven for å kompri-mere de polymerbelagte proppemidlene til et konsolidert porøst medium; 5) Trinnene 3) og 4) blir gjentatt inntil lengden av det porøse medium når ønsket porøst medium lengde; 6) En annen 100 mesh (150 mikron) rustfri skjerm blir festet på toppen av det rustfrie stålrøret; 7) Avstandsholdere av rustfritt stål blir lagt inn i røret hvis det er noe åpent rom på innsiden av røret; og
8) Toppende-lokket ble strammet til og røret er klart for testing.
FIG. 3 er en graf av trykkdifferensialet av kryssbundet VF-1 kopolymer belagt på 20-60 mesh (850-250 mikron) HSP proppemiddel ved 200 °F (93 °C) med diesel og simulert formasjonssaltvann (SFB). VF-1 er en kryssbundet vinylamid-vinylsulfonat kopolymer. HSP proppemidlene var belagt med VF-1 polymeren som beskrevet over. Polymerbeladningen var 0,4 % bw (på vektbasis) av proppemid-delvekten. FIG. 3 er en responstestgraf som viser at trykkdifferensialet av det polymer-belagte proppemidlet WSPM plassert på innsiden av et 12-tommer langt, 1 -tomme ID rustfritt stålrør (omkring 30 cm langt ved omkring 2,5 cm ID) endres når en pumper med olje (diesel i dette eksemplet) i forhold til pumping med formasjonsvann (simulert formasjonssaltvann eller SFB) som strømmer gjennom pakken. Denne grafen viser at pakken utviser høy strømningsmotstand for vann og lav strømningsmotstand for olje.
FIG. 4 er en graf av en trykkfallsrespons for forskjellige vannkuttfluider som strømmer gjennom et WSPM ved 200 °F (93 °C). Fluidene var blender av saltvann og diesel. Med økende mengder vann (større vannkutt prosentandel), jo høyere trykkfall. WSPM-et ble dannet fra VF-1 belagt 50-60 mesh (297 til 250 mikron) keramiske proppemidler med polymerbeladning 0,4 %. Forskjellige vannkutt er markert på FIG 4.
I den foregående spesifikasjonen, har oppfinnelsen blitt beskrevet med refe-ranse til spesifikke utførelsesformer derav, og har blitt vist som effektiv for å tilveiebringe fremgangsmåter for å inhibere og styre vannstrømning gjennom brønn-boringer, spesielt brønnboringsanordninger som har strømningsveier som inneholder faste partikler belagt med en vann-hydrolyserbar polymer. Det vil imidlertid være åpenbart at ulike modifikasjoner og endringer kan bli gjort til den uten å avvi-ke fra det bredere omfang av oppfinnelsen som fremlagt i de vedlagte kravene. Følgelig skal spesifikasjonen betraktes i en illustrerende snarere enn en begrensende betydning. Det er for eksempel forventet at spesifikke kombinasjoner av faste partikler, vann-hydrolyserbare polymerer, brønnboringsanordninger og andre komponenter som faller innen de krevede parameterne, men ikke er spesifikt iden-tifisert eller forsøkt i en spesiell sammensetning eller fremgangsmåte, er innen omfanget av denne oppfinnelsen. Det er videre forventet at komponentene og proporsjonene av de faste partiklene og polymerene og trinnene for å konstruere brønnboringsanordningene kan endres noe fra én brønnboringsanordning til en annen og fremdeles oppnå de fastlagte formål og mål ved fremgangsmåtene beskrevet heri. For eksempel kan sammenstillingsmetodene bruke forskjellige trykk og ytterligere eller forskjellige trinn enn de eksemplifisert heri.
Ordene "som omfatter" og "omfatter" som brukt gjennom det hele av kravene blir tolket "inkludert men ikke begrenset til".
Foreliggende oppfinnelse kan passende omfatte, bestå eller bestå grunnleggende av elementene vist og kan bli praktisert i fravær av et element som ikke er vist. For eksempel kan en brønnboringsanordning for styring av en strøm av et fluid gjennom en strømningsvei bestå av eller bestå grunnleggende av en beholder som omfatter en strømningsvei og et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strømningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen, hvor WSPM-et består av eller består grunnleggende av faste partikler og minst én vann-hydrolyserbar polymer minst delvis belagt på de faste partiklene.
Claims (17)
1. Brønnboringsanordning for å styre en strømning av et fluid gjennom en strømningsvei deri, brønnboringsanordningen omfatter: en beholder som omfatter strømningsveien; og et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strøm-ningsveien av beholderen, WSPM-et omfatter: faste partikler; og minst én vann-hydrolyserbar polymer minst delvis belagt på de faste partiklene.
