NO20130939A1 - Fremgangsmåte for å redusere koning i oljebrønner ved hjelp av mikro(nano) -strukturerte fluider med kontrollert frigjøring av barrieresubstanser - Google Patents
Fremgangsmåte for å redusere koning i oljebrønner ved hjelp av mikro(nano) -strukturerte fluider med kontrollert frigjøring av barrieresubstanser Download PDFInfo
- Publication number
- NO20130939A1 NO20130939A1 NO20130939A NO20130939A NO20130939A1 NO 20130939 A1 NO20130939 A1 NO 20130939A1 NO 20130939 A NO20130939 A NO 20130939A NO 20130939 A NO20130939 A NO 20130939A NO 20130939 A1 NO20130939 A1 NO 20130939A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- core
- oil
- microcapsules
- water
- barrier
- Prior art date
Links
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 title claims abstract description 85
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 37
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 95
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 claims abstract description 85
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 47
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 19
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 claims description 13
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 claims description 13
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 13
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 13
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 13
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 12
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 8
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229920001730 Moisture cure polyurethane Polymers 0.000 claims description 7
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 6
- XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N furfuryl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CO1 XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 5
- CWLKGDAVCFYWJK-UHFFFAOYSA-N 3-aminophenol Chemical compound NC1=CC=CC(O)=C1 CWLKGDAVCFYWJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- RWZYAGGXGHYGMB-UHFFFAOYSA-N anthranilic acid Chemical compound NC1=CC=CC=C1C(O)=O RWZYAGGXGHYGMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- POPACFLNWGUDSR-UHFFFAOYSA-N methoxy(trimethyl)silane Chemical compound CO[Si](C)(C)C POPACFLNWGUDSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BFXIKLCIZHOAAZ-UHFFFAOYSA-N methyltrimethoxysilane Chemical compound CO[Si](C)(OC)OC BFXIKLCIZHOAAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CPUDPFPXCZDNGI-UHFFFAOYSA-N triethoxy(methyl)silane Chemical compound CCO[Si](C)(OCC)OCC CPUDPFPXCZDNGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229940018563 3-aminophenol Drugs 0.000 claims description 2
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 2
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 2
- IPBVNPXQWQGGJP-UHFFFAOYSA-N acetic acid phenyl ester Natural products CC(=O)OC1=CC=CC=C1 IPBVNPXQWQGGJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 2
- 229940049953 phenylacetate Drugs 0.000 claims description 2
- WLJVXDMOQOGPHL-UHFFFAOYSA-N phenylacetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC=C1 WLJVXDMOQOGPHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 2
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims 1
- 239000011257 shell material Substances 0.000 description 38
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 30
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 20
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 description 14
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 12
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 10
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- ISAOCJYIOMOJEB-UHFFFAOYSA-N benzoin Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(O)C(=O)C1=CC=CC=C1 ISAOCJYIOMOJEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 6
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 6
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- KWYHDKDOAIKMQN-UHFFFAOYSA-N N,N,N',N'-tetramethylethylenediamine Chemical compound CN(C)CCN(C)C KWYHDKDOAIKMQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 description 5
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000004108 freeze drying Methods 0.000 description 4
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 4
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 4
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000028419 Styrax benzoin Species 0.000 description 3
- 235000000126 Styrax benzoin Nutrition 0.000 description 3
- 235000008411 Sumatra benzointree Nutrition 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 229960002130 benzoin Drugs 0.000 description 3
- CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N butyl acrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C=C CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 235000019382 gum benzoic Nutrition 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- SQVSEQUIWOQWAH-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxy-3-(2-methylprop-2-enoyloxy)propane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC(O)CS(O)(=O)=O SQVSEQUIWOQWAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000945 Amylopectin Polymers 0.000 description 2
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HVVWZTWDBSEWIH-UHFFFAOYSA-N [2-(hydroxymethyl)-3-prop-2-enoyloxy-2-(prop-2-enoyloxymethyl)propyl] prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCC(CO)(COC(=O)C=C)COC(=O)C=C HVVWZTWDBSEWIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N dodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 239000007908 nanoemulsion Substances 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 229920001983 poloxamer Polymers 0.000 description 2
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 238000009281 ultraviolet germicidal irradiation Methods 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 4-bromo-1,1,1-trifluorobutane Chemical compound FC(F)(F)CCCBr DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004382 Amylase Substances 0.000 description 1
- 102000013142 Amylases Human genes 0.000 description 1
- 108010065511 Amylases Proteins 0.000 description 1
- 229920000856 Amylose Polymers 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JNFPXISXWCEVPL-UHFFFAOYSA-N OC(=O)C=C.OC(=O)C=C.OC(=O)C=C.CC(O)COC(C)COC(C)CO Chemical compound OC(=O)C=C.OC(=O)C=C.OC(=O)C=C.CC(O)COC(C)COC(C)CO JNFPXISXWCEVPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000331 Polyhydroxybutyrate Polymers 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000003905 agrochemical Substances 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 235000019418 amylase Nutrition 0.000 description 1
- 230000001588 bifunctional effect Effects 0.000 description 1
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008199 coating composition Substances 0.000 description 1
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 239000002537 cosmetic Substances 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 125000004386 diacrylate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- FFYWKOUKJFCBAM-UHFFFAOYSA-N ethenyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OC=C FFYWKOUKJFCBAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol dimethacrylate Substances CC(=C)C(=O)OCCOC(=O)C(C)=C STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HJUFTIJOISQSKQ-UHFFFAOYSA-N fenoxycarb Chemical compound C1=CC(OCCNC(=O)OCC)=CC=C1OC1=CC=CC=C1 HJUFTIJOISQSKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 125000002791 glucosyl group Chemical group C1([C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000000976 ink Substances 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 230000005923 long-lasting effect Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002088 nanocapsule Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000005015 poly(hydroxybutyrate) Substances 0.000 description 1
- -1 polyoxyethylene dodecyl ether Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- PNXMTCDJUBJHQJ-UHFFFAOYSA-N propyl prop-2-enoate Chemical compound CCCOC(=O)C=C PNXMTCDJUBJHQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- 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
-
- 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
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
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)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Foreliggende oppfinnelse omhandleren fremgangsmåte for å redusere koningen i en oljebrønn av et undergrunnsreservoar begrenset ved en aquifer som omfatter en injeksjonsfase av et mikro(nano)-strukturert fluid med kontrollert frigivelse av barrieresubstanser i nevnte aquifer med dannelsen aven ugjennomtrengelig barriere lokalisert ved olje/vann grenseflaten, kjennetegnet ved at nevnte fluid omfatter en vandig dispersjon av mikrokapsler sammensatt av en kjerne som omfatteren modifiserende substans av den absolutte permeabiliteten av bergformasjonen som inneholder nevnte reservoar, et beskyttende skall som er uløselig i vann som belegger nevnte kjerne. Foreliggende oppfinnelse omhandler også de oven nevnte mikrokapsler og en vandig dispersjon som omfatter de oven nevnte mikrokapsler som skal bli brukt i nevnte fremgangsmåte.
Description
Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte for å redusere koningen i oljebrønner ved hjelp av mikro(nano)strukturerte fluider som tilveiebringer den kontrollerte frigivelsen av barrieresubstanser.
Spesielt omhandler foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å begrense vannkoning i oljebrønner basert på in situ dannelsen av en barriere lokalisert ved olje/vann grenseflaten ved injeksjon til undergrunnen av de oven nevnte fluidene.
Foreliggende oppfinnelse omhandler også det oven nevnte mikro(nano)-strukturerte fluidet med kontrollert frigivelse av barrieresubstanser og mikrokapsler som inneholder de oven nevnte barrieresubstansene.
Dannelsen av vannkoning er et fenomen som interesserer ekstraksjonsakti-viteten av hydrokarboner (olje eller naturgass) fra undergrunnsreservoarer ved hjelp av oljebrønner.
