NO301902B1 - Geldannende vandig blanding, og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av et petroleumsreservoar - Google Patents
Geldannende vandig blanding, og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av et petroleumsreservoar Download PDFInfo
- Publication number
- NO301902B1 NO301902B1 NO921052A NO921052A NO301902B1 NO 301902 B1 NO301902 B1 NO 301902B1 NO 921052 A NO921052 A NO 921052A NO 921052 A NO921052 A NO 921052A NO 301902 B1 NO301902 B1 NO 301902B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- mixture
- gel
- stated
- water
- forming
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 62
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims description 26
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 claims description 22
- 239000003446 ligand Substances 0.000 claims description 17
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 15
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 14
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 claims description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 8
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 7
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methyl-2-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 claims description 5
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 2
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 37
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 9
- 229960001860 salicylate Drugs 0.000 description 9
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M salicylate Chemical compound OC1=CC=CC=C1C([O-])=O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 8
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- -1 aliphatic monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical compound [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction 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
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N Trioxochromium Chemical compound O=[Cr](=O)=O WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229940061720 alpha hydroxy acid Drugs 0.000 description 1
- 150000001280 alpha hydroxy acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001371 alpha-amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000008206 alpha-amino acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000021523 carboxylation Effects 0.000 description 1
- 238000006473 carboxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000423 chromium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- VQWFNAGFNGABOH-UHFFFAOYSA-K chromium(iii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Cr+3] VQWFNAGFNGABOH-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000921 elemental analysis Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 150000007529 inorganic bases Chemical class 0.000 description 1
- 229910001410 inorganic ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000013110 organic ligand Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000003352 sequestering agent Substances 0.000 description 1
- MKAXISKDFRQLBH-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methylpropane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].CC(C)CS([O-])(=O)=O MKAXISKDFRQLBH-UHFFFAOYSA-M 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en geldannende vandig blanding med forsinket geldannelsestid, egnet for å modifisere permeabiliteten av regioner med høy permeabilitet i petroleumsreservoarer, særlig i reservoarer med høy temperatur.
Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av et petroleumsreservoar som har en region med høy permeabilitet, under anvendelse av den nevnte geldannende blanding.
Det er vel kjent at ved slutten av det primære trinn med utvinning av petroleum fra et petroleumsreservoar, hvor utvinningen skjer takket være den iboende energi lagret i petroleumsreservoaret, eller med bruk av mekanisk energi, er det fremdeles i reservoaret tilbake en stor mengde petroleum. For å øke den mengde petroleum som kan trekkes ut anvendes derfor vanlig metoder med sekundær utvinning., hovedsakelig bestående i at man i reservoaret injiserer et fluid, generelt vann eller en polymeroppløsning, eller en gass, som karbondi-oksyd eller damp, som fører petroleum til produksjonsbrønnen.
På grunn av heterogeniteten av den petroleumholdige berg-masse, som utgjøres av regioner med forskjellig permeabilitet, vil imidlertid slike fluider ha tendens til preferert strømning gjennom regionene med høyere permeabilitet. Regionene med lav permeabilitet forblir derfor ikke-gjennomstrømmet, eller bare delvis gjennomstrømmet, og denne kjensgjerning forhindrer ekstraksjonen av den deri inneholdte petroleum.
En foreslått løsning på dette problem består i å modifisere permeabiliteten av reservoaret enten ved fullstendig eller delvis å tilstoppe regionene med høy permeabilitet slik at strømmen av fluid som deretter injiseres i reservoaret for utvinning av petroleum kan bli avledet mot regionene med lav permeabilitet.
En av de metoder som oftest anvendes for dette formål er basert på injeksjon i reservoaret av en vandig oppløsning av en geldannende polymer, som kan geldannes ved hjelp av et flerverdig metallion, og utvikling av polymergeler in situ.
Ettersom de regioner som man ønsker å tilstoppe kan være meget store og/eller kan befinne seg i lang avstand fra injeksjonsbrønnen, er det nødvendig at dannelsen av gelen foregår med en forsinkelse, slik at den geldannende oppløsning kan bli istand til å nå den ønskede region og fylle den i en fullstendig eller hovedsakelig fullstendig grad.
Spesielt er det på området kjent geldannende blandinger med forsinket geldannelsestid, idet disse generelt består av en polymer som kan tverrbindes ved hjelp av et flerverdig metallion, f.eks. polyakrylamid, et flerverdig metallion som tverrbindingsmiddel og et ligand- eller sekvestreringsmiddel for det nevnte flerverdige metallion.
F.eks. er det i UK patentsøknad 2.187.773 omhandlet en geldannende blanding med forsinket geldannelsestid, inneholdende en vannoppløselig polymer, et tverrbindingsmiddel som utgjøres av et kompleks av Cr<3+>med et karboksylation, spesielt acetation, og et forsinkelsesmiddel valgt blant karboksylsyre, foretrukket blant alifatiske monokarboksyl-syrer, særlig eddiksyre.
Et slikt system fremviser den fordel at en billig ligand, som f.eks. eddiksyre, anvendes, men i tilfellet av reservoarer med høy temperatur er forsinkelsen i geldannelsestakten som kan oppnås totalt utilstrekkelig for å gjennomføre tilstoppingen av store regioner og/eller regioner som befinner seg langt borte fra injeksjonsbrønnen.
I europeiske patentsøknader EP 390.282 og EP 390.279 omhandles bruk av blandinger som kan geldannes ved hjelp avCr<3+>, inneholdende som retarderingsmiddel en organisk ligand valgt blant alifatiske og aromatiske dikarboksylsyrer, eller a-hydroksysyrer eller a-aminosyrer.
Uheldigvis viste slike blandinger seg ikke å være tilfredsstillende fra alle synspunkter, og spesielt er de foreslåtte ligander for det meste dyre, og gjør prosessen med modifisering av permeabiliteten til en tyngende prosess.
I oppfinnelsens sammenheng er det nå funnet en ny geldannende vandig blanding med forsinket geldannelsestid som gjør det mulig å overvinne de ulemper som påvirker den tidligere teknikk, som kort nevnt i det foregående.
Et formål for den foreliggende oppfinnelse er derfor den nevnte geldannende vandige blanding med forsinket geldannelsestid.
I samsvar med den foreliggende tilveiebringes således en geldannende vandig blanding med forsinket geldannelsestid, som er kjennetegnet ved at den omfatter: (a) 1.000-50.000 ppm av nevnte geldannende blanding av en vannoppløselig organisk polymer som er tverrbindbar medCr<3+->ioner, idet nevnte polymer er valgt fra gruppen bestående av homopolymerer av akrylamid og kopolymerer av akrylamid med en eller flere kopolymeriserbare umettede monomerer, og idet polymeren har en molekylvekt fra 100.000 til 20.000.000, og (b) et tverrbindings- og gelretarderingssystem inneholdende 10-5.000 ppm av nevnte geldannende blanding av Cr<3+->ioner og en salisylsyre-ligand, hvor det molare forhold mellom salisylsyre-ligand og Cr<3+->ioner er fra 1:1 til 50:1 og hvor nevnte salisylsyre-ligander er i fri form eller i form av et kompleks med nevnte Cr<3+->ioner eller en blanding derav.
De vannoppløselige organiske polymerer som er tverrbindbare med Cr<3+>, og som er nyttige ved oppfinnelsens formål, velges fra gruppen bestående av akrylamidhomopolymerer og akrylamid-kopolymerer med en eller flere kopolymeriserbare umettede monomerer, som f.eks. akrylsyre, metakrylamid, natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat og N-vinyl-2pyrrolidon. Blant kopolymerene anvendes foretrukket kopolymerene av akrylamid med natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat, kopolymerene av akrylamid med N-vinylpyrrolidon og terpolymerene av akrylamid med natrium-2-akrylamido-2-metyl-propansulfonat og N-vinyl-2-pyrrolidon.
De nevnte akrylamidhomopolymerer og -kopolymerer kan enten være hovedsakelig ikke-hydrolyserte (< 1 % av amidgruppene hydrolysert til fri karboksygrupper) eller delvis hydrolysert (> 1 % av amidgruppene hydrolysert til fri karboksygrupper).Molekylvekten av disse akrylamidpolymerer er generelt i området fra 100.000 til 20.000.000, og foretrukket i området fra 200.000 til 12.000.000.
Konsentrasjonen av den vannoppløselige organiske polymer i den geldannende blanding i samsvar med oppfinnelsen er generelt fra 1.000 til 50.000 ppm, foretrukket i området fra 3.000 til 50.000 ppm og i den mest foretrukne form av den praktiske utførelsesform i området fra 5.000 til 10.000 ppm når ferskvann anvendes, og fra 10.000 til 30.000 ppm når saltvann anvendes (som f.eks. sjøvann).
Liganden av Cr<3+->ion inneholdt i tverrbindings/retarderings-middelsystemet i samsvar med den foreliggende oppfinnelse er salisylsyre.
Den nevnte ligand kan være tilstede i tverrbindings/retarder-ingsmiddelsystemet i fri form, som syre, eller i form av et kompleks med Cr<3+->ion, eller delvis i fri form og delvis i kompleksdannet form.
I samsvar med den foretrukne form av den praktiske utførelse av den foreliggende oppfinnelse, er liganden tilstede delvis i fri form og delvis i form av et kompleks med Cr<3+>, på grunn av at på denne måte oppnås de beste resultater med hensyn til geldannelsestakt, særlig ved høye temperaturer, dvs. temperaturer på 90°C og mer.
I praksis, i den nevnte foretrukne form av praktisk utfør-else, utgjøres tverrbindings/retarderingsmiddelsystemet av et kompleks av Cr<3+>med salisylationer, hvor det molare forhold salisylat: Cr<3+>kan være i området fra 1:1 til 3:1 og foretrukket 3:1, og salisylsyre, eller et oppløselig salt derav, i fri form, dvs. ikke bundet i det nevnte kompleks.
Tverrbindings/retarderingsmiddelsystemet i samsvar med oppfinnelsen kan ytterligere inneholde ett eller flere hydroksyioner og/eller nøytrale molekyler, f.eks. vann, og andre enverdige eller flerverdige uorganiske ioner egnet for å utligne ladningen i det samme system.
I de former av praktisk utførelse i samsvar med oppfinnelsen hvori tverrbindings/retarderingsmiddelsystemet inneholder en mengde ligand i fri form, er det molare forhold mellom salisylsyreligand i fri form og Cr<3+->ion i området fra 1:1 til 50:1 og foretrukket i området fra 3:1 til 10:1.
Et slikt molart forhold velges som en funksjon av forsink-elsesgraden i geldannelsestiden som man ønsker å oppnå, og avhenger også av temperaturen i den region av reservoaret som man ønsker å tilstoppe.
Konsentrasjonen av Cr<3+->ion i den geldannende blanding kan være i området fra 10 til 5.000 ppm og foretrukket i området fra 25 til 800 ppm, idet de mest foretrukne verdier er fra 100 til 600 ppm.
Den geldannende blanding i samsvar med den foreliggende oppfinnelse kan ytterligere inneholde ett eller flere stabiliseringsmidler for polymeren, som vanlig anvendt, f.eks. tiourea.
pH-verdien i den geldannende blanding i samsvar med oppfinnelsen kan være i området fra 2 til 9, og foretrukket fra 4 til 7. Når det enten er nødvendig eller ønskelig innstilles derfor pH-verdien for blandingen ved hjelp av tilsetningen av
en uorganisk syre eller base, f.eks. saltsyre, eller natriumhydroksyd.
Den vandige geldannende blanding i samsvar med oppfinnelsen kan fremstilles ved enkel blanding av dens komponenter i vann og fordelaktig anvendes vandige oppløsninger av de samme komponenter, og tilsetningssekvensen av komponenten er ikke kritisk.
Foretrukket fremstilles imidlertid først den vandige oppløs-ning inneholdende polymeren og det eventuelle stabiliseringsmiddel, og deretter tilsettes en vandig oppløsning av salisylsyreligand, når man ønsker å arbeide med et tverrbindings/retarderingsmiddelsystem hvori liganden er fullstendig eller delvis i ikke-kompleksdannet form, og en vandig oppløsning tilsettes til slutt av et kompleks av Cr<3+>med salisylat, eller en vandig oppløsning av et uorganisk Cr<3+->salt, som f.eks. nitrat eller klorid tilsettes.
Salisylatkomplekset av Cr<3+>kan fremstilles ved å anvende kjente metoder innen den uorganiske kjemi. F.eks. kan det fremstilles ved å omsette kromhydroksyd Cr(OH)3med natriumsalisylat hovedsakelig ved å følge prosedyren som angitt i "Inorganic Syntheses", vol. 16, sidene 80-81.
Det vann som anvendes ved fremstillingen av den geldannende blanding i samsvar med oppfinnelsen kan være fritt for salter, eller det kan inneholde salter og fordelaktig kan det anvendes det samme vann som inneholdes i reservoaret.
Et ytterligere formål for den foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten i et petroleumsreservoar idet fremgangsmåten anvender den blanding som er omhandlet i det foregående.
I samsvar med den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes således også en fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av et petroleumsreservoar som har en region med høy permeabilitet, som er kjennetegnet ved at den omfatter trinnene med: (a) å fremstille den vandige geldannende blanding i samsvar
med oppfinnelsen,
(b) å injisere nevnte geldannende blanding i petroleumsreservoaret gjennom minst en brønn, (c) å bringe nevnte blanding til å strømme gjennom reservoaret inntil den når og hovedsakelig fyller regionen med høy permeabilitet, og (d) å bringe nevnte blanding til å omdannes til en gel,
hvorved permeabiliteten av regionen med høy permeabilitet nedsettes.
En slik blanding er egnet for å modifisere permeabiliteten i et petroleumsreservoar innenfor et bredt temperaturområde på fra 60 opp til 120°C eller ennå mer.
Blandingen muliggjør fordelaktig at permeabiliteten av regioner med høy permeabilitet som befinner seg dypt inne i reservoaret eller i alle fall langt borte fra injeksjons-brønnen reduseres uten at en tidlig geldannelse foregår.
Det ble generelt funnet at forsinkelser i geldannelsestakten kan oppnås som kan være så lange som en uke når man arbeider ved temperaturer i området 90 til 120°C.
Den lave pris på salisylsyre muliggjør oppnåelse av mulige økonomiske fordeler i tillegg til de ovennevnte fordeler.
De etterfølgende eksempler illustrerer oppfinnelsen.
EKSEMPEL 1
En vandig oppløsning av en kommersiell kopolymer av akrylamid og natrium-2-metyl-l-propansulfonat i et vektforhold på
omtrent 75:25, med omtrent 4 % hydrolyserte amidgrupper, fremstilles. Til oppløsningen av kopolymeren tilsettes tiourea som et stabiliseringsmiddel.
En vandig oppløsning fremstilles av Cr(salisylat)3-kompleks, oppnådd som følger.
200 ml av en 1,7 M oppløsning av ammoniumhydroksyd tilsettes under omrøring til en oppløsning av kommersielt CrCl3-6H20 (13,3 g, 0,05 mol) i 200 ml vann.
Det således dannede kromoksyd Cr(OH)3frasentrifugeres og renses for alle spor av klor ved gjentatte vaskinger med vann og sentrifugering, som omhandlet i "Inorganic Syntheses", vol. 16, side 31.
Det således oppnådde Cr(0H)3tilsettes 100 ml av en opp-løsning ved 80°C av natriumsalisylat (24 g, 0,15 mol) og den resulterende oppløsning holdes under omrøring i omtrent 2 timer, hele tiden ved 80°C.
Ved avsluttet omrøring avkjøles oppløsningen og en oppløsning av fortynnet saltsyre tilsettes for å innstilles pH-verdien til 3.
Cr(salisylat)3-komplekset utfelles og frafiltreres deretter og vaskes med en oppløsning av fortynnet saltsyre ved pH 3.
Elementæranalyse av det oppnådde produkt viser at vektfor-holdet krom:karbon er 0,21 (teoretisk verdi: 0,20).
Deretter fremstilles prøver av geldannende blandinger ved blanding i et prøverør med skrukork, av oppløsningen av kopolymeren og stabiliseringsmidlet, med oppløsninger inneholdende forskjellige konsentrasjoner av salisylsyre, og deretter tilsettes den vandige oppløsning av Cr(salisylat)3-kompleks.
Alle de således fremstilte prøver inneholder 5.000 ppm kopolymer, 5.000 ppm tiourea, 200 ppm Cr<3+>og konsentrasjoner av ikke-kompleksdannet salisylsyre på henholdsvis 0,008 M (molart forhold salisylsyre:Cr<3+>= 2:1), 0,024 M (molart forhold salisylsyre:Cr<3+>= 6:1) og 0,040 M (molart forhold salisylsyre:Cr<3+>= 10:1).
pH-verdien innstilles til 5 ± 0,1 ved hjelp av tilsetning av natriumhydroksyd eller saltsyre.
De således fremstilte prøver tilføres til slutt til et oljebad ved 120°C i 15 min. og deretter en ovn ved samme temperatur.
Geldannelsestiden av de forskjellige prøver er anført i tabell 1.
EKSEMPEL 2
Eksempel 1 gjentas under anvendelse av sjøvann for fremstil-ling av de vandige geldannende blandinger.
Alle prøver som ble fremstilt inneholder 5.000 ppm kopolymer, 5.000 ppm tiourea, 200 ppm Cr<3>+ [som Cr(salisylat)3]og konsentrasjoner av ikke-kompleksdannet salisylsyre, henholdsvis på 0,008 M (molart forhold salisylsyre:Cr<3+>= 2:1),
0,024 M (molart forhold salisylsyre:Cr<3+>= 6:1) og 0,040 M (molart forhold salisylsyre:Cr<3+>= 10:1).
Prøvenes geldannelsestid ved 120°C er anført i tabell 2.
EKSEMPEL 3
Ved å arbeide som i eksempel 1 fremstilles en vandig geldannende blanding inneholdende 5.000 ppm kopolymer ifølge eksempel 1, 5.000 ppm tiourea og 200 ppm Cr<3+>tilført som Cr(salisylat)3. Videre fremstilles to geldannende blandinger inneholdende ved siden av Cr(salisylat)3-komplekset også salisylsyre i ikkekompleksdannet form, i et molart forhold av salisylsyre til Cr<3+>på henholdsvis 2:1 og 6:1. Geldannelsestiden for de forskjellige blandinger, ved temperatur 90°C, er gjengitt i den etterfølgende tabell 3.
Claims (16)
1. Geldannende vandig blanding med forsinket geldannelsestid,
karakterisert vedat den omfatter: (a) 1.000-50.000 ppm av nevnte