2. Brønnboringsanordning ifølge krav 1 hvor den gjennomsnittlige partikkel-størrelsen av de faste partiklene spenner fra 10 til 100 mesh (2000 til 150 mikron).
3. Brønnboringsanordning ifølge krav 1 eller 2 hvor WSPM-et blir pakket innen beholderen ved et trykk som spenner fra 50 til 2000 psi (0,3 til 13,8 MPa).
4. Brønnboringsanordning ifølge krav 3 hvor forholdet av vekt av faste partikler til vekt av tørr vann-hydrolyserbar polymer spenner fra 10.000:1 til 10:1.
5. Brønnboringsanordning ifølge krav 3 hvor den vann-hydrolyserbare polymeren er kryssbundet.
6. Brønnboringsanordning ifølge krav 1 eller 2 hvor den vann-hydrolyserbare polymeren har en vektgjennomsnittlig molekylvekt større enn 100.000 og er valgt fra gruppen som består av: homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, polyvinylalkoholer, polysiloksaner, hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav; kryssbundne homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne polyvinylalkoholer, kryssbundne polysiloksaner, kryssbundne hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav; kopolymerer som har en hydrofil monomer enhet, hvor den hydrofile monomere enheten er valgt fra gruppen som består av ammonium og alkalimetallsalt av akrylamidometylpropansulfonsyre, en første forankrende monomer enhet basert på N-vinylformamid og en fyllstoff monomer enhet, hvor fyllstoff monomer enheten er valgt fra gruppen som består av akrylamid og metylakrylamid; og kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som inneholder ammonium eller kvaternære ammoniumenheter, kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som omfatter vinylkarboksylsyremonomerer og/eller vinylsulfonsyremonomerer, og salter derav, og disse kopolymerene omfatter en kryssbindende monomer valgt fra gruppen som består av bis-akrylamid, diallylamin, N,N-diallylakrylamid, divinyloksyetan, divinyldimetyl- silan; og
hvor de faste partiklene omfatter sand, glassperler, keramiske perler, metallperler, bauksittkorn, valnøttskallfragmenter, aluminiumpellets, nylonpellets og kombinasjoner derav.
7. Fremgangsmåte for å konstruere en brønnboringsanordning for å styre en strømning av et fluid gjennom en strømningsvei inn i brønnboringsanordningen, fremgangsmåten omfatter å: blande faste partikler med minst én vann-hydrolyserbar polymer i nærvær av et fluid valgt fra gruppen som består av vann og saltvann for å gi en blanding; minst delvis tørke blandingen; pakke den minst delvis tørkede blandingen i strømningsveien av en beholder av brønnboringsanordningen for å danne et konsolidert vannfølsomt po-røst medium (WSPM).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7 som videre omfatter: hvor ved blanding av de faste partiklene med den vann-hydrolyserbare polymeren, blandingen er i nærvær av en mengde vann effektiv til å fullt ut hydrolysere den vann-hydrolyserbare polymeren; og kryssbinding av den vann-hydrolyserbare polymeren med minst et kryss-bindingsmiddel.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7 eller 8 hvor den gjennomsnittlige partikkel-størrelsen av de faste partiklene spenner fra 10 til 100 mesh (2000 til 150 mikron).
10. Fremgangsmåte ifølge krav 7 eller 8 hvor WSPM-et blir pakket innen brønnboringsanordningsbeholderen ved et trykk som spenner fra 50 til 2000 psi (0,3 til 13,8 MPa).
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10 hvor forholdet av vekt av faste partikler til vekt av tørr vann-hydrolyserbar polymer spenner fra 10.000:1 til 10:1.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 9 hvor den vann-hydrolyserbare polymeren har en vektgjennomsnittlig molekylvekt større enn 100.000 og er valgt fra gruppen som består av: homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, polyvinylalkoholer, polysiloksaner, hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav; kryssbundne homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne polyvinylalkoholer, kryssbundne polysiloksaner, kryssbundne hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav; kopolymerer som har en hydrofil monomer enhet, hvor den hydrofile monomere enhet er valgt fra gruppen som består av ammonium og alkalimetallsalt av akrylamidometylpropansulfonsyre, en første forankrende monomer enhet basert på N-vinylformamid og en fyllstoff monomer enhet, hvor fyllstoff monomer enheten er valgt fra gruppen som består av akrylamid og metylakrylamid; og kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som inneholder ammonium eller kvaternære ammoniumenheter, kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som omfatter vinylkarboksylsyremonomerer og/eller vinylsulfonsyremonomerer, og salter derav, og disse kopolymerene omfatter en kryssbindende monomer valgt fra gruppen som består av bis-akrylamid, diallylamin, N,N-diallylakrylamid, divinyloksyetan, divinyldimetyl- silan; og
hvor de faste partiklene omfatter sand, glassperler, keramiske perler, metallperler, bauksittkorn, valnøttskallfragmenter, aluminiumpellets, nylonpellets og kombinasjoner derav.