Vannkoning er et fenomen knyttet til nærværet av en aquifer som avgrenser reservoaret enten under eller lateralt. Når ekstraksjons-strømningsraten for oljen overskrider en viss grenseverdi, på grunn av forsenkningen dannet ved ekstrak-sjonsaktiviteten, blir vannet i aquiferen trukket oppover i retningen av produksjons-lønnen (i henhold til en kon-formet profil) og blir utvunnet sammen med oljen. Ettersom produksjonen forløper, har mengden vann utvunnet sammen med oljen en tendens til å øke progressivt inntil den tar overtaket over mengden olje produsert.
Produksjonen av olje med høye mengder vann reduserer betydelig ekstraksjonseffektiviteten av oljen fra reservoaret, den øker de totale produksjonskostna-dene (også fordi den krever separasjonen av vannet fra oljen) og skaper til slutt problemet med vannavhending under sikkerhetsbetingelserfor miljøet.
Ulike løsninger til problemet med vannkoning har blitt foreslått i teknikkens stand.
En første løsning blir representert ved retningsboringen av brønner, dvs. boringen av ekstraksjonsbrønner som har trajektorier og kompletteringer spesifikt studert for å redusere koningsfenomener.
En andre løsning er representert ved dannelsen av permeabilitetsbarrierer for vann i den umiddelbare nærhet av brønnen ved injeksjoner inn i undergrunnen av kjemiske forbindelser som er i stand til å modifisere permeabilitetskarakteristikkene av bergformasjonen, redusere permeabiliteten av vann med hensyn til den av olje. Forbindelsene brukt for dette formålet er generelt polymerer, geler eller skum. Disse forbindelsene er kjent som relative permeabilitetsmodifikatorer.
Et eksempel på anvendelsen av denne teknikken er beskrevet i patentet US 3,965,986. Dette dokumentet beskriver en fremgangsmåte for å redusere vannkoning basert på reduksjonen av permeabiliteten for vann i utvalgte soner av et reservoar, og således bremse migreringen avvann mot produksjonsbrønnen. Reduksjonen i permeabiliteten blir oppnådd ved en første injeksjon av en vandig dispersjon av kolloidal silika, fulgt av en andre injeksjon av vann som inneholder en surfaktant, med dannelsen av en gel som reduserer permeabiliteten av den porø-se matriksen.
Et andre eksempel på en fremgangsmåte for å redusere vannkoning i et oljereservoar med en høy vannproduksjon er beskrevet i patentet US 5,062,483. Den beskrevne fremgangsmåten tilveiebringer injeksjonen på innsiden av reservoaret av en masse av ukondenserbar gass (slik som luft eller naturgass) gjennom en injeksjonsbrønn lokalisert nær ekstraksjonsbrønnen. Denne injeksjonen øker gassmetningen rundt ekstraksjonsbrønnen. I en påfølgende fase, tilveiebringer fremgangsmåten injeksjonen av en videre mengde av ukondenserbar gass gjennom ekstraksjonsbrønnen og starten av produksjon fra ekstraksjonsbrønnen.
Fremgangsmåtene for å redusere vannkoning beskrevet i teknikkens stand og basert på dannelsen av barrierer som er ugjennomtrengelige for vann har ulike ulemper.
For det første har de kjente metodene bare innesluttingseffekter i nærheten av ekstraksjonsbrønnen (innen en radius i størrelsesorden noen få meters avstand fra den), og tilveiebringer således ekstremt begrensede fordeler uttrykt i økning av den endelige oljeutvinningsfaktoren.
For det andre ser disse metodene for seg injeksjonen av kjemiske forbindelser på innsiden av berget som inneholder oljen med en høy risiko for å skade produksjonsbrønnen uopprettelig i tilfellet av feil i injeksjonsprosedyren, ettersom dette forekommer gjennom den samme brønnen.
Dessuten ville injeksjonen av kjemiske forbindelser inn i reservoaret i henhold til den kjente teknikken ikke skape, unntatt til en svært begrenset utstrekning, permeabilitetsbarrierer i presise soner av undergrunnen, spesielt hvor de ville være mest nødvendige eller effektive.
I betraktning av den oven nevnte teknikkens stand innen oljeindustrifeltet, er det en sterkt følt nødvendighet for å finne alternative, og muligens mer fordelaktige og effektive metoder for å motvirke virkningene av vannkoning.
Et formål ved foreliggende oppfinnelse er å overvinne ulempene avslørt i teknikkens stand.
En gjenstand ved foreliggende oppfinnelse omhandler derfor en fremgangsmåte for å redusere koning i en oljebrønn av et undergrunnsreservoar begrenset ved en aquifer som omfatter en injeksjonsfase av et mikro(nano)-strukturert fluid som tilveiebringer en kontrollert frigivelse av barrieresubstanser i nevnte aquifer med dannelsen av en ugjennomtrengelig barriere lokalisert ved olje/vann grenseflaten, kjennetegnet ved at nevnte fluid omfatter en vandig dispersjon av mikrokapsler sammensatt av
- en kjerne som omfatter en modifiserende substans av den absolutte permeabiliteten av bergformasjonen som inneholder nevnte reservoar, - et beskyttende skall som er uløselig i vann som belegger nevnte kjerne. En andre gjenstand ved foreliggende oppfinnelse omhandler en mikrokapsel som består av - en kjerne som omfatter en modifiserende substans av den absolutte permeabiliteten av bergformasjonen av et oljereservoar, - et beskyttende skall som er uløselig i vann som belegger nevnte kjerne.
Ytterligere gjenstander ved foreliggende oppfinnelse omhandler et mikro(nano)-strukturert fluid som omfatter en vandig dispersjon av de oven nevnte mikrokapsler og anvendelsen derav i den oven nevnte fremgangsmåten for å redusere koning i oljebrønner.
For en bedre forståelse av karakteristikkene ved foreliggende oppfinnelse, vil det refereres til den vedlagte figur 1, som indikerer de kumulative oljeproduksjonskurvene (P) fra en brønn versus varigheten av produksjonen, simulert ved anvendelsen av en matematisk modell.
Fremgangsmåten, gjenstand ved foreliggende oppfinnelse, tillater en økning i produktiviteten av en produksjonsbrønn og også i utvinningseffektiviteten av hydrokarbonfluider, både flytende (olje) og gassformig (naturgass), fra reservoaret, som forhindrer forekomsten eller betydelig reduserer dannelsen av vannkonings-fenomener.
I den følgende beskrivelsen, vil det refereres til anvendelsen av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse for ekstraksjonen av olje fra et undergrunnsreservoar. Foreliggende oppfinnelse kan imidlertid også bli anvendt, med de samme fordeler, til tilfellet av et naturgassreservoar.
En gjenstand ved foreliggende oppfinnelse omhandler derfor også fremgangsmåten tidligere beskrevet for å redusere koning i en naturgassproduksjons-brønn.
Fremgangsmåten er basert på in situ dannelsen av en permeabilitetsbarriere lokalisert ved grenseflaten mellom hydrokarbonfluidet og vann. Barrieren forhindrer eller minst bremser bevegelsen av vannet som foreligger i reservoaret mot produksjonsbrønnen, og forsinker eller forhindrer forekomsten av vannkoning.
Permeabilitetsbarrieren som kan bli oppnådd med fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan ha en betydelig utstrekning, så langt som å oppta et areal som strekker seg i en radius på ulike titalls meter fra produksjonsbrønnen. Takket være denne utstrekningen, svekker barrieren uønskede effekter av koning mye mer effektivt enn fremgangsmåtene ifølge den kjente teknikken. I de mest gunstige tilfeller, kan virksomheten av barrieren være slik at den fullstendig forhindrer forekomsten av koningsfenomener.
Fremgangsmåten, gjenstand ved foreliggende oppfinnelse, har også forde-len ved å være anvendbar enten før en begynner utnyttelsen av reservoaret, dvs. før "start av produksjonen" av ekstraksjonsbrønnen, eller etter at utnyttelsen alle-rede har blitt startet.
I henhold til foreliggende oppfinnelse, blir permeabilitetsbarrieren oppnådd
in situ ved injeksjonen inn i aquiferen av en vandig dispersjon som inneholder mikrokapsler som tilveiebringer den kontrollerte frigivelsen av barrieresubstanser, dvs. substanser som kan modifisere den absolutte permeabiliteten av et reservoar ved å danne, in situ, en barriere for vann som strømmer mot produksjonsbrønnene.
Eksempler på barrierer som kan bli dannet ved anvendelse av permeabilitetsmodifiserende substanser er barrierer dannet av uorganiske geler og organiske geler (også kalt polymergeler). Blant barrierer dannet av uorganiske geler, er de oppnådd ved geleringen av barrieresubstanser så som metall-alkoksid forbindelser, spesielt alkoksy-silaner (Si-alkoksider), spesielt effektiv.
Blant barrierene dannet av organisk gel, er de i polyakrylamidgel, oppnådd ved kopolymeriseringen av barrieresubstanser så som akrylamid og N,N'-metylen- bis-akrylamid, og de dannet av stivelse-baserte geler, oppnådd ved geleringen av stivelse (barrieresubstans) i vann, spesielt foretrukket.
Det mikro(nano)strukturerte fluidet som tilveiebringer kontrollert frigivelse av barrieresubstanser, gjenstand ved foreliggende oppfinnelse, består av en vandig dispersjon av mikrokapsler som inneholder en permeabilitetsmodifiserende substans.
Med én gang de har blitt injisert inn i undergrunnen, migrerer mikrokapslene inneholdt i fluidet i aquiferen mot vann/olje grenseflaten av reservoaret, hvor de kan frigi innholdene av deres kjerne. Derfor produserer barrieresubstansen, frigitt i henhold til ulike mulig fysiske eller kjemiske mekanismer, in situ substanser som er i stand til å modifisere permeabilitetskarakteristikkene av bergformasjonen (permeabilitetsmodifikatorer) takket være tilstoppingen av de porøse intergranulæ-re rommene.
Mikrokapslene består av en kjerne, som inneholder barrieresubstansen, og et beleggingsskall dannet av et materiale hovedsakelig uløselig i vann. Beleggingsskallet dekker hele overflaten av kjernen.
Mikrokapslene har hovedsakelig en sfærisk fasong og en diameter innen området 0,01-30 um.
Materialet som danner beleggingsskallet har kjemiske og fysiske karakteristikker som er slik for å beskytte innholdene i kjernen mens mikrokapslene er i vandig dispersjon og i løpet av deres injeksjon inn i aquiferen. Som et resultat av denne beskyttelsen, kan mikrokapslene passere gjennom aquiferen uendret så langt som inntil olje/vann grenseflaten, hvor de frigir barrieresubstansen inneholdt i kjernen og danner en ugjennomtrengelig barriere in situ.
Modusene og frigivelsestiden for innholdene i kjernen ved olje/vann grenseflaten kan bli kontrollert ved å passende velge materialet som setter sammen skallet av mikrokapslene med hensyn til karakteristikkene i reservoaret. Frigivelsestiden avhenger også av tykkelsen av det beskyttende skallet og temperaturen som mikrokapslene blir eksponert ved.
I en første foretrukket utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, blir innholdene i kjernen frigitt på en kontrollert måte ved oppløsning av det beskyttende skallet av mikrokapslene når det er i kontakt med oljefasen ved olje/vann grenseflaten. For dette formålet, er skallet dannet av et oljeløselig materiale.
I en andre foretrukket utførelsesform blir innholdene i kjernen frigitt på en kontrollert måte ved den termiske dekomponeringen av det beskyttende skallet av mikrokapslene nær olje/vann grenseflaten. For dette formålet, blir skallet dannet ved et termisk nedbrytbart materiale under de spesifikke temperaturbetingelsene av reservoaret.
I en tredje foretrukket utførelsesform, blir innholdene i kjernen frigitt på en kontrollert måte nær olje/vann grenseflaten ved diffusjon gjennom det beskyttende skallet. For dette formålet, blir skallet dannet av et materiale som er permeabelt overfor barrieresubstansen inneholdt i kjernen; med én gang mikrokapselen har nådd olje/vann grenseflaten, diffunderer barrieresubstansen gjennom skallet ved en kontrollert rate.
Ved passende å variere den kjemiske sammensetningen av skallet, er det derfor mulig nøyaktig å kontrollere både frigivelsespunktet av barrieresubstansene innen reservoaret og også dannelsesraten for selve barrieren. Dannelsesraten for barrieren avhenger også av typen av det kjemiske eller fysiske fenomenet som fører til dannelsen av barrieren (polymerisering, svelling).
For å muliggjøre at mikrokapslene når olje/vann grenseflaten uendret, må materialet som skallet av mikrokapslene er sammensatt av være uløselig i vann. Uløselig materiale betyr et materiale som haren tilstrekkelig lav oppløsningsrate i vann (under de spesifikke temperatur- og trykkbetingelser av aquiferen) til å ga-rantere at mikrokapslene kan nå olje/vann grenseflaten nesten uendret.
Materialet som skallet er sammensatt av kan være valgt fra en lang rekke polymere materialer kjent i teknikkens stand. Eksempler på polymere materialer er: polyetylenglykol, polyakrylat, polymetakrylat, polystyren, cellulose, polylaktat, poly(melkesyre-ko-glykol) kopolymer.
Anvendelsen av mono- og multi-funksjonelle akryliske harpikser polymeri-serbare ved hjelp av UV bestrålinger, er spesielt foretrukket. Monofunksjonelle akryliske harpikser er harpikser basert på mono-umettede akryliske monomerer, så som, for eksempel, estere og amider av akryl- og metakrylsyre, spesielt metyl-metakrylat. Multifunksjonelle akryliske harpikser i henhold til foreliggende oppfinnelse er kryssbindbare harpikser som omfatter multifunksjonelle akryliske monomerer så som polyumettede akryliske forbindelser så som etylenglykoldimetakry-lat, eller vinylmetakrylat. | henhold til det som er generelt kjent innen faget, omfat ter multifunksjonelle akryliske harpikser en blanding av både monofunksjonelle og multifunksjonelle akryliske monomerer.
Anvendelsen av monofunksjonelle akryliske harpikser tillater at det blir oppnådd termoplastiske beleggingsskall, som er uløselige i vann og løselige i oljefasen. Innholdene i kjernen av disse mikrokapslene blir frigitt ved olje/vann grenseflaten ved oppløsning av skallet etter kontakt med oljen.
Ved anvendelse av multifunksjonelle akryliske harpikser, på den andre siden, blir det oppnådd stive skall, som er uløselige i både vann og olje, på grunn av den høye kryssbindingsgraden som kan bli oppnådd med polymeriseringen av disse harpiksene. I dette tilfellet blir innholdene i kjernen frigitt ved olje/vann grenseflaten ved diffusjon gjennom det polymere materialet av skallet. Diffusjonsraten kan bli kontrollert ved å variere tykkelsen av skallet. Diffusjonsraten avhenger også av diffusjonskoeffisienten av kjernematerialet gjennom skallmaterialet.
Valget av absolutt permeabilitetsmodifiserende substans varierer avhengig av typen barriere som skal bli oppnådd.
For å danne en ugjennomtrengelig barriere som består av en uorganisk gel, for eksempel, kan kjernen bestå av en forbindelse som tilhører gruppen organo-metalliske forbindelser, spesielt metall-alkoksider, hvori metallet, for eksempel er Si, Al, Ti og Zr. Metall-alkoksid forbindelsen er fortrinnsvis et alkoksy-silan, mer foretrukket en forbindelse valgt fra gruppen som består av tetrametylortosilan (TMOS), tetraetylortosilan (TEOS), trimetylmetoksysilan (TMMS), metyltrimetoksysilan (MTMS) og metyltrietoksysilan (MTES).
En spesielt foretrukket alkoksy-silan forbindelse er TMOS, som er uløselig i vann og lite løselig i olje.
De ovennevnte metall-alkoksid-forbindelsene, når de er i kontakt med vannet som foreligger ved olje/vann grenseflaten, blir transformert til en gel i henhold til reaksjonsmekanismen kjent som "sol-gel" prosessen. Den dannede uorganiske gelen modifiserer permeabiliteten av bergformasjonen, og reduserer således ko-ningsfenomenet.
Egenskapene av uorganiske geler (for eksempel, stivheten) og raten av deres dannelsesprosess (gelering) avhenger av ulike parametere så som naturen av barrieresubstansen, temperatur av geleringsprosessen, vannsaliniteten, pH-verdien.
For å kontrollere og/eller favorisere geleringsprosessen, kan kjernen også inneholde katalysatorer eller andre additiver typisk brukt i geleringssystemer og kjent innen faget, så som surfaktanter, stabilisatorer, skumdempere og pH-buffere.
For å oppnå en ugjennomtrengelig barriere som består av en organisk polymer gel, må en monomer og/eller pre-polymer reagere ved olje/vann grenseflaten med et kryssbindingsmiddel.
For dette formålet, ser fremgangsmåten, gjenstand ved foreliggende oppfinnelse, for seg injeksjonen til aquiferen, av en vandig dispersjon som omfatter mikrokapsler som har en kjerne som består av én eller flere monomerer og/eller pre-polymerer (monomer-mikrokapsler) og mikrokapsler som har en kjerne som består av et kryssbindingsmiddel (kryssbindings-mikrokapsler).
Monomer-mikrokapslene og kryssbindings-mikrokapslene kan bli injisert inn i aquiferen samtidig i den samme vandige dispersjonen.
Alternativt kan injeksjonsfasen se for seg en første injeksjon av en første dispersjon som omfatter monomer-mikrokapslene og en andre injeksjon av en andre dispersjon som omfatter kryssbindings-mikrokapslene. De to vandige dis-persjonene kan bli injisert inn i aquiferen i en hvilken som helst rekkefølge.
Monomerer og/eller pre-polymerer egnet for formålene ved foreliggende oppfinnelse er for eksempel akrylamid, N,N'-metylen-bis-akrylamid og delvis hydrolyser! polyakrylamid.
Kryssbindingsmidlene (også kalt polymeriseringsinitiatorer) består generelt av metalliske forbindelser, spesielt Cr eller Al forbindelser, organiske forbindelser, for eksempel aldehyder (glutaraldehyd, formaldehyd), fenol, o-aminobenzosyre, m-aminofenol, fenylacetat og furfurylalkohol.
Med én gang monomer-mikrokapslene og kryssbindings-mikrokapslene har nådd vann/olje grenseflaten, frigir hver av dem bestanddelen av kjernen og initie-rer polymeriseringen, som danner den polymere gelen, og virker som en ugjennomtrengelig barriere, spesielt effektiv for å begrense eller blokkere strømningen av vann mot produksjonsbrønnene.
I en foretrukket utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, blir in situ dannelsen av en barriere av polymer gel oppnådd ved å drive til olje/vann grenseflaten: monomer-mikrokapsler som har en kjerne av akrylamidmonomer, monomer-mikrokapsler som har en kjerne av N,N'-metylen-bis-
akrylamid,
kryssbindings-mikrokapsler som har en kjerne av ammoniumpersulfat og tetrametyletylendiamin (TEMED). Ammoniumpersulfatet og TEMED virker som polymeriseringsinitiatorer.
De oven nevnte mikrokapslene har et beleggingsskall løselig i olje, fortrinnsvis et beleggingsskall dannet av polyakrylat.
Med én gang kjernen av hver av mikrokapseltypene over er frigitt ved olje/vann grenseflaten, starter polymerisasjonsreaksjonen, og fører til dannelsen av en polyakrylamidgel.
I en videre foretrukket utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, består kjernen av mikrokapslene av stivelse. Begrepet "stivelse" betyr et polysakkarid som består av en glukoseenhet bundet til en annen enhet ved hjelp av a(1-4)-glykosidbindinger, karakteristisk for amylose, og a(1-6)-glykosidbindinger, karakteristisk for amylopektin.
Stivelse er uløselig i vann ved romtemperatur, mens det gelerer innen et temperaturområde på 60-80 °C. Etter kontakt med vannfasen ved vann/olje grenseflaten, taper stivelsen sin opprinnelige krystallinske struktur og vannmolekylene binder seg ved hydrogenbindinger til de eksponerte hydroksylgruppene av amyla-se- og amylopektinenhetene, og forårsaker en svelling av granulene. Ettersom stivelse er en polymer av et naturlig opphav, har dens anvendelse i fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse som barrieresubstans den spesielle fordel av å ikke frigi substanser som er potensielt farlige for miljøet inn i undergrunnen.
Mikrokapslene som har en kjerne som omfatter stivelse er fortrinnsvis dekket ved et beskyttende skall dannet av et materiale løselig i olje, mer foretrukket et skall dannet av polyakrylat.
I en videre foretrukket utførelsesform, har mikrokapslene en TMOS kjerne dekket med et olje-løselig polymert skall, fortrinnsvis et skall dannet av polyakrylat.
Mikrokapslene blir fremstilt i henhold til innkapslingsprosesser kjent i teknikkens stand. Innkapslingsteknikken er brukt i teknikkens stand for fremstillingen av mikro- eller nano-kapslerfor den kontrollerte frigivelsen av aktive prinsipper for anvendelser i det famasøytiske, kosmetiske, agrokjemiske feltet eller i industrien av beleggingssammensetninger (maling, blekk, etc).
For fremstillingen av mikrokapslene ifølge foreliggende oppfinnelse, kan innkapslingen av barrieresubstansene kreve en fremstillingsfase av olje-i-vann mikro- eller nano-emulsjoner eller vann-i-olje-i-vann mikro- eller nano-emulsjoner som inneholder barrieresubstansene og/eller forbindelser som er nødvendige for dannelsen av skallet av mikrokapslene, fulgt av en separasjonsfase av mikrokapslene fra de respektive emulsjonene.
I tilfellet av forstadier som er uløselig i vann, så som stivelse, kan for eksempel mikrokapslene bli oppnådd ved emulsjonspolymerisering ved å starte fra en dispersjon av stivelse i monomeren (organisk fase) av materialet som vil danne skallet. Denne dispersjonen blir tilsatt til en vandig fase som kan inneholde emul-sjonsstabilisatorer, for eksempel amfifile surfaktanter, så som polyhydroksybutyrat, polyoksyetylen dodekyleter, natrium dodekylsulfat og poloksamererer, så som poly(etylenoksid-b-propylenoksid) kopolymer (kjent med varemerket Pluronic®).
Den organiske fasen kan bestå av monomeren alene eller en løsning av monomeren i egnede organiske løsemidler.
Blandingen blir utført ved å tilsette den organiske fasen til den vandige fasen, holdt under konstant omrøring. En olje-i-vann emulsjon blir oppnådd fra blanding, som består av bittesmå dråper av organisk fase dispergert i den vandige fasen. Konsentrasjonen og størrelsen av dråpene kan bli kontrollert ved å variere sammensetningen og konsentrasjonen av komponentene i emulsjonen.
Etter emulsjonspolymerisering, blir dråpene så separert fra den vandige fasen i form av mikrokapsler ved sentrifugering og så vasket med vann og tørket, for eksempel ved hjelp avfryse-tørkebehandling. Separasjonen av mikrokapslene fra emulsjonen kan også bli oppnådd ved sedimentering.
Ved slutten av tørking, kan mikrokapslene bli brukt for fremstillingen av fluidet (vandig dispersjon) som skal bli injisert i undergrunnen.
I tilfellet av vann-løselige forstadier, for eksempel akrylamid og N,N'-metylen-bis-akrylamid, kan innkapslingen bli oppnådd ved fremstilling av en vann-i-olje-i-vann emulsjon av hver av forbindelsene over.
Vann-i-olje-i-vann emulsjonen kan bli fremstilt ved å dryppe en vandig løs-ning av barrieresubstansene i en kontinuerlig organisk fase, holdt under omrøring, som inneholder emulsjon-stabilisator forbindelser (for eksempel, av den samme typen som de beskrevet i tilfellet av innkapslingen av vann-uløselige forstadier).
Vann-i-olje emulsjonen oppnådd slik blir så i sin tur blandet med en kontinuerlig vandig fase, holdt under omrøring, som inneholder forstadiet av materialet av skallet av mikrokapslene (for eksempel butylakrylat eller propylakrylat), og så ledes oppnå vann-i-olje-i-vann emulsjonen. Etter emulsjonspolymerisering, blir mikrokapslene separert ved sentrifugering, vasket med vann og underkastet tør-king, for eksempel ved hjelp av fryse-tørking.
Konsentrasjonen i den vandige fasen eller organiske fasen av barrieresubstansen som danner kjernen av mikrokapslene varierer typisk innen området 0,1-50 vekt-% med hensyn til totalvekten av fasen.
Konsentrasjonen i den vandige fasen eller organiske fasen av substansen brukt for å danne skallet av mikrokapslene varierer innen området 0,01-25 % med hensyn til totalvekten av fasen.
Konsentrasjonen av emulsjonsstabilisatorene i den vandige eller organiske fasen varierer innen området 0,01-1% med hensyn til totalvekten av fasen.
Mikrokapslene som inneholder et stivt skall av akrylisk harpiks kan bli fremstilt, som tidligere beskrevet, ved hjelp av emulsjonspolymeriseringsteknikken, ved anvendelse av, i dette tilfellet, en minst bifunksjonell akrylisk harpiks.
Barrieresubstansen (for eksempel TMOS) blir blandet med en løsning i et organisk løsemiddel som inneholder en akrylisk harpiks (for eksempel, en epoksy-akrylisk harpiks) og et egnet kryssbindingsmiddel (foreksempel, et foto-initiator). Foretrukne kryssbindingsmidler er pentaerytritol triakrylat (PETA), bis-fenol-A epoksy-diakrylat og tri-propylenglykol triakrylat.
Løsningen kan også inneholde en amfifil surfaktant, for eksempel 3-metakryloyloksy-2-hydroksy-propan-sulfonat.
Emulsjonen blir så eksponert for UV stråling. Som et resultat av UV bestrå-lingen, polymeriserer den akryliske harpiksen som foreligger rundt dråpene av barrieresubstans, og danner et stivt skall av akrylisk polymer.
Innkapslingsteknikkene beskrevet over kan bli utøvet med utstyr kjent i teknikkens stand.
De kjemiske substansene som kan bli brukt for fremstillingen av mikrokapslene er kjent i teknikkens stand og er tilgjengelige på markedet.
For formålene ved foreliggende oppfinnelse, blir mikrokapslene brukt for å fremstille et mikro(nano) strukturert fluid med kontrollert frigivelse av barrieresubstanser som skal bli injisert inn i undergrunnen.
Fluidet blir fremstilt i form av en vandig dispersjon av mikrokapslene.
Fluidet blir fremstilt i konsentrert form og fortynnet med vann inntil en tilfredsstillende viskositet er oppnådd for dets injeksjon inn i aquiferen. Viskositeten av fluidet er generelt sammenlignbar med den av vann eller litt høyere og varierer innen området 0,4-2 cP.
Mengden barrieresubstans og, derfor, av mikro(nano)strukturert fluid som skal bli injisert, varierer avhengig ikke bare av de ønskede karakteristikkene for permeabilitetsbarrieren, men også av de andre karakteristikkene av reservoaret og aquiferen (for eksempel, geometri av reservoaret og aquiferen, karakteristikker av brønnen som injeksjonen og den påfølgende produksjonen av olje forekommer gjennom, permeabilitet av bergformasjonen, temperatur, viskositet av hydrokarbonfluidet, vannsalinitet, etc).
Injeksjonen av det mikro(nano)strukturerte fluidet til aquiferen blir gjort ved anvendelse av utstyr og teknikker kjent i teknikkens stand innen oljeutvinningsin-dustrifeltet.
Injeksjonene av det mikro(nano)strukturerte fluidet kan bli gjentatt inntil plasseringen og dannelsen av en permeabilitetsbarriere som har de ønskede di-mensjoner blir oppnådd.
Fluidet blir generelt injisert i en slik mengde at permeabilitetsbarrieren kan strekke seg i en radius som varierer fra noen få meter til flere titalls meter. Dessuten blir det mikro(nano)strukturerte behandlingsfluidet injisert til undergrunnen i en slik mengde at permeabilitetsbarrieren har en tykkelse på noen få centimeter.
Injeksjonsstrategien må bli spesifikt verifisert i forhold til de geometriske karakteristikkene av brønn-reservoar-aquifer systemet og petrofysiske egenskaper (spesielt, permeabilitet) av berget som inneholder reservoaret og av aquiferen. Injeksjonen av det mikro(nano)strukturerte fluidet, som kan vare i opp til noen få uker, blir fortrinnsvis fulgt av injeksjonen av vann i en tidsperiode i størrelsesorden en måned. Vannet injisert etter det mikro(nano)strukturerte fluidet har det formål å presse mikro(nano)partiklene bort fra injeksjonsbrønnen, og følgelig maksimere utstrekningen av barrieren ved olje/vann grenseflaten for en viss mengde av injisert barrieresubstans.
Injeksjonen av fluidet blir fortrinnsvis gjort ved økende strømningsrater. Denne injeksjonsstrategien tillater faktisk at det mikro(nano)strukturerte fluidet blir mer enhetlig distribuert ved vann/olje grenseflaten, og maksimerer således utstrekningen av barrieren for en viss mengde injiserte barrieresubstanser, eller tillater ellers å begrense mengden av barrieresubstanser som skal bli injisert, for å oppnå en barriere som har den samme utstrekningen, med hensyn til drift med mer eller mindre konstante strømningsrater.
Fremgangsmåten, gjenstand ved foreliggende oppfinnelse, kan bli anvendt på reservoarer av hydrokarbonfluider som har forskjellige geologiske karakteristikker. Eksperimentelle bestemmelser, selv om en anvender matematiske modeller som er i stand til å simulere virkningene av en permeabilitetsbarriere oppnådd med fremgangsmåten, gjenstand ved foreliggende oppfinnelse, har avslørt at fremgangsmåten over gir de beste resultatene når aquiferen har begrensede tyk-kelser. Spesielt sørger den foreslåtte fremgangsmåten for at de beste resultatene blir oppnådd i lav-viskositet (lik eller lavere enn 1 cP) oljereservoarer, eller medi-um-viskositet (flere cP) oljereservoarer, med en relativt liten tykkelse av aquiferen (som fortrinnsvis spenner fra 2 til 10 m, normalt i størrelsesorden 5 m), mens en høy bergpermeabilitet ikke er nødvendig (en permeabilitet i størrelsesorden ett hundre mD er tilstrekkelig).
Permeabilitetsbarrieren kan være i stand til å forhindre eller i ethvert tilfelle redusere virkningene av koningsfenomener i en begrenset tidsperiode. Med tid, ettersom ekstraksjonsprosessen forløper, kan faktisk olje/vann kontaktnivået stige og vannet kan strømme over permeabilitetsbarrieren. Tiden nødvendig for forekomsten av dette fenomenet avhenger av geometrien av reservoaret og aquiferen og også av styrken av aquiferen. Ved å anvende fremgangsmåten, gjenstand ved foreliggende oppfinnelse, kan imidlertid olje bli produsert i mer eller mindre langva-rige perioder (i størrelsesorden måneder) med en redusert eller null produksjon av vann, og forbedrer signifikant den totale ekstraksjonseffektiviteten.
Med én gang virkningen av det å posisjonere en første permeabilitetsbarriere har forsvunnet, kan fremgangsmåten også bli anvendt igjen, én gang eller flere ganger, for å danne nye permeabilitetsbarrierer. En ekspert innen feltet kan muligens bevirke tilfredsstillende verifikasjoner, ved å anvende kjente teknikker egnet for formålet, for å bestemme tilstrekkelig på forhånd, den begynnende forekomsten av nye koningsfenomener.
De følgende utførelsesformeksemplene er tilveiebrakt for rent illustrerende formål av foreliggende oppfinnelse og skulle på ingen måte bli betraktet som be-grensende for beskyttelsesomfanget definert ved de vedlagte kravene.
EKSEMPEL 1
Mikrokapsler som har en kjerne som inneholder substanser som er i stand til å danne, in situ, en barriere av polyakrylamidgel og et polyakrylatskall ble fremstilt som følger.
Tre separate løsninger i kloroform ble fremstilt, som inneholder henholdsvis 20 vekt-% akrylamid, 15 vekt-% N,N'-metylen-bis-akrylamid og 2 vekt-% ammoniumpersulfat og TEMED, som radikalinitiator (sistnevnte prosentandel refererer til summen av ammoniumpersulfat og TEMED).
Hver organiske løsning ble så dryppet til en vandig løsning, holdt under konstant omrøring, som inneholder 10 vekt-% butylakrylat, 0,5 vekt-% natrium dodekylsulfat som amfifil surfaktant og 1 vekt-% radikal foto-initiator av benzointypen.
Hver av emulsjonene oppnådd slik ble underkastet emulsjonspolymerisering ved bestråling med en UV lampe i en inert atmosfære.
Mikrokapslene oppnådd ved slutten av polymeriseringen ble sentrifugert for å separere dem fra væsken. Etter å ha blitt vasket med vann, ble mikrokapslene så tørket ved hjelp av fryse-tørking ved et trykk lavere enn 0,1 mbar og en temperatur nær -50 °C.
EKSEMPEL 2
Mikrokapsler som har en kjerne som inneholder stivelse og et polyakrylatskall ble fremstilt ved å følge prosedyren beskrevet i Eksempel 1.
Den organiske fasen består av en suspensjon som inneholder 30 vekt-% stivelse i en løsning av etanol som inneholder 15 vekt-% butylakrylat, 0,5 vekt-% natrium dodekylsulfat som amfifil surfaktant og 1 vekt-% radikal foto-initiator av benzointypen.
Den organiske fasen ble dryppet, under omrøring, til en vandig løsning som inneholder 0,5 vekt-% natrium dodekylsulfat som amfifil surfaktant (vandig fase).
Emulsjonen ble så bestrålt med en ultrafiolett kilde i en inert atmosfære inntil fullstendig polymerisering av skallet av mikrokapslene.
Mikrokapslene oppnådd ved slutten av polymeriseringen ble sentrifugert for å separere dem fra væsken. Etter vasking med vann, ble mikrokapslene så tørket i en ovn ved 40 °C.
EKSEMPEL 3
Mikrokapsler som har en kjerne som inneholder tetrametylortosilan (TMOS) og et skall av akrylisk polymer ble fremstilt med den følgende emulsjonspolymeri-seringsprosedyren.
En emulsjon i dodekan ble fremstilt, som inneholder:
15 vekt-% TMOS; 15 vekt-% epoksy-akrylisk harpiks;
0,5 vekt-% 3-metakryloyloksy-2-hydroksy-propan-sulfonat;
1 vekt-% radikal foto-initiator av benzointypen
(prosentandeler refererer til totalvekten av emulsjonen).
Emulsjonen ble så underkastet UV stråling inntil fullstendig polymerisering av skallet av mikrokapslene. Mikrokapslene ble separert ved sentrifugering, vasket og tørket ved hjelp av fryse-tørking ved et trykk lavere enn 0,1 mbar og en temperatur nær -50 °C.
EKSEMPEL 4
In situ dannelsen og effektiviteten av en absolutt permeabilitetsbarriere po-sisjonert ved olje/vann grenseflaten av et hypotetisk oljereservoar utsatt for vannkoning ble simulert ved hjelp av en matematisk modell.
Variasjonen på grunn av barrieren, i utvinningsfaktoren (RF) av to typer olje (en middels olje og en lett olje) med hensyn til tilfellet hvor barrieren var fraværen-de, ble estimert ved hjelp av simuleringsprogrammet kalt "ECLIPSE Black Oil"
(produsert ved Schlumberger).
Utvinningsfaktoren RF er forholdet mellom mengden olje som blir estimert å bli produsert og mengden olje som opprinnelig var til stede i reservoaret.
Et reservoar lokalisert ved en dybde på 2.000 m, med et innledende trykk på 207 bar (3.000 psi) og en temperatur på 70 °C, ble simulert med en matematisk modell som har radial geometri. Dessuten ble en konstant oljekolonne på 5 m betraktet, mens tykkelsen av aquiferen ble antatt innen området 2-26 m.
Den 3D dynamiske modellen brukt for kalkulasjonene bestod av 50 celler i den radiale retningen og 2 celler i retning 9. Den vertikale dimensjonen var varia-bel avhengig av tykkelsen av aquiferen.
For simuleringen av virkningene av barrieren på RF parameteren, ble gra-den av reduksjonen i den absolutte permeabiliteten av reservoaret korrelert med konsentrasjonen av barrieresubstansen, og etablerer en grense-konsentrasjon for barrieresubstansen og en grense-oljemetningsverdi.
De følgende petrofysiske karakteristikker av reservoaret ble antatt for simuleringen:
porøsitet av reservoaret lik 20 %,
bergkompressibilitet lik 4-10"<6>psi"<1>.
Den absolutte permeabiliteten av bergformasjonen ble variert i simuleringene, ved å anta de følgende horisontale absolutte permeabilitetsverdier: 50 mD, 100 mD, 200 mD og 500 mD. Totale isotropiske betingelser ble antatt, ettersom disse representerer den mest kritiske situasjonen for vannkoningsdannelse.
Parameterene som karakteriserer reservoaroljen er indikert i Tabell 1.
For aquiferen ble det antatt en vanntetthet lik 1.000 kg/m<3>, en formasjons-volumetrisk faktor på 1,03 bblr/bblsT(1 bbl = 158,987 I) og en vannviskositetsverdi lik 0,5 cP.
For simuleringen av injeksjonen av fluidet som inneholder mikrokapslene, ble det brukt "Polymers" alternativet av kalkulasjonsprogrammet, som muliggjør simuleringen av et polymert fluid i vandig fase. Viskositeten av fluidet ble betraktet lik, dobbelt eller firedobbelt med hensyn til den for vannet. Tettheten av polymeren ble antatt som å være lik 1.000 kg/m<3>.
Dannelsesprosessen for barrieren etter frigivelse av innholdene av mikrokapslene ved vann/olje grenseflaten ble simulert ved å oppdatere verdiene av re-servoarparameterene i hver celle i henhold til variasjonen i konsentrasjonen av barrieresubstansen kalkulert ved programmet. Oppdateringen av verdiene av re-servoarparameterene ble oppnådd ved hjelp av en automatisk prosessering av utgangsdataene av ECLIPSE programmet, ved anvendelse av et andre prosesse-ringsprogram, utviklet med hensikt. Dette andre programmet verifiserer når kon-sentrasjonsverdien kalkulert i hver celle overskrider den etablerte grenseverdien; når denne betingelsen blir oppfylt, kalkulerer det andre programmet en ny absolutt permeabilitetsverdi for cellen ved å multiplisere permeabilitetsverdien med en re-duksjonsfaktor som avhenger av forholdet etablert mellom grense og faktiske kon-sentrasjoner av polymeren og oljemetningen.
Kalkulasjonen av simuleringsprogrammet ble fortsatt inntil en kontinuitiv produksjon av olje fra ekstraksjonsbrønnen ble simulert i ett år.
Ved anvendelse av kalkulasjonsmodellen beskrevet over, var det mulig å
evaluere effektiviteten av en permeabilitetsbarriere uttrykt i økning i utvinningsfaktoren og reduksjon i vannproduksjon med hensyn til referansescenariet (fravær av barrieren) for ulike kombinasjoner av tykkelse av aquiferen, absolutt permeabilitet, varighet av injeksjonen og oljeviskositet.
Resultatene av simuleringen ved hjelp av den matematiske modellen viser at in situ dannelsen av en permeabilitetsbarriere ved olje/vann grenseflaten tillater en økning i utvinningsfaktoren (RF) i hvert hypotetiske scenario. Virksomheten av foreliggende oppfinnelse kan bli observert i figur 1, som tilveiebringer de kumulative oljeproduksjonskurvene (P) som en funksjon av varigheten av den simulerte produksjonen (t).
I figur 1 refererer kurvene med en kontinuerlig linje "a" og "c" til simuleringene av oljeproduksjon i nærvær av en permeabilitetsbarriere ved grenseflaten, som førte til henholdsvis den lavere (verste tilfelle) og høyere (beste tilfelle), uttrykt ved økning i utvinningsfaktoren. De stiplede linjene "b" og "d", representerer på den andre siden kurvene av referansesimuleringene (oljeproduksjoner uten barrieren) tilsvarende henholdsvis kurvene "a" og "c". Resultatene av simuleringene av de to tilfellene er oppsummert i Tabell 2.
Dataene i Tabell 2 viser at også under mindre gunstige betingelser (verste tilfelle) er permeabilitetsbarrieren ved grenseflaten effektiv for å bremse produksjonen av vann på grunn av vannkoning. Dessuten øker oljeutvinningsfaktoren, under egnede betingelser (beste tilfelle), signifikant innen en svært kort tidsperiode (1 år).
Resultatene av simuleringen viser at fremgangsmåten, gjenstand ved foreliggende oppfinnelse, kan bli anvendt effektivt for reservoarer selv med ekstremt forskjellige petrofysiske karakteristikker og oljeegenskaper.
Claims (18)
1. Fremgangsmåte for å redusere koningen i en oljebrønn av et undergrunnsreservoar begrenset ved en aquifer, som omfatter en injeksjonsfase av et mikro-(nano)strukturert fluid med kontrollert frigivelse av barrieresubstanser i nevnte aquifer med dannelsen av en ugjennomtrengelig barriere ved olje/vann grenseflaten,karakterisert vedat nevnte fluid omfatter en vandig dispersjon av mikrokapsler sammensatt av: - en kjerne som omfatter en modifiserende substans av den absolutte permeabiliteten av bergformasjonen som inneholder nevnte reservoar, - et beskyttende skall som er uløselig i vann som belegger nevnte kjerne.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori innholdene i nevnte kjerne blir frigitt på en kontrollert måte ved oppløsningen av nevnte beskyttende skall satt i kontakt med oljefasen av nevnte olje/vann grenseflate.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori innholdene i nevnte kjerne blir frigitt på en kontrollert måte ved den termiske dekomponeringen av nevnte beskyttende skall nær nevnte olje/vann grenseflate.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori innholdene i nevnte kjerne blir frigitt på en kontrollert måte ved diffusjon gjennom nevnte beskyttende skall.
5. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, hvori nevnte injeksjonsfase av nevnte mikro(nano)strukturerte fluid med kontrollert frigivelse blir fulgt av en fase av vanninjeksjon.
6. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav,karakterisertved at nevnte vandige dispersjon omfatter mikrokapsler som har en kjerne sammensatt av én eller flere monomerer og/eller pre-polymerer og mikrokapsler som har en kjerne sammensatt av et kryssbindingsmiddel.
7. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav,karakterisertved at nevnte injeksjonsfase omfatter en første injeksjon av en første vandig dispersjon som omfatter mikrokapsler som har en kjerne sammensatt av én eller flere monomerer og/eller pre-polymerer og en andre injeksjonsfase av en andre vandige dispersjon som omfatter mikrokapsler som har en kjerne sammensatt av et kryssbindingsmiddel.
8. Mikrokapsel sammensatt av - en kjerne som omfatter en modifiserende substans av den absolutte permeabiliteten av bergformasjonen av et oljereservoar, - et beskyttende skall som er uløselig i vann som belegger nevnte kjerne.
9. Mikrokapsel ifølge det foregående krav,karakterisert vedat nevnte modifiserende substans av den absolutte permeabiliteten er et metall-alkoksid, hvori metallet er valgt fra Si, Al, Ti og Zr, og fortrinnsvis er et alkoksy-silan (Si-alkoksid).
10. Mikrokapsel ifølge det foregående krav,karakterisert vedat nevnte modifiserende substans av den absolutte permeabiliteten er et alkoksy-silan valgt fra tetrametylortosilan (TMOS), tetraetylortosilan (TEOS), trimetylmetoksysilan (TMMS), metyltrimetoksysilan (MTMS) og metyltrietoksysilan (MTES).
11. Mikrokapsel ifølge krav 8,karakterisert vedat nevnte kjerne omfatter én eller flere monomerer og/eller pre-polymerer eller den omfatter et kryssbindingsmiddel.
12. Mikrokapsel ifølge det foregående krav,karakterisert vedat nevnte monomerer og/eller pre-polymerer er valgt fra gruppen som består av akrylamid, N,N'-metylen-bis-akrylamid, delvis hydrolyser! polyakrylamid.
13. Mikrokapsel ifølge krav 11,karakterisert vedat nevnte kryssbindingsmiddel er valgt fra gruppen som består av kompositter av Cr eller Al, glutaraldehyd, formaldehyd, fenol, o-aminobenzosyre, m-aminofenol, fenylacetat og furfurylalkohol.
14. Mikrokapsel ifølge ett av kravene fra 8 til 13,karakterisert veda t nevnte skall er sammensatt av en polymer valgt fra polyetylenglykol, polyakry lat, polymetakrylat, polystyren, cellulose, polylaktat, poly(melkesyre-ko-glykol) kopolymer, fortrinnsvis polyakrylat.
15. Mikrokapsel ifølge krav 8,karakterisert vedat - nevnte kjerne omfatter stivelse; - nevnte beleggingsskall er dannet av polyakrylat.
16. Mikrokapsel ifølge krav 8,karakterisert vedat - nevnte kjerne omfatter tetrametylortosilan; - nevnte beleggingsskall består av en akrylisk polymer som starter fra en mono- eller multi-funksjonell akrylisk harpiks.
17. Mikro(nano)-strukturert fluid som omfatter en vandig dispersjon av mikrokapsler i henhold til ett eller flere av kravene 8 til 16.
18. Mikro(nano)-strukturert fluid ifølge krav 17 for anvendelse i fremgangsmåten ifølge ett av kravene fra 1 til 7.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
ITMI2010A002413A IT1403889B1 (it) | 2010-12-27 | 2010-12-27 | Metodo per la riduzione del coning in pozzi a olio mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera |
PCT/IB2011/055978 WO2013104940A1 (en) | 2010-12-27 | 2011-12-27 | Method for reducing coning in oil wells by means of micro (nano) structured fluids substances |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20130939A1 true NO20130939A1 (no) | 2013-09-16 |
Family
ID=43737066
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20130939A NO20130939A1 (no) | 2010-12-27 | 2013-07-04 | Fremgangsmåte for å redusere koning i oljebrønner ved hjelp av mikro(nano) -strukturerte fluider med kontrollert frigjøring av barrieresubstanser |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20140083704A1 (no) |
CN (1) | CN103443239A (no) |
CA (1) | CA2821768A1 (no) |
IT (2) | IT1403889B1 (no) |
NO (1) | NO20130939A1 (no) |
RU (1) | RU2013132375A (no) |
WO (1) | WO2013104940A1 (no) |
Families Citing this family (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
IT1406671B1 (it) * | 2010-12-27 | 2014-03-07 | Eni Spa | Metodo per il recupero di olio da un giacimento mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera |
BR112015017529A2 (pt) * | 2013-01-25 | 2017-08-22 | Wintershall Holding Gmbh E Basf Se | Processo para a recuperação de óleo a partir de uma formação subterrânea contendo óleo, e, emulsão estabilizada de partículas sólidas |
CN105295878A (zh) * | 2014-07-21 | 2016-02-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种纳米二氧化硅乳化堵水剂及其应用 |
AU2016247878B2 (en) * | 2015-04-13 | 2020-07-09 | Eni S.P.A. | Method for inhibiting the permeation of water in an extraction well of a hydrocarbon fluid from an underground reservoir |
EA201792390A1 (ru) | 2015-04-30 | 2018-05-31 | Джонсон Мэтти Паблик Лимитед Компани | Система с контролируемым высвобождением для высвобождения реагентов для добычи нефти и применение системы для обработки и мониторинга пласта |
GB201507480D0 (en) | 2015-04-30 | 2015-06-17 | Johnson Matthey Plc | Oil field chemical delivery fluids, methods for their use in the targeted delivery of oil field chemicals to subterranean hydrocarbon reservoirs and methods |
CN106833575B (zh) * | 2016-12-28 | 2019-12-10 | 浙江海洋大学 | 一种核壳结构的复合聚合物微球及其制备方法 |
CN107686723B (zh) * | 2017-08-11 | 2020-03-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种co2响应就地凝胶封窜溶胶及其制备方法与应用 |
JP6844591B2 (ja) * | 2018-07-10 | 2021-03-17 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | ポリ乳酸共重合体及びその製造方法 |
CN110160932B (zh) * | 2019-06-03 | 2023-12-15 | 西南石油大学 | 一种油水相对渗透率曲线测试装置及测试方法 |
CN110617043A (zh) * | 2019-09-16 | 2019-12-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用聚苯乙烯单体改善油藏水驱效果的方法 |
CN112300767B (zh) * | 2020-09-22 | 2022-04-05 | 山东大学 | 一种绿色靶向微胶囊及制备体系、制备方法和应用 |
CN115711112A (zh) * | 2022-10-31 | 2023-02-24 | 西南石油大学 | 一种聚合物驱用降压增注体系及增注方法 |
CN115853482B (zh) * | 2023-02-27 | 2023-05-02 | 中国石油大学(华东) | 胶囊聚合物驱提高采收率的方法和系统 |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3726340A (en) * | 1971-09-03 | 1973-04-10 | W Fraser | Apparatus for overcoming lost circulation in oil wells |
US3965986A (en) | 1974-10-04 | 1976-06-29 | Texaco Inc. | Method for oil recovery improvement |
US4456067A (en) * | 1981-04-03 | 1984-06-26 | Marathon Oil Company | Process for inhibiting hydrate formation in producing gas wells |
US5214096A (en) * | 1988-02-08 | 1993-05-25 | Allied Colloids Limited | Water soluble acrylic polymerizable materials, polymers made from them, and processes of making them |
GB8913834D0 (en) | 1989-06-15 | 1989-08-02 | Russell Boyd | Treatment for reducing water coning in an oil reservoir |
US5348584A (en) * | 1993-06-30 | 1994-09-20 | Halliburton Company | Hydrocarbon liquid and water dispersible particulate cement compositions |
CN1120745C (zh) * | 1998-10-29 | 2003-09-10 | 株式会社成和化成 | 含有核心材料的微胶囊及其生产方法 |
GB0213599D0 (en) * | 2002-06-13 | 2002-07-24 | Bp Exploration Operating | Process |
GB0306333D0 (en) * | 2003-03-20 | 2003-04-23 | Advanced Gel Technology Ltd | Restricting fluid passage and novel materials therefor |
JP2005113009A (ja) * | 2003-10-08 | 2005-04-28 | Musashino Tsuchishitsu Chosa Kk | 止水材 |
US8235116B1 (en) * | 2004-09-09 | 2012-08-07 | Burts Jr Boyce D | Well remediation using surfaced mixed epoxy |
US7690429B2 (en) * | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
US8012533B2 (en) * | 2005-02-04 | 2011-09-06 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
US7490667B2 (en) * | 2006-10-02 | 2009-02-17 | Fairmount Minerals, Inc. | Proppants with soluble composite coatings |
CN100572494C (zh) * | 2007-09-06 | 2009-12-23 | 中国石油大学(华东) | 延缓油气井工作液外加剂释放的微胶囊及其制备方法 |
CA2650205C (en) * | 2008-01-18 | 2016-03-29 | Rta Systems, Inc. | Dual-use micro encapsulation composition for hydrocarbons and detoxification of highly hazardous chemicals and substances |
US20100096128A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing hydrocarbon recovery |
CN102485830A (zh) * | 2010-12-02 | 2012-06-06 | 北京化工大学 | 一种核壳型无机/有机聚合物复合微球调剖驱油剂 |
IT1406671B1 (it) * | 2010-12-27 | 2014-03-07 | Eni Spa | Metodo per il recupero di olio da un giacimento mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera |
-
2010
- 2010-12-27 IT ITMI2010A002413A patent/IT1403889B1/it active
-
2011
- 2011-03-18 IT IT000435A patent/ITMI20110435A1/it unknown
- 2011-12-27 US US13/976,806 patent/US20140083704A1/en not_active Abandoned
- 2011-12-27 RU RU2013132375/03A patent/RU2013132375A/ru unknown
- 2011-12-27 WO PCT/IB2011/055978 patent/WO2013104940A1/en active Application Filing
- 2011-12-27 CN CN2011800674117A patent/CN103443239A/zh active Pending
- 2011-12-27 CA CA2821768A patent/CA2821768A1/en not_active Abandoned
-
2013
- 2013-07-04 NO NO20130939A patent/NO20130939A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN103443239A (zh) | 2013-12-11 |
US20140083704A1 (en) | 2014-03-27 |
ITMI20110435A1 (it) | 2012-06-28 |
RU2013132375A (ru) | 2015-02-10 |
CA2821768A1 (en) | 2012-06-27 |
WO2013104940A8 (en) | 2013-09-12 |
IT1403889B1 (it) | 2013-11-08 |
WO2013104940A1 (en) | 2013-07-18 |
ITMI20102413A1 (it) | 2012-06-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20130939A1 (no) | Fremgangsmåte for å redusere koning i oljebrønner ved hjelp av mikro(nano) -strukturerte fluider med kontrollert frigjøring av barrieresubstanser | |
US20130327524A1 (en) | Method for recovering oil from a reservoir by means of micro(nano)-structured fluids with controlled release of barrier substances | |
US8765647B2 (en) | Method and chemical agent for reduction of water production from oil and gas containing wells | |
RU2630543C9 (ru) | Образование перекрестных связей в набухаемом полимере с пэи | |
US8936087B2 (en) | Methods and compositions for sand control in injection wells | |
US9957440B2 (en) | Expandable particulates and methods of use and preparation | |
US20130255951A1 (en) | Compositions, Systems and Methods for Releasing Additive Components | |
AU2014412849B2 (en) | Microencapsulation of treatment chemicals for use in subterranean formations | |
US9638016B2 (en) | Methods of treating subterranean formations with fluids comprising proppant containing particle | |
SA518390988B1 (ar) | تعزيز الشكل الهندسي لشبكات صدوع معقدة في تكوينات جوفية | |
CA2804663C (en) | Water sensitive porous medium to control downhole water production and method therefor | |
AU2011231415B2 (en) | Methods and compositions for sand control in injection wells | |
CN107646065B (zh) | 抑制水渗透到来自地下储层的烃类流体的抽提井中的方法 | |
US20160084053A1 (en) | Flowable Composition For The Thermal Treatment Of Cavities | |
Bulchaev et al. | Flow Diversion Technologies and Water Restriction | |
NO340788B1 (no) | Forbedret fremgangsmåte og kjemisk middel for reduksjon av vannproduksjon fra olje- og gassholdige brønner |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |