NO300183B1 - Fremgangsmåte til å endre permeabiliteten av en underjordisk formasjon og anvendelse av en blanding av ioner i denne - Google Patents

Fremgangsmåte til å endre permeabiliteten av en underjordisk formasjon og anvendelse av en blanding av ioner i denne Download PDF

Info

Publication number
NO300183B1
NO300183B1 NO900730A NO900730A NO300183B1 NO 300183 B1 NO300183 B1 NO 300183B1 NO 900730 A NO900730 A NO 900730A NO 900730 A NO900730 A NO 900730A NO 300183 B1 NO300183 B1 NO 300183B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
polymer
water
gel
cross
chelating
Prior art date
Application number
NO900730A
Other languages
English (en)
Other versions
NO900730L (no
NO900730D0 (no
Inventor
Naim Abdul-Kader Mumallah
Original Assignee
Phillips Petroleum Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Phillips Petroleum Co filed Critical Phillips Petroleum Co
Publication of NO900730D0 publication Critical patent/NO900730D0/no
Publication of NO900730L publication Critical patent/NO900730L/no
Publication of NO300183B1 publication Critical patent/NO300183B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Description

Oppfinnelsen angår generelt fremgangsmåter og anvendelse av polyvalent metallkation og chelaterende anion til å endre permeabiliteten av underjordiske formasjoner.
Uønsket vann som utvinnes fra oljebrønner kan skyldes infil-trering av naturlig forekommende underjordisk vann, eller i tilfellet vannflømmingsoperasjoner, det injiserte driwann. I begge tilfeller strømmer vann gjennom soner med høy permeabilitet til de produserende brønnhull, idet olje i mindre permeable soner forbipasseres.
I vannflømmingsoperasjoner er de mer permeable soner i de underjordiske formasjoner tilbøyelige til å oppta mesteparten av det injiserte flømmingsvann. Skjønt dette er akseptabelt til å begynne med når oljen som inneholdes i høypermeabilitets-sonene feies ut derfra, blir det senere uønsket, etter hvert som oljen i slike soner blir uttømt. Fra dette punkt av er vannflømmingen av liten nytte mht. stimuleringen (enhancing) av olj eproduksj onen.
Fremgangsmåter og blandinger til oppnåelse av plugging nær brønnen og i dybden av soner med høy permeabilitet ved dannelse av geler deri, er tidligere blitt utviklet og benyttet. Dannelsen av gelene forårsaker at høypermeabilitetssoner plugges eller i det minste får redusert permeabilitet hvorved senere injisert flømmingsvann bringes til å komme inn i tidligere forbipasserte soner. Dette i sin tur bevirker at flømmingsvannet setter i bevegelse økte mengder olje som utvinnes fra den underjordiske formasjon.
En rekke metoder og polymerblandinger som gelerer in situ for å redusere permeabiliteten av høypermeabilitetssoner i underjordiske formasjoner, er blitt benyttet med hell. US-PS nr.
3 762 476 angir en fremgangsmåte til redusering av utvunnet vann fra en underjordisk formasjon, hvor vandige polymeropp-løsninger avbrutt av vandige oppløsninger av tverrbindende metallioner, injiseres i formasjonen. En rekke polymerer kan anvendes i samband med forskjellige flerverdige metallkationer som er kompleksert med sekvestreringsmidler valgt fra acetat, nitrilotriacetat, tartrat, citrat og fosfat. Oppløsningen som inneholder tverrbindingskomplekser injiseres etter den første polymeroppløsninginjeksjon, fulgt av injisering av ytterligere polymeroppløsning, hvilken rekkefølge kan gjentas.
US-PS nr. 4 569 393 angir en fremgangsmåte til korrigering av vannpermeabiliteten for å øke feievirkningen av vannflømming som omfatter den sekvensielle injeksjon av en oppløsning, inneholdene et sekvestrert flerverdig metallkation, såsom aluminiumcitrat, og en polymeroppløsning inneholdene en gelerbar polymer, såsom polyakrylamid, fulgt av injiseringen av karbondioksid for å redusere pH-verdien av polymeren, hvilket aktiverer den forsinkede in situ-gelering derav. Feltan-vendelser av denne fremgangsmåte og den fremgangsmåte som er beskrevet i US-PS nr. 3 762 476 er begrenset til felter som har et tilgjengelig ferskvannsforråd, fordi de tverrbindende metallionkomplekser og/eller geleringaktivatoren er ufor-renelige med harde saltlaker.
US-PS nr. 4 552 217 angir en vannpermeabilitet-korrigerings-prosess for å forbedre virkningsgraden av utfeiingen (sweep efficiency) ved vannflømming, som omfatter den sekvensielle injeksjon av en vandig oppløsning inneholdende flerverdige metallkationer, sekvestrert med biocidale anioniske sekve-stranter, og en vandig oppløsning inneholdende en gelerbar polymer såsom polyakrylamid.
US-PS nr. 4 683 949 beskriver en tilsvarende forbedringsmetode som anvender en gel bestående av en polyakrylamidpolymer og et krom(III)acetat-geleringsmiddel som kan tverrbinde polymeren i et vandig oppløsningsmiddel.
Skjønt de ovenfor beskrevne fremgangsmåter og blandinger såvel som andre fremgangsmåter og blandinger er blitt anvendt med hell for forbedring av virkningsgraden av utfeiingen ved vannflømming og/eller redusering av produksjonen av naturlig forekommende formasjonsvann, har slike fremgangsmåter og blandinger generelt vært lite vellykkede i anvendelser som krever dannelse av geler dypt inne i høypermeabilitetssoner som har høye temperaturer, dvs. temperaturer høyere enn ca. 71,1°C. Ved slike temperaturer blir de hittil anvendte tverrbindende metallkationkomplekser nedbrutt, hvorved kationet reagerer og/eller går tapt før inntrengning i formasjonen til det sted i dybden som er nødvendig.
US-PS nr. 4 799 548 angir to tverrbindingsmidler med forskjellige temperaturreagerende tverrbindingsegenskaper, som anvendes til å gelere vannoppløselige polymerer for det formål og avlede damp i dampstimuleringsoperasjoner, utført i brønner med tung råolje. De høytemperaturaktiverte tverrbindingsmidler som er angitt, omfatter kombinasjoner av fenolforbindelser og aldehyder og er generelt egnet til endring av vannpermeabiliteten i underjordiske formasjoner, ved temperaturer på 98,9°C eller høyere.
Således er der et behov for fremgangsmåter til å endre underjordisk formasjonspermeabilitet, som effektivt kan anvendes ved temperaturer i området 71,1 - 98,9°C.
Dette behov er oppnådd ved foreliggende oppfinnelse kjenne-tegnet ved det som fremgår av kravene.
Ved den foreliggende oppfinnelse er der skaffet fremgangsmåte til endring av permeabiliteten av underjordiske formasjoner som
oppfyller de ovenfor beskrevne behov, dvs. fremgangsmåtene og blandingene er effektive for dannelse av geler, og redusering av permeabiliteten i formasjoner som har temperaturer i området 71,1 - 98,9°C ved steder som ligger langt fra de punkter hvor blandingen injiseres.
Blandingene brukt i denne oppfinnelsen omfatter vann, minst én polymer som kan geleres når den bringes i berøring med et tverrbindingsmiddel, minst ett tverrbindingsmiddel som omfatter flerverdig metallkation og et chelateringsmiddel som retarderer aktiviteten av det flerverdige metallkation valgt fra gruppen bestående av stort sett vannoppløselige dikarboksylsyrer inneholdende fra 2 til 4 karbonatomer, stort sett vannopp-løselige di- og polykarboksylsyrer inneholdende fra 3 til 6 karbonatomer hvor et hydrogenatom på alfa- eller beta-karbonatomet er erstattet med en hydroksylgruppe, stort sett vannoppløselige alfa- og beta-ketokarboksylsyrer inneholdende fra 2 til 4 karbonatomer, de tilsvarende oppløselige salter av slike syrer og blandinger av slike syrer og salter. Chelateringsmiddelet danner et kompleks med det flerverdige metallkation som er oppløselig og stabilt i vandige opp-løsninger, innbefattet harde saltlaker ved temperaturer på inntil ca. 98,9°C.
Spesielt foretrukne chelaterte tverrbindende metallkomplekser som er stabile i vandige oppløsninger ved temperaturer på inntil ca. 98,9°C, omfatter flerverdige metallkationer chelatert med anioner valgt fra malonat og oksalat. Det mest foretrukne flerverdige metallkation er krom(III)kation.
Fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen til endring av vannpermeabiliteten av en underjordisk formasjon omfatter å injisere inn i formasjonen en blanding som danner en gel deri, idet blandingen omfatter vann, minst én polymer som kan geleres når den bringes i berøring med et tverrbindingsmiddel, minst ett tverrbindingsmiddel som omfatter et flerverdig metallkation og et kationreaktivitetsretarderende gelateringsmiddel av den type som er beskrevet ovenfor, for sekvestrering av det flerverdige metallkation. Fremgangsmåten kan utføres ved injisering av en enkel vandig oppløsning omfattende de ovenfor angitte komponenter, eller polymeren og chelatert tverrbindende metallkationkompleks kan injiseres sekvensielt. Det vil si, en vandig oppløsning eller dispersjon av polymerer kan injiseres først, fulgt av en vandig oppløsning av det chelaterte tverrbindende flerverdige metallkationkompleks, fulgt av ytterligere vandig oppløsning eller dispersjon av polymerer, hvilken sekvens kan gjentas.
Det er derfor en generell hensikt med den foreliggende oppfinnelse å skaffe en fremgangsmåte til endring av underjordisk formasjonspermeabilitet.
En ytterligere hensikt med oppfinnelsen er å skaffe fremgangsmåter til endring av permeabiliteten, både i nærheten av brønnen og i dybden i underjordiske formasjoner som har temperaturer på inntil ca. 98,9°C.
Andre og ytterligere hensikter, trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil være åpenbare for fagfolk ved gjennomlesning av beskrivelsen av de foretrukne utførelses-former som følger.
Ved den foreliggende oppfinnelse er der skaffet fremgangsmåter ved bruk av blandinger med forsinket gelering for endring av permeabiliteten av underjordiske formasjoner. Blandingene kan dannes ved bruk av et hvilket som helst lett tilgjengelig vann innbefattet oljefeltsaltlaker og sjøvann, og kan anvendes til dannelse av geler ved steder i dype, varme (inntil ca. 98,9°C) underjordiske formasjoner som er en lang vei fra injiserings-punktene av blandingene.
Fremgangsmåter er skaffet som anvender blandingene til endring av permeabiliteten både i nærheten av brønnen og i dybden i underjordiske formasjoner. I anvendelser nær brønnen kan en enkel vandig blanding inneholdende virksomme mengder av en gelerbar polymer og et tverrbindingsmiddelkompleks omfattende flerverdig metallkation og chelaterende anion injiseres i formasjonen. For endring av permeabiliteten i dybden av underjordiske formasjoner blir en sekvensiell injiseringsmetode fortrinnsvis anvendt. Slike metoder omfatter injisering av et virksomt volum av en vandig oppløsning inneholdende den polymer som skal geleres, fulgt av et virksomt volum vandig oppløsning inneholdende tverrbindingsmiddelkomplekset, fulgt av et volum nr. 2 av vandig oppløsning inneholdende ytterligere polymer som skal geleres. Slik sekvensiell injisering kan følge etter
injisering av en forspylingsoppløsning, kan etterfølges ved injisering av et volum vann som er virksomt for å bevege den
sekvensielle injeksjon til et ønsket sted i formasjonen som behandles.
De forsinket-gelerbare blandinger til endring av vannpermeabiliteten av underjordiske formasjoner omfatter vann, minst én polymer som kan geleres når den bringes i berøring med et tverrbindingsmiddel, minst ett tverrbindingsmiddel omfattende et flerverdig metallkation, og et chelateringsmiddel som skaffer anion for sekvestrering av det flerverdige metallkation og som velges fra gruppen bestående av stort sett vannoppløselige dikarboksylsyrer inneholdende fra 2 til 4 karbonatomer, stort sett vannoppløselige di- og polykarboksylsyrer inneholdende fra 3 til 6 karbonatomer i hvilke et hydrogenatom på alfa- eller beta-karbonatomet er erstattet med en hydroksylgruppe, stort sett vannoppløselige alfa- og beta-ketokarboksylsyrer inneholdende fra 2 til 4 karbonatomer, de tilsvarende vannoppløselige salter av syrene og blandinger av syrene og saltene.
En rekke forskjellige polymerer som kan geleres når de bringes i berøring med flerverdig metallkation kan anvendes. Foretrukne polymerer som er vannoppløselige eller dispergerbare, er de som inneholder en monomer med en amidfunksjonell gruppe. En slik monomer kan uttrykkes ved formelen
hvor hver R er valgt fra et hydrogen og en alkylgruppe med 1 - 3 karbonatomer.
Egnede polymerer som omfatter den ovenfor beskrevne monomer er homopolymerer av slike monomerer og kopolymerer av en slik monomer, med en hvilken som helst etylenisk-umettet monomer fra gruppen bestående av akrylsyre, metakrylsyre, vinylsulfonsyre, vinylbenzylsulfonsyre, vinylacetat, akrylnitril, metylakryl-nitril, vinylalkyleter, vinylklorid, maleinsyreanhydrid, vinylsubstituerte kationiske kvarternære ammoniumforbindelser, 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat og vinylpyrrolidon.
Spesielt foretrukne polymerer til anvendelse i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan velges fra gruppen bestående av homopolymerer av akrylamid, kopolymerer av akrylamid og vinylpyrrolidon, homopolymerer av metakrylamid, kopolymerer av akrylamid og metakrylamid, kopolymerer av akrylamid og akrylsyre, kopolymerer av metakrylamid og akrylsyre, terpolymerer av vinylpyrrolidon, akrylamid, og natrium-2-akry1-amido-2-metylpropansulfonat og kopolymerer av akrylamid og natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat.
De relative forhold mellom monomerene er ikke kritiske for utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Spesielt foretrukne polymerer omfatter imidlertid: en 60:40 vektprosent kopolymer av vinylpyrrolidon og akrylamid, en 50:50 vektprosent kopolymer av vinylpyrrolidon og akrylamid, en 30:15:55 vektprosent terpolymer av vinylpyrrolidon, akrylamid og natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat, en 40:60 vektprosent kopolymer av akrylamid og natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat, og homopolymerer av akrylamid hvor ikke mer enn ca. 40% av karboksyairtidgruppene er hydrolysert.
Andre egnede men mindre foretrukne polymerer omfatter polysakkarider såsom celluloseetere. Eksempler på slike celluloseetere omfatter forskjellige karboksylcelluloseetere såsom karboksyetylcellulose og karboksymetylcellulose (CMC), og blandede etere såsom karboksyalkyl-hydroksyalkyletere. Klassen
polymerer som det henvises til ovenfor som polysakkarider omfatter biopolysakkarider som produseres biokjemisk ved virkningen av bakterier på sukker, stivelser og lignende karbo-hydrater .
Den polymer som anvendes i blandingen kan anta. en hvilken som helst egnet form såsom en gel-log (et halvfast materiale inneholdende 50 - 75 vektprosent vann) et pulver, en opp-løsning, en invers vann-i-olje-emulsjon, etc.
Molekylvektene av de polymerer som anvendes i den foreliggende oppfinnelse er ikke kritiske. Det foretrekkes imidlertid at polymeren har en molekylvekt på mellom 100.000 og 20.000.000. Den øvre grense for molekylvekten er ikke viktig så lenge som polymeren fortsatt er vanndispergerbar og kan pumpes inn i en formasjon.
Polymeren, særlig når det gjelder akrylamidpolymerer, fore-ligger i blandingen i en mengde på 0,01 - 10 vektprosent, fortrinnsvis 0,02 - 4 vektprosent. Konsentrasjonen av polymer i blandingen avhenger i noen grad av polymerens molekylvekt. En høyere molekylvekt fører til en høyere viskositet av den resulterende gel, ved en bestemt konsentrasjon av polymeren.
Måten som polymeren polymeriseres på er ikke kritisk for utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Polymerisasjon kan initieres ved kjemikalier, stråling eller en hvilken som helst annen teknikk som er kjent for fagfolk.
En hvilken som helst egnet fremgangsmåte kan anvendes til fremstilling av blandingen anvendt ifølge oppfinnelsen. Således kan en hvilken som helst egnet blandeteknikk, eller til-setningsrekkefølge for komponentene ifølge blandingen anvendes. Polymeren bør imidlertid dispergeres i vann før den bringes i berøring med de andre komponenter. Blanderekkefølgen kan variere med den type polymer som anvendes.
Egnede tverrbindende flervalente metallkationer er de som er virksomme for tverrbinding og gelering av den polymer som anvendes. Slike flerverdige metallkationer blir fortrinnsvis valgt fra gruppen aluminium, zirkonium(IV) og metallkationene av den første overgangsmetallserie, dvs. skandium, titan, vanadium, krom, mangan, jern, kobolt, nikkel og kobber. Det mest foretrukne flerverdige metallkation er krom(III)kation.
De flerverdige metallkationer anvendes i form av komplekser, dannet med ett eller flere chelaterende anioner som retarderer kationenes reaktivitet. De chelaterende anioner som anvendes i henhold til den foreliggende oppfinnelse, foruten å retardere geleringsstarten og -hastigheten av den polymer som anvendes, danner vannoppløselige komplekser som har staibilitet i saltlaker med høy saltholdighet innbefattet harde saltlaker, ved temperaturer på inntil 98,9°C. Uttrykket "stabilitet" er her brukt til å angi at komplekset av metallkationet og chelateringsmiddelet i en vandig oppløsning dissosierer og frigjør kationet ved en hastighet som er tilstrekkelig langsom til å tillate kationet og transporteres en lang avstand i en formasjon ved en temperatur på inntil 98,9°C, uten at det reagerer for tidlig eller på annen måte blir uvirksomt.
Egnede chelateringsmidler som danner de ovenfor beskrevne komplekser, er de som kan danne chelaterte komplekser med metallkationene. Uttrykket "et chelatert kompleks" her det slik anvendes, er en forbindelse hvor et metallion er kompleksert med en ligand som har mer enn én funksjonell gruppe bundet til metallionet. Chelatering meddeler komplekset ytterligere stabilitet, og øker således tverrbindingsaktiveringstempera-turen. For eksempel er malonatkomplekset av krom langt mer termisk stabilt enn acetatkomplekset av krom. Slike chelateringsmidler velges fra gruppen bestående av stort sett vannoppløselige dikarboksylsyrer, inneholdende fra 2 til 4 karbonatomer, stort sett vannoppløselige di- og polykarboksylsyrer inneholdende fra 3 til 6 karbonatomer, hvor et hydrogenatom på alfa- eller beta-karbonatomet er erstattet med en hydroksylgruppe, stort sett vannoppløselige alfa- og beta-karboksylsyrer, inneholdende fra 2 til 4 karbonatomer, de tilsvarerende vannoppløselige salter av syrene og blandinger av syrene og saltene. Foretrukne dikarboksylsyrer er malonsyre, oksalsyre, maleinsyre og succinsyre. Foretrukne di- og polykarboksylsyrer hvor hydrogenet på alfa- eller beta-karbonet er substituert med en hydroksylgruppe, dvs. alfa- eller beta-hydroksykarboksylsyrer, er tartarsyre, citronsyre og maleinsyre. Foretrukne alfa- eller beta-ketokarboksylsyrer er pyvurinsyre og aceteddiksyre.
De chelaterende anioner som produseres ved de ovenfor beskrevne syrer og salter, danner de stabile komplekser som er beskrevet ovenfor og bevirker den forsinkede gelering av de tverrbind-bare polymerer som er beskrevet. Spesielt foretrukket er slike chelaterende anioner som malonat- og oksalatanioner, og særlig foretrukne komplekser er krom(III)malonater og krom(III)-oksalater.
Dikarboksylat- og ketokarboksylat-kompleksene av de flerverdige metallkationer, kan dannes ved blanding av et metall-salt med en dikarboksyl- eller ketokarboksylsyre i et vandig medium i egnede proporsjoner, fulgt av justering av opp-løsningens pH-verdi med en egnet base. Tilstrekkelig mengde chelaterende anioner bør foreligge til å assosiere fullstendig med de metallkationer som anvendes.
For dannelse av de foretrukne krom (III)malonat- og krom (III)oksalat-komplekser, kan en kokende oppløsning av kalium-dikromat blandes med en kokende oppløsning av malon- eller oksalsyre. Den resulterende oppløsning holdes kokende inntil ikke noe mer karbondioksid avgis. Oppløsningen kan deretter inndampes til ca. en fjerdedel av det opprinnelige volum, og etanol tilsettes for utfelling av det resulterende krom (III)malonat- eller -oksalatanioniske kompleks.
De flerverdige metallkomplekser blir mest passende fremstilt på forhånd, og en vandig oppløsning blir fremstilt til en passende konsentrasjon. Generelt varierer molforholdet mellom chelateringsmiddelet og krom eller annet flerverdig metallkation over det vide område fra 1:2 til 8:1, fortrinnsvis fra 2:1 til 4:1. Når det gjelder krom(III)malonat er et minimum på ca. 1 mol malonat pr. mol krom (III), helst ca. 3 mol malonat ønskelig.
Ved utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for endring av vannpermeabiliteten nær en brønn i en underjordisk formasjon, blir den forsinket-gelerbare blanding fremstilt og injisert via brønnhullet til et ønsket sted i formasjonen hvor permeabiliteten skal forandres. En valgfri forspyling kan anvendes for å endre sammensetningen av det asosierte vann i formasjonen. Forspylingen blir generelt utført med ferskvann eller saltlake inneholdende en lav vektprosent samlede, oppløste faststoffer i et volum på 1 - 3 ganger porevolumet av den sone som skal behandles.
Generelt blir det benyttet en mengde av gelerbar blanding på 100 - 120% av porevolumet, regnet på det område som skal behandles. Mengden av tverrbindende metallkation som anvendes i blandingen avhenger av mengden av polymer i blandingen. En slik mengde er generelt fra ca. 0,1 vektprosent av den polymer som anvendes til 60 vektprosent av den polymer som anvendes.
I den vanlige dybdebehandling av formasjoner som er blitt underkastet vannflømming etter en valgfri forspyling, blir et bestemt volum av en vandig oppløsning inneholdende polymer som skal geleres injisert, fulgt av et bestemt volum av en vandig oppløsning inneholdende det komplekserte metallkation, fulgt av nok et bestemt volum vandig polymeroppløsning. Flømmingsvann blir deretter injisert for å flytte oppløsningene av polymer og kompleks til det sted i dybden hvor de er nødvendige. Når de er på plass i den sone eller det område av en underjordisk formasjon, hvis vannpermeabilitet skal reduseres, blir den gelerbare blanding tillatt å gelere eller bragt til å gelere.
For å ytterligere å illustrere oppfinnelsen er de følgende eksempler gitt.
Eksempel 1
Dette eksempel beskriver fremstillingen av krom(III)malonat, dvs. tris(malonat)kromat(III) ved blanding av et krom(III) salt med en dikarboksylsyre i et vandig medium, fulgt av justering av pH-verdien med en base.
2,67 g krom(III)klorid og 3,12 g malonsyre ble veid og oppløst i 10 ml vann fra Bartlesville, Oklahoma i et 50-ml begerglass. Den resulterende oppløsning ble omrørt magnetisk i 15 min. for å sikre fullstendig oppløsning av de to reaktanter. 50%
natriumhydroksidoppløsning i ledningsvann ble tilsatt dråpevis under kraftig omrøring av oppløsningen. Mens basen ble tilsatt ble oppløsningen overvåket visuelt for fargeforandring og utfelling. 3,7 ml av natriumhydroksidet var nødvendig for å bringe pH-verdien på 6,3. Den resulterende oppløsning var blå og klar. Krominnholdet i den endelige oppløsning var 3,4%. Et UV-synlig spektrum ble kjørt på både kromkloridet og det fremstilte krommalonatkompleks.
Absorpsjonsmaksimaene i spekteret av kromkloridet var ved 600 og 424 nm. Disse maksima flyttet seg til 578 og 409 nm, dersom den fortynnede kromkloridoppløsning ble etterlatt i en dag ved værelsestemperatur. Forflytningen i spekteret var ledsaget av en fargeforandring fra grønn til blå. Disse endringer i farge og absorpsjonsmaksima skyldtes hydrolysen av de vandige ligander rundt kromionet og dannelsen av hydroksylligander, som var det første trinn i dannelsen av kromhydroksid. Spekteret av malonatoppløsningen oppviste absorpsjonsmaksima ved 570±2 og ved 418±2 nm, hvilket var i overenstemmelse med de verdier som er angitt i litteraturen for tris(malonat)kromat(III)-komplekset. Sammenligning av spekteret av en krommalonatoppløsning med spekteret for kloridsaltet, ga en metode til å kontrollere omdannelsen av heksaaquokrom(III)- til tris(malonat)kromat-(III)-kompleks.
Tris(malonat)krom(III)-prøver ble fremstilt i syntetisk hard saltlake (South Burbank produsert vann [SBU]). Den syntetiske SBU-saltlake ble sammensatt slik at den inneholdt den samme konsentrasjon av salter som den produserte saltlake fra South Burbank-oljefeltet, Osage County, Oklahoma. Denne saltlake har de saltkonsentrasjoner som er vist i tabell I nedenfor.
Et UV-synlig spektrum ble kjørt som ble funnet å være identisk med spekteret av det kompleks som ble fremstilt i vann fra byen Bartlesville.
Eksempel 2
Geleringsundersøkelser i store mengder (bulk), ble utført for hurtig å evaluere interaksjonen mellom tverrbindingskomplekser ifølge oppfinnelsen og vannoppløselige polymerer ved forskjellige betingelser. To evalueringsmetoder for massegelene (bulk gels) ble benyttet. En metode er kvalitativ og ikke-destruktiv. Noen av eksemplene anvender denne kvalitative måling som her er kalt "gelstyrke", hvilket er uttrykt som en prosentandel. Gelstyrke for en bestemt prøve fås som følger: 20 ml av en pregel-oppløsning av polymer og tverrbindingsmidler anbringes i en ampulle med en utvendig diameter på 23 mm og 225 mm lang. Ampullen forsegles under aneorobe betingelser og eldnes i vertikal stilling i en ovn, i det ønskede tidsrom ved den ønskede temperatur. Etter at den spesifiserte tid er gått, blir ampullen tatt ut av ovnen og lagt horisontalt på en gradert skala. Dersom oppløsningen sprer seg langs hele ampullen, er gelstyrken null og oppløsningen gelerte ikke. Dersom gelen er sterk og ikke renner, f.eks. dens lengde er nøyaktig den samme som for pregel-oppløsningen, er gelstyrken 100%. En hvilken som helst gelstyrke mellom disse to ytterpunkter beregnes fra formelen:
hvor AL er ampullelengden (225 mm) og TL er tungelengden av gelen målt på skalaen i mm. Tungelengde er definert som lengden
av det parti av gelen inne i den horisontalt anbragte ampulle, som strekker seg forbi det punkt hvor gelen er i berøring med ampullens innvendige overflate rundt hele omkretsen av ampullen, etter at ampullen har vært horisontal i 1 -2min.
Den andre metode er mer kvantitativ, men er destruktiv. Noen av eksemplene anvender denne halvkvantitative måling som her kalles geleringsgrad ("gelation extent"), hvilken er definert som forskjellen mellom det trykk som er nødvendig for å bevirke at den svake geloppløsning strømmer gjennom et sett på fire100-mesh sikter, og det trykk som er nødvendig for å bevirke strømning av en blind (blank) polymeroppløsning gjennom det samme sett sikter med den samme strømningshastighet som den svake gel. Blindpolymeroppløsningen er en oppløsning som har den samme sammensetning som den svake geloppløsning, med den unntagelse at ikke noe tverrbindingsmiddel tilsettes. Et modifisert siktviskosimeter-apparat (MSV) anvendes for målingen av geleringsgraden. En detaljert beskrivelse av MSV-apparatet er tilgjengelig i litteraturen, "A Practical Method for the Evaluation of Weak Gels", N.A. Mumallah, Journal of Petroleum Technology, februar 1987, sidene 195-202. Ytterligere modi-fikasjoner til MSV-apparatet ble utført for det formål å evaluere gelering ved høye temperaturer.
Da geleringsundersøkelsene ble utført ved temperaturer hvor polymerer kan bli utsatt for nedbrytning, f.eks. temperaturer høyere enn 65,6°C, særlig i nærvær av oksygen, ble spesielle beholdere konstruert for å holde polymerene og gelene under anaerobe betingelser, og gjøre det lett å ta ut fluid fra dem. Beholderne av rustfritt stål hadde en innvendig diameter på 6,35 cm og var 9,53 cm lange. Lokket på hver beholder var utstyrt med tre stk. 0,63 cm rustfrie stålrør. Et av rørene nådde hele veien ned til bunnen av beholderen for uttagning av fluid. De andre to rør sluttet ved lokkets innvendige overflate. Et ble brukt til å tilføre nitrogen til beholderen, til det andre rør var der festet en trykkavlastningsventil. En glassforing ble brukt til å holde polymeren eller gelopp-løsningen i beholderen, slik at der ikke var noen kontakt mellom oppløsningen og beholderen av rustfritt stål. Regu-leringsventiler var koblet til rørene for nitrogentilførsel og fluiduttagning.
Forsøksmetoden bestod av å spyle forsøksoppløsning med ultrarent nitrogen inntil oksygeninnholdet var mindre enn 15 ppb, deretter tilføre beholderen 80 ml forsøksoppløsning. Alt dette ble gjort i et hanskekammer for å opprettholde en oksygenfri omgivelse. Beholderen ble deretter anbragt i en ovn, innstilt på den ønskede temperatur og etterlatt for den ønskede periode. Beholderen ble deretter tatt ut og anbragt i det bad som inneholdt det modifiserte siktviskosimeter. Nitrogen-injeksjonsrøret ble deretter koblet til en nitrogenkilde, og en liten strøm nitrogen under et trykk på 13,8 - 34,5 kPa, ble sluppet inn i beholderen for å fylle fluiduttagningsrøret med forsøksoppløsningen. Fluiduttagningsrøret ble deretter koblet til det modifiserte siktviskosimeter. Pumpen ble skrudd på for å levere en konstant strøm med en hastighet på 8,6 ml/m. Det observerte trykk når 50 ml oppløsning var blitt bragt til å strømme, ble brukt til å beregne graden av geleringen.
Den samme oppløsningsfremstillingsmetode ble brukt for gelstyrkeforsøksmetoden som for den ovenfor angitte evalu-eringsmetode. Høyere konsentrasjoner av polymer er nødvendige for å lage geler som er sterke nok til å kunne måles ved denne metode.
De data som er angitt i tabell II viser hvordan tverrbindingsreaksjonen skrider frem som en funksjon av tiden. Den polymer som anvendes i dette forsøk var en kopolymer av akrylamid og natrium-2-akrylamido-2-metyl-l-propansulfonat, tilgjengelig i handelen fra Drilling Specialties Company. Tverrbindingsmiddelet var et krommalonatkompleks. En liter av 5000 mg/l polymeroppløsning ble fremstilt i 5% natriumkloridsaltlake. Oppløsningen ble deretter delt i to porsjoner. Til en porsjon ble der satt tilstrekkelig volum av en krommalonatoppløsning til å bringe krominnholdet på 200 mg/l. Til den andre porsjon ble der satt et volum saltlake som var ekvivalent med volumet av tverrbindingsmiddel. Den resulterende oppløsning av denne porsjon utgjør blindoppløsningen. Hver av de to porsjoner ble delt likt mellom seks beholdere. Beholderne ble deretter anbragt i en ovn på 79,4°C. På det angitte tidspunkt ble en beholder inneholdende gelen og en beholder inneholdende blindoppløsningen tatt ut av ovnen og geleringsgraden bestemt.
Dette sett med data viser klart at geleringsreaksjonen er langsom nok til at man kan blande blandingen ifølge oppfinnelsen og injisere et stort volum etter ønske over en periode på flere dager.
Et forsøk ble utført for å evaluere virkningen av disso-siasjonen av krommalonatkomplekset på tverrbindingsreaksjonen. Den polymer som ble anvendt var et i handelen tilgjengelig 15% hydrolysert polyakrylamid fra Nitto Chemical Company på 5000 mg/m i en 5% natriumklorid saltlake. Tverrbindingsmiddelet var krommalonat. Kromkonsentrasjonen var 200 mg/l. Geloppløsningen ble anbragt i ampuller, og gelstyrkemetoden ble bruk til å evaluere geleringen. Ampullene ble anbragt i ovner på fire forskjellige temperaturer. Dataene som er angitt i tabell III viser geleringen som en funksjon av tiden ved de fire temperaturer .
Dataene i tabell III viser hvordan dissosieringshastigheten av krommalonatkomplekset virker inn på geleringshastigheten. Ved de lavere temperaturer er dissosieringshastigheten forholdsvis langsom, slik at gelering ikke skrider frem før det er gått en viss tid. Ved de høye temperaturer på den annen side, starter geleringen tidligere og skrider frem hurtigere. Reduksjonen i gelstyrke med tiden ved 79,4°C skyldes nedbrytningen av polymeren ved denne temperatur.
For å finne temperaturgrensen for bruk av krommalonat, ble en kvalitativ gelstabilitetsundersøkelse utført ved bruk av den samme polymer som ble brukt til å generere dataene i tabell II i SBU-saltlake ved 93,3°C, 121,1°C og 148,9°C. Polymer-konsentrasjonen var 6300 mg/l og kromkonsentrasjonen var 200 mg/l. Prøvene ved 148,9°C oppviste en innskrumpet gel innen en dags eldning. Ved 121,1°C fant gelering også sted innen en dag og gelen var avskallet. Gelen skilte seg og krympet innen seks dagers eldning. Prøvene ved 93,3°C viste målbare geler etter to dagers eldning. Gelstyrken ble bedre med eldning og gelen ble stiv etter ni dagers eldning, og fortsatte å holde seg stiv gjennom hele eldningsperioden på 217 dager.
En lignende undersøkelse ble utført ved bruk av en terpolymer av akrylamid, natrium-2-akrylamido-2-metyl-l-propansulfonat, og N-vinyl-2-pyrrolidon, tilgjengelig i handelen fra Drilling Specialties Company, ved 1% konsentrasjon. Denne polymer er mer motstandsdyktig overfor nedbrytning ved høye temperaturer enn den kopolymer som ble brukt i det tidligere eksempel. Ved 148,9°C fant fortykning sted iløpet av den første dag med eldning, deretter feltes krommalonatet ut av oppløsningen. Ved 121°C startet geleringen iløpet av to dager og forbedringen fortsatte inntil 20 dagers eldning, hvoretter gelen begynte å bli dårligere. Ved 93,3°C fant ikke gelering sted iløpet av de første 29 dagers eldning, men etter 37 dagers eldning var der en svak gel som fortsatte å forbedre seg til en meget hard gel etter 118 dagers eldning. Gelen fortsatte å holde seg hard iløpet eldningsforsøket over en periode på 239 dager.
Dataene angitt i tabell IV viser geleringsreaksjonen som en funksjon av tverrbindingskonsentrasjonen ved 79,4°C og 93,3°C. Fremgangsmåten til fremstilling av oppløsningen, konsentrasjonen av polymeren, polymertypen og tverrbindingstypen var alle lignende de som ble anvendt til å generere dataene i tabell II. Prøvene ble eldnet i 13 dager og 6 dager ved henholdsvis 79,4°C og 93,3°C.
Dataene viser at sterkere geler kan fås ved økning av konsentrasjonen av tverrbindingsmiddelet og omvendt.
Dataene angitt i tabell V viser utviklingen av gelen som en funksjon av tverrbindingsmiddelkonsentrasjonen, når krom-oksalatkomplekset var geleringsmiddelet. Den samme type polymer og konsentrasjon ble brukt som den som ble brukt til å genere dataene i tabell II.
Dataene viser at utviklingen av gelen når kromoksalatkompleks anvendes som tverrbindingsmiddelet følger samme tendens som gelen fremstilt med krommalonatkompleks. Geleringshastighetene av oksalatgelene er imidlertid høyere, og der dannes sterkere geler enn for malonatgelene.
Eksempel 3
14 kjerneflømminger ble utført for å undersøke gelering ved
krommalonat. Flømmingene ble utført i Berea-kjerner. Hver kjerne ble fremstilt ved belegging med epoksyharpiks og var
utstyrt med 4 trykkraner fordelt langs kjernen, foruten en inj eksj onsåpnings-trykkran. Kranene var anordnet 2,54, 6,35, 8,90 og 12,7 cm bort fra injeksjonsåpningen. Dette antall trykkraner tillater bedømming av hva som skjer i hvert segment av kjernen. Før kjernen ble flømmet med de aktive ingredienser, ble den evakuert i to timer, mettet med saltlaker under vakuum og deretter mettet med saltlake under et trykk på 483-690 kPa. Kjernen ble deretter anbragt i et vannbad, koblet til strøm-ningsledningene og trykkommunikasjonsledningene og saltlake (2-6 porevolumer) ble bragt til å strømme for å måle kjernepermeabiliteten. Strømningene ble utført ved 79,4°C. Den samme kopolymer av akrylamid og natrium AMPS som ble brukt for massegeleringsundersøkelsen, ble brukt i 13 kjerneflømminger. En flømming ble utført uten polymer for å bedømme transporten av krommalonatkomplekset i porøse medier. Fire porevolumer av 250 mg/l Cr(III) som malonatkomplekset i 5% NaCl-saltlake, ble flømmet i dette forsøk. Cr(III)-innholdet i utløpsstrømmen var lik den injiserte konsentrasjon etter at 2 porevolumer var flømmet. En Cr(III)-tilbakeholdelse på 46,4 mg/l ble funnet i denne flømming.
Massegeleringsundersøkelsene som er beskrevet ovenfor viste at geleringen av denne polymer med krommalonat, ikke fant sted iløpet av de første dagers eldning. Med de strømnings-hastigheter som anvendes i kjerneforsøkene, ca. 10-14 ml/h, er oppholdstiden av et fluidelement i en kjerne på 15,2 x 2,54 cm, 1,2 - 1,8 timer. Følgelig er oppholdstiden ved den laveste strømningshastighet med forsøksutstyret (1,3 ml/h), for kort til effektivt å danne geler i kjernen dersom de aktive ingredienser flømmes sekvensielt. Følgelig ble kjerneflømmings-metoden modifisert for å tilpasse seg dette faktum som følger: en polymeroppløsning ble først bragt til å strømme, fulgt av en pregeloppløsning av polymer og tverrbindingsmiddel og en saltlake-etterspyling. De første to kjerner ble flømmet med den ovenfor angitte sekvens av plugger, den ene like etter den annen. De sistnevnte flømminger ble utført på samme måte bortsett fra at kjernen ble avstengt etter pluggen av pre-geleringsoppløsning for å gi gelen tid til å utvikles. I disse kjerneflømminger ble kjernen fylt med pregeloppløsning og eldnet under statiske betingelser, en polymerplugg ble bragt til å strømme etter eldning og før etterspylingen med saltlake.
De opprinnelige kjernepermeabiliteter overfor saltlaker ble bestemt ved bruk av Darcys ligning [ (K/U) = (Q/4=P)'(L/A) ] fra strømningshastigheten Q og det tilsvarende trykkfall ^=P. K er permeabiliteten, U er viskositeten av det fluid som strømmer, L er lengden av det porøse medium, og A er tverrsnittsarealet av kjernen. Uttrykket K/U kalles mobiliteten av det fluid som er under betraktning. Motstandsfaktoren defineres som forholdet mellom saltlakemobilitet og polymeroppløsningsmobilitet. Da kjernedimensjonene er konstante i et gitt forsøk, blir forholdet Q/=f=Pmens saltlaken strømmer og Q/=fPmens polymeropp-løsningen strømmer brukt til å beregne motstandsfaktoren. Motstandsfaktoren er en indikasjon på reduksjonen i mobilitet, eller mottagning av det strømmende fluid av det porøse medium. Den resterende motstandsfaktor (RRF) er definert som forholdet mellom vannets eller saltlakens mobilitet før behandlingen, og vannets eller saltlakens mobilitet etter behandlingen. RRF-verdien angir graden av varig saltlakemobilitetsreduksjon gjennom kjernen etter behandlingen.
To av flømmingene ble utført uten tverrbindingsmiddelet. Dette ble gjort for å ha blindforsøk som ville hjelpe i bedømmingen av virkningen av tverrbindingsmiddelet på de resterende motstandsfaktorer som oppnås i flømmingene med hele prosessen. Dataene angitt i tabell VI viser de midlere kjernepermeabiliteter, volumer og konsentrasjoner av de aktive ingridiens-plugger, og den statiske eldningsperiode av kjerneflømmingene med polymeren. Dataene angitt i tabell VII viser de resterende motstandsfaktorer som oppnås i de forskjellige regioner av kjernen. Som disse resultater klart viser, tverrbandt krommalonatet polymeren og reduserte kjernepermeabiliteten som oppnådd med blindvolumerflømmingene, med en faktor på mer enn 10. De resterende motstandsfaktorer som oppnås i de første 2,54
cm av kjernene, var sterkt påvirket av oppholdstiden av pregel-oppløsningen ved 79,4°C før den entret kjernen. En oppholdstid
på ca. 5 timer ble funnet å være nødvendig for at gelen skulle dannes uansett strømningshastigheten. Oppholdstiden ble beregnet som den tid som medgikk fra det tidspunkt beholderen inneholdende pregeloppløsningen ble anbragt i badet på 79,4°C, til det tidspunkt hvor trykkavlesningen av innløpstrykkranen begynte å stige hurtig med strømningen. Denne grove beregning av oppholdstiden gir en geleringshastighet som synes å være langt hurtigere enn massegeleringshastigheten. Denne uoverens-stemmelse i geleringshastighet er i virkeligheten et uttrykk for fremgangsmåtene til måling av gelering. I det porøse medium måler man utviklingen av små gelkjerner, mens massegelerings-målingene reflekterer utviklingen av større gelstrukturer, deres adhesjon til veggene i beholderen, og deres kohesjon sammen.

Claims (11)

1. Fremgangsmåte til å forandre permeabiliteten i en underjordisk formasjon som omfatter å injisere i en formasjon som har en temperatur på 71°C -99°C en blanding som danner en gel deri som omfatter (a) vann; (b) minst en polymer som er istand til å geleres når det blir bragt i berøring med et tverrbindingsmiddel; (c) minst ett tverrbindingsmiddel og (d) en eller flere reaktivitetsretarderende chelateringsmiddel(er), karakterisert ved at i nevnte blanding består komponenten av minst ett tverrbindingsmiddel (c) som er aktivt ved tverrbinding av polyvalent metallkation og nevnte en eller flere reaktivitetsretarderende gelateringsmidler (d) tilveie-bringer anion for chelatering av nevnte polyvalente metallkation og består av en eller flere medlemmer selektert fra gruppen som består av hovedsakelig vannoppløselig dikarboksylsyrer som inneholder fra 2 til 4 karbonatomer, hovedsakelig vannoppløselig di- og polykarboksylsyrer som inneholder fra 3 til 6 karbonatomer i hvilken et hydrogen til a- eller 6-karbonatomet blir erstattet av en hydroksylgruppe, hovedsakelig vannoppløselig a- og 8-ketokarboksylsyrer som inneholder fra 2 til 4 karbonatomer, de tilsvarende vannoppløselige salter av nevnte syrer og blandinger av nevnte syrer og blandinger av nevnte syrer og salter hvorved geldannelse og redusert permeabilitet i formasjonen som har temperaturer i området fra 71-99°C blir utført på steder med lange avstander fra injeksjonsstedet for blandingen, med det unntak at hydrofobisk behandlet galaktomannangummi inneholdes ikke i nevnte geldannende blanding.
2. Fremgangsmåte til å forandre permeabiliteten i en underjordisk formasjon som angitt i krav 1, for å forbedre vannutfeiingseffektiviteten i vannflømmingsoperasjoner, karakterisert ved at den omfatter å injisere i rekkefølge; (a) en vandig oppløsning eller dispersjon av nevnte minst én polymer (b) som er istand til å bli gelert når den bringes i kontakt med et tverrbindingsmiddel; (b) en vandig oppløsning av nevnte tverrbindings polyvalente kation chelatert med anion tilveiebragt ved nevnte reaktivitetsretarderende chelateringsmiddel (d); og (c) en vandig oppløsning eller dispersjon av nevnte minst ene polymer (b) som er istand til å bli gelert når den bringes i berøring med et tverrbindingsmiddel.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at malonsyre eller et tilsvarende vannoppløselig salt derav anvendes som nevnte chelateringsmiddel.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav l eller 2, karakterisert ved at oksalsyre eller et tilsvarende vannoppløselig salt derav blir anvendt som nevnte chelateringsmiddel.
5. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 1-4, karakterisert ved at et polymer som er valgt fra gruppen som består av homopolymerer av akrylamid, kopolymerer av akrylamid og vinylpyrrolidon, homopolymerer av metakrylamid, kopolymerer av akrylamid og metakrylamid, kopolymerer av akrylamid og akrylsyre, kopolymerer av metakrylamid og akrylsyre, terpolymerer av pyrrolidon, akrylamid og natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat og kopolymerer av akrylamid og natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat blir anvendt som nevnte polymer som er istand til å bli gelert.
6. Anvendelse av et polyvalent metallkation og et chelaterende anion, hvor anionet er valgt fra gruppen som består av dikarboksylat som inneholder 2 til 4 karbonatomer, a- og 6-hydroksykarboksylat som inneholder 3 til 6 karbonatomer og a- og 6-ketokarboksylater som inneholder 2 til 4 karbonatomer, som en polymer blanding av tverrbindingsmetallkationkompleks i en vandig oppløsning i en underjordisk formasjon ved en temperatur på 71-99°C, med det unntak at hydrofobisk behandlet galaktomannangummi ikke er inneholdt i nevnte blanding som danner en gel.
7. Anvendelse som angitt i krav 6, der det chelaterende anion er malonat.
8. Anvendelse som angitt i krav 6, der det chelaterende anion er oksalat.
9. Anvendels som angitt i krav 7, der det chelaterende anion er pyruvat.
10. Anvendelse som angitt i ett av kravene 6-9, hvori et polyvalent metallkation valgt fra gruppen som består av aluminium, zirkonium (IV), metallkationer fra den første overgangsmetallserie og blandinger av slike kationer blir anvendt.
11. Anvendelse som angitt i ett av kravene 6-10, hvori nevnte polyvalente metallkation er krom(III)kation.
NO900730A 1989-02-16 1990-02-15 Fremgangsmåte til å endre permeabiliteten av en underjordisk formasjon og anvendelse av en blanding av ioner i denne NO300183B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/310,930 US4917186A (en) 1989-02-16 1989-02-16 Altering subterranean formation permeability

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO900730D0 NO900730D0 (no) 1990-02-15
NO900730L NO900730L (no) 1990-08-17
NO300183B1 true NO300183B1 (no) 1997-04-21

Family

ID=23204661

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO900730A NO300183B1 (no) 1989-02-16 1990-02-15 Fremgangsmåte til å endre permeabiliteten av en underjordisk formasjon og anvendelse av en blanding av ioner i denne

Country Status (9)

Country Link
US (1) US4917186A (no)
EP (1) EP0383337B1 (no)
CN (1) CN1022121C (no)
BR (1) BR9000702A (no)
CA (1) CA2009117A1 (no)
DE (1) DE69026407T2 (no)
DK (1) DK0383337T3 (no)
MX (1) MX166595B (no)
NO (1) NO300183B1 (no)

Families Citing this family (76)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5010954A (en) * 1989-03-30 1991-04-30 Marathon Oil Company Gel composition and method of treatment
IT1229219B (it) * 1989-03-31 1991-07-26 Eniricerche S P A Agip S P A Composizione acquosa gelificabile e suo uso nel recupero assistito del petrolio.
US5219476A (en) * 1989-03-31 1993-06-15 Eniricerche S.P.A. Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
IT1229217B (it) * 1989-03-31 1991-07-26 Eniricerche S P A Agip S P A Composizione acquosa gelificabile e suo impiego nei procedimenti di recupero assistito del petrolio.
FR2680827B1 (fr) * 1991-08-28 1999-01-29 Inst Francais Du Petrole Utilisation de nouvelles compositions a base de gels pour la reduction de la production d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz.
DE69106869T2 (de) * 1990-10-29 1995-05-18 Institut Francais Du Petrole, Rueil-Malmaison, Hauts-De-Seine Verwendung zusammensetzungen auf gelbasis zur verringerung der wasserproduktion in öl- oder gasproduktionsbohrlöchern.
US5069281A (en) * 1990-11-05 1991-12-03 Marathon Oil Company Process for enhanced delayed in situ gelation of chromium polyacrylamide gels
US5076362A (en) * 1991-03-12 1991-12-31 Phillips Petroleum Company Subterranean formation permeability contrast correction methods
IT1245383B (it) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato
GB2255360A (en) * 1991-05-03 1992-11-04 British Petroleum Co Plc Method for the production of oil
ES2087437T3 (es) * 1991-11-26 1996-07-16 Eniricerche Spa Composicion gelificable acuosa que contiene un agente antisineresis.
FR2686891B1 (fr) * 1992-02-03 1995-06-16 Inst Francais Du Petrole Nouvelles compositions a base de gels et leur utilisation pour la reduction selective de la permeabilite a l'eau dans les reservoirs chauds et sales.
US5335733A (en) * 1992-08-31 1994-08-09 Union Oil Company Of California Method for delaying gelation of a gelable polymer composition injected into a subterranean formation
RU2074957C1 (ru) * 1992-09-09 1997-03-10 Акционерное общество закрытого типа "ЮМА" Способ повышения продуктивности скважины
US5478802A (en) * 1992-12-29 1995-12-26 Phillips Petroleum Company Gelling compositions useful for oil field applications
EP0621041B1 (en) * 1993-04-23 2002-09-11 Mitsubishi Chemical Corporation Highly water-absorptive polymers having enhanced gel strength
US5431226A (en) * 1994-01-03 1995-07-11 Marathan Oil Company Process for reducing permeability in a high-temperature subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent
US5421411A (en) * 1994-01-03 1995-06-06 Marathon Oil Company Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate
US5415229A (en) * 1994-01-03 1995-05-16 Marathon Oil Company Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent
US5547025A (en) * 1995-04-14 1996-08-20 Phillips Petroleum Company Process for treating oil-bearing formation
US5849674A (en) * 1996-10-15 1998-12-15 Phillips Petroleum Company Compositions and processes for oil field applications
US6667279B1 (en) 1996-11-13 2003-12-23 Wallace, Inc. Method and composition for forming water impermeable barrier
US6242390B1 (en) 1998-07-31 2001-06-05 Schlumberger Technology Corporation Cleanup additive
US6189615B1 (en) 1998-12-15 2001-02-20 Marathon Oil Company Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery
US7021376B2 (en) * 1998-12-21 2006-04-04 Geoffrey Stanley Bayliss Method for placement of blocking gels or polymers at multiple specific depths of penetration into oil and gas, and water producing formations
US6431280B2 (en) * 1998-12-21 2002-08-13 Geoffrey Stanley Bayliss Method for placement of blocking gels or polymers at specific depths of penetration into oil and gas, and water producing formations
US6805198B2 (en) * 2001-09-07 2004-10-19 Baker Hughes Incorporated Organic acid system for high temperature acidizing
US7078370B2 (en) * 2001-09-19 2006-07-18 Baker Hughes Incorporated Biodegradable chelant compositions for fracturing fluid
US7091159B2 (en) 2002-09-06 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays
US7741251B2 (en) 2002-09-06 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
CA2455249A1 (en) * 2003-01-17 2004-07-17 Bj Services Company Crosslinking delaying agents for acid fluids
US7220708B2 (en) * 2003-02-27 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluid component
US8181703B2 (en) 2003-05-16 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US8251141B2 (en) 2003-05-16 2012-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
US8278250B2 (en) 2003-05-16 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations
US8091638B2 (en) 2003-05-16 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US7182136B2 (en) 2003-07-02 2007-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation
US8962535B2 (en) 2003-05-16 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments
US7759292B2 (en) 2003-05-16 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
US8631869B2 (en) 2003-05-16 2014-01-21 Leopoldo Sierra Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments
US7159656B2 (en) 2004-02-18 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections
US7091160B2 (en) * 2004-06-24 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing subterranean formation permeabilities
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7730950B2 (en) 2007-01-19 2010-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability
US7934557B2 (en) 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
US20090253594A1 (en) 2008-04-04 2009-10-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for placement of sealant in subterranean intervals
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US8420576B2 (en) 2009-08-10 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods
US20120111567A1 (en) * 2010-11-09 2012-05-10 Lijun Lin Formate salts for increased stability of polyacrylamide fluids
US9016375B2 (en) * 2011-11-30 2015-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Breaking diutan with oxalic acid at 180° F to 220° F
US9512347B2 (en) 2012-06-29 2016-12-06 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method of water control downhole
US9499733B2 (en) 2012-06-29 2016-11-22 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method
US9169432B2 (en) 2012-06-29 2015-10-27 Schlumberger Technology Corporation Spread crosslinker and method of water control downhole
CN103628846B (zh) * 2012-08-20 2016-10-19 中国石油化工股份有限公司 一种提高低渗透油藏co2驱效率的方法
CN104120999B (zh) * 2014-07-03 2017-02-15 中国石油大学(北京) 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法
CN104318843B (zh) * 2014-11-18 2016-08-17 成都理工大学 承压井注水试验装置
CA2995644C (en) 2015-09-03 2023-10-03 BASF Agro B.V. Microparticle compositions comprising saflufenacil
EP3365102B1 (en) 2015-10-22 2019-12-11 Basf Se A process for preparing an aqueous dispersion of microparticles
WO2017125290A1 (en) 2016-01-22 2017-07-27 Basf Se Dispersant composition
EP3196195A1 (en) 2016-01-22 2017-07-26 Basf Se Melamine-polyethers as dispersants in non-aqueous, liquid pigment compositions
CN108699375A (zh) 2016-01-22 2018-10-23 巴斯夫欧洲公司 用于销售点使用的通用颜料制剂
US10472555B2 (en) * 2016-04-08 2019-11-12 Schlumberger Technology Corporation Polymer gel for water control applications
WO2018130589A1 (en) 2017-01-10 2018-07-19 BASF Agro B.V. Microcapsules comprising cinmethylin in the core and a polyurea derived from diphenylmethane diisocyanate or an oligomer thereof
WO2018193083A1 (en) 2017-04-21 2018-10-25 Basf Colors & Effects Gmbh Process for preparing an aqueous dispersion of pigment containing particles
WO2020081749A1 (en) * 2018-10-17 2020-04-23 Ecolab Usa Inc. Crosslinked polymers for use in crude oil recovery
AU2019363282A1 (en) 2018-10-18 2021-05-13 Basf Se Microparticle composition comprising an organic IR absorbing pigment
CN109852357A (zh) * 2019-01-30 2019-06-07 北京华成恒业石油技术开发有限公司 一种双重交联耐温耐盐延迟冻胶体系及其制备方法
AU2020287239A1 (en) 2019-06-07 2022-01-06 BASF Agro B.V. Microparticle compositions comprising saflufenacil
EP4008185A1 (en) 2020-12-03 2022-06-08 BASF Agro B.V. Herbicidal composition comprising a saflufenacil microparticles
EP4011208A1 (en) 2020-12-08 2022-06-15 BASF Corporation Microparticle compositions comprising fluopyram
EP4011205A1 (en) 2020-12-08 2022-06-15 Basf Se Microparticle compositions comprising trifludimoxazin
CN113755144B (zh) * 2021-08-31 2023-03-10 中国石油大学(北京) 一种凝胶堵水剂及其制备方法
CN113897189B (zh) * 2021-11-18 2022-11-08 中国石油大学(华东) 一种适用于高温高盐缝洞型油藏调剖的冻胶体系及应用
CN114854381A (zh) * 2022-05-19 2022-08-05 长江大学 一种耐盐且强度可调的弱冻胶调剖堵水剂及其制备和应用

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3371712A (en) * 1966-04-19 1968-03-05 Nalco Chemical Co Composition and method of agglomerating and stabilizing particulate matter by chemical treatment
US3615794A (en) * 1968-05-20 1971-10-26 Dow Chemical Co Sealing composition and method
US3762476A (en) * 1972-01-03 1973-10-02 Phillips Petroleum Co Subterranean formation permeability correction
US3794115A (en) * 1972-01-14 1974-02-26 Gen Mills Chem Inc Process for forming borehole plugs
US3978928A (en) * 1975-04-14 1976-09-07 Phillips Petroleum Company Process for the production of fluids from subterranean formations
US4193453A (en) * 1977-06-20 1980-03-18 Standard Oil Company (Indiana) Method for consolidating sand or water control in subterranean formations
US4524828A (en) * 1983-10-11 1985-06-25 Halliburton Company Method of using thixotropic cements for combating gas migration problems
US4534412A (en) * 1983-12-09 1985-08-13 Union Oil Company Of California Continuous permeability reduction in subterranean reservoirs
US4569393A (en) * 1984-02-09 1986-02-11 Phillips Petroleum Company CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction
US4552217A (en) * 1984-07-09 1985-11-12 Phillips Petroleum Company Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process
US4579667A (en) * 1984-11-07 1986-04-01 Hercules Incorporated Gelled aqueous compositions
US4683949A (en) * 1985-12-10 1987-08-04 Marathon Oil Company Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel
ATE75258T1 (de) * 1986-06-30 1992-05-15 Pfizer Waesseriges gel auf der basis von succinoglykan.
US4799548A (en) * 1987-01-23 1989-01-24 Phillips Petroleum Company Gelable compositions and use thereof in steam treatment of wells

Also Published As

Publication number Publication date
DK0383337T3 (da) 1996-05-06
DE69026407D1 (de) 1996-05-15
DE69026407T2 (de) 1996-08-14
CA2009117A1 (en) 1990-08-16
BR9000702A (pt) 1991-01-22
EP0383337A3 (en) 1991-11-06
CN1022121C (zh) 1993-09-15
NO900730L (no) 1990-08-17
US4917186A (en) 1990-04-17
EP0383337B1 (en) 1996-04-10
CN1045148A (zh) 1990-09-05
NO900730D0 (no) 1990-02-15
EP0383337A2 (en) 1990-08-22
MX166595B (es) 1993-01-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO300183B1 (no) Fremgangsmåte til å endre permeabiliteten av en underjordisk formasjon og anvendelse av en blanding av ioner i denne
Sydansk A new conformance-improvement-treatment chromium (lll) gel technology
Davison et al. Polymer flooding in North Sea reservoirs
EP0115836B1 (en) Polymeres useful in the recovery and processing of natural resources
US9464504B2 (en) Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems
US4569393A (en) CO2 -Induced in-situ gelation of polymeric viscosifiers for permeability contrast correction
CA2107550C (en) Gelling compositions useful for oil field applications
US4915170A (en) Enhanced oil recovery method using crosslinked polymeric gels for profile control
US3762476A (en) Subterranean formation permeability correction
US4018286A (en) Controlled well plugging with dilute polymer solutions
US4460751A (en) Crosslinking composition and method of preparation
US4498539A (en) Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions
US4643255A (en) Gel and process for preventing loss of circulation, and combination process for enhanced recovery
US5849674A (en) Compositions and processes for oil field applications
NO169739B (no) Fremgangsmaate til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon
US5219476A (en) Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
NO334871B1 (no) Fremgangsmåte for reduksjon av relativ permeabilitet i vann-i-olje-bærende formasjoner
NO179297B (no) Geldannende vandig blanding og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar
NO175791B (no) Fremgangsmåter for solid igjentetting av et område med höy permeabilitet i en hydrocarbonbærende formasjon under en jordoverflate, hvor formasjonen er gjennomboret av et brönnhull i fluidforbindelse med området
US5432153A (en) Gelling compositions useful for oil field applications
US4074757A (en) Method using lignosulfonates for high-temperature plugging
US4665987A (en) Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow
US4811787A (en) Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil
US3897827A (en) Lignosulfonate gels for sweep improvement in flooding operations
US4782900A (en) Aminoalkylated polyacrylamide aldehyde gels, their preparation and use in oil recovery