13. Fremgangsmåte for å styre en strømning av et fluid gjennom en strøm-ningsvei i en brønnboringsanordning innen en brønnboring, fremgangsmåten omfatter: å strømme fluidet gjennom strømningsveien i brønnboringsanordningen; og styre en motstand mot strømming av fluidet gjennom strømningsveien
hvorved: motstand mot strømning øker ettersom vanninnhold i fluidet øker, og motstand mot strømning avtar ettersom vanninnhold i fluidet avtar;
brønnboringsanordningen omfatter: en beholder som omfatter strømningsveien; og et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strøm-ningsveien av beholderen, WSPM-et omfatter: faste partikler; og minst én vann-hydrolyserbar polymer minst delvis belagt på de faste partiklene.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13 hvor den gjennomsnittlige partikkelstørrel-sen av de faste partiklene spenner fra 10 til 100 mesh (2000 til 150 mikron).
15. Fremgangsmåte ifølge krav 13 eller 14 hvor WSPM-et blir pakket innen brønnboringsanordningsbeholderen ved et trykk som spenner fra 50 til 2000 psi (0,3 til 13,8 MPa).
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15 hvor forholdet av vekt av faste partikler til vekt av tørr vann-hydrolyserbar polymer spenner fra 10.000:1 til 10:1.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 15 hvor den vann-hydrolyserbare polymeren har en vektgjennomsnittlig molekylvekt større enn 100.000 og er valgt fra gruppen som består av: homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, polyvinylalkoholer, polysiloksaner, hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav; kryssbundne homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne polyvinylalkoholer, kryssbundne polysiloksaner, kryssbundne hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav; kopolymerer som har en hydrofil monomer enhet, hvor den hydrofile monomere enhet er valgt fra gruppen som består av ammonium og alkalimetallsalt av akrylamidometylpropansulfonsyre, en første forankrende monomer enhet basert på N-vinylformamid og en fyllstoff monomer enhet, hvor fyllstoff monomer enheten er valgt fra gruppen som består av akrylamid og metylakrylamid; og kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som inneholder ammonium eller kvaternære ammoniumenheter, kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som omfatter vinylkarboksylsyremonomerer og/eller vinylsulfonsyremonomerer, og salter derav, og disse kopolymerene omfatter en kryssbindende monomer valgt fra gruppen som består av bis-akrylamid, diallylamin, N,N-diallylakrylamid, divinyloksyetan, divinyldimetyl- silan; og
hvor de faste partiklene omfatter sand, glassperler, keramiske perler, metallperler, bauksittkorn, valnøttskallfragmenter, aluminiumpellets, nylonpellets og kombinasjoner derav.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/835,023 US20110005752A1 (en) | 2008-08-14 | 2010-07-13 | Water Sensitive Porous Medium to Control Downhole Water Production and Method Therefor |
PCT/US2011/042993 WO2012009184A2 (en) | 2010-07-13 | 2011-07-06 | Water sensitive porous medium to control downhole water production and method therefor |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20130019A1 true NO20130019A1 (no) | 2013-02-13 |
Family
ID=45470005
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20130019A NO20130019A1 (no) | 2010-07-13 | 2013-01-04 | Vannfolsomt porost medium for a styre vannproduksjon i bronnhullet og fremgangsmate for dette |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20110005752A1 (no) |
CN (1) | CN103080472A (no) |
AU (1) | AU2011279476A1 (no) |
BR (1) | BR112013000803A2 (no) |
CA (1) | CA2804663C (no) |
GB (1) | GB2494826A (no) |
MX (1) | MX2013000464A (no) |
NO (1) | NO20130019A1 (no) |
WO (1) | WO2012009184A2 (no) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9051819B2 (en) | 2011-08-22 | 2015-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for selectively controlling fluid flow |
CN102364041B (zh) * | 2011-10-26 | 2014-03-26 | 王胜存 | 水平井压裂缝填充孚盛砂建立透油阻水筛的采油方法 |
US9334708B2 (en) | 2012-04-23 | 2016-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device, method and production adjustment arrangement |
CN110486004B (zh) * | 2018-05-14 | 2022-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 识别砂岩油藏水流优势通道的方法及装置 |
CN109932489B (zh) * | 2019-03-20 | 2024-02-13 | 西安航空学院 | 一种带有混合仪的气体预处理装置及气体检测装置 |
US20230075579A1 (en) * | 2021-09-09 | 2023-03-09 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Pseudoplastic flow control device, method and system |
Family Cites Families (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3336979A (en) * | 1965-07-26 | 1967-08-22 | Dow Chemical Co | Composition and use thereof for water shut-off |
US3878893A (en) * | 1972-10-06 | 1975-04-22 | Dow Chemical Co | Method for forming a consolidated gravel pack in a well borehole |
FR2325797A1 (fr) * | 1975-09-25 | 1977-04-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede de colmatage selectif des zones proches des puits de production d'huile ou de gaz pour diminuer les venues d'eau |
US5529124A (en) * | 1994-12-19 | 1996-06-25 | Texaco Inc. | Method for retarding water coning |
US5701956A (en) * | 1996-04-17 | 1997-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing water production from subterranean formations |
US5735349A (en) * | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
US5981447A (en) * | 1997-05-28 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
US6228812B1 (en) * | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
US7008908B2 (en) * | 2002-11-22 | 2006-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Selective stimulation with selective water reduction |
US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US7207386B2 (en) * | 2003-06-20 | 2007-04-24 | Bj Services Company | Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production |
US7223827B1 (en) * | 2004-02-27 | 2007-05-29 | Fritz Industries, Inc | Water control in a subsurface formation |
US20060065396A1 (en) * | 2004-08-13 | 2006-03-30 | Dawson Jeffrey C | Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use |
US7398825B2 (en) * | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
US7493957B2 (en) * | 2005-07-15 | 2009-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and sand production in subterranean wells |
US7776797B2 (en) * | 2006-01-23 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions |
EA014125B1 (ru) * | 2006-02-10 | 2010-10-29 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Выравнивание профиля приемистости посредством материалов, реагирующих на управляющее воздействие |
US7637320B2 (en) * | 2006-12-18 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for stopping water during oil production |
US20090301726A1 (en) * | 2007-10-12 | 2009-12-10 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and Method for Controlling Water In-Flow Into Wellbores |
US7942206B2 (en) * | 2007-10-12 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | In-flow control device utilizing a water sensitive media |
-
2010
- 2010-07-13 US US12/835,023 patent/US20110005752A1/en not_active Abandoned
-
2011
- 2011-07-06 CN CN2011800345143A patent/CN103080472A/zh active Pending
- 2011-07-06 MX MX2013000464A patent/MX2013000464A/es unknown
- 2011-07-06 BR BR112013000803A patent/BR112013000803A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-07-06 AU AU2011279476A patent/AU2011279476A1/en not_active Abandoned
- 2011-07-06 WO PCT/US2011/042993 patent/WO2012009184A2/en active Application Filing
- 2011-07-06 CA CA2804663A patent/CA2804663C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-07-06 GB GB1300119.3A patent/GB2494826A/en not_active Withdrawn
-
2013
- 2013-01-04 NO NO20130019A patent/NO20130019A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2011279476A1 (en) | 2013-01-24 |
GB2494826A (en) | 2013-03-20 |
GB201300119D0 (en) | 2013-02-20 |
MX2013000464A (es) | 2013-02-27 |
CN103080472A (zh) | 2013-05-01 |
CA2804663A1 (en) | 2012-01-19 |
US20110005752A1 (en) | 2011-01-13 |
WO2012009184A3 (en) | 2012-04-05 |
BR112013000803A2 (pt) | 2017-11-14 |
WO2012009184A2 (en) | 2012-01-19 |
CA2804663C (en) | 2015-06-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10590324B2 (en) | Fiber suspending agent for lost-circulation materials | |
El-Karsani et al. | Polymer systems for water shutoff and profile modification: a review over the last decade | |
CA2897497C (en) | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material | |
US9303502B2 (en) | Method of controlling water production through treating particles with RPMS | |
US20130048282A1 (en) | Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore | |
NO20130019A1 (no) | Vannfolsomt porost medium for a styre vannproduksjon i bronnhullet og fremgangsmate for dette | |
US20180037798A1 (en) | Self-healing cement comprising polymer capable of swelling in gaseous environment | |
CA2924404A1 (en) | Additives for controlling lost circulation and methods of making and using same | |
WO2021118585A1 (en) | Thermally responsive lost circulation materials | |
AU2011231415B2 (en) | Methods and compositions for sand control in injection wells | |
US20190309217A1 (en) | Amaranth grain particulates for diversion applications | |
WO2015168690A1 (en) | Use of ultra lightweight particulates in multi-path gravel packing operations | |
WO2022010502A1 (en) | Stimuli responsive polymers for lost circulation applications |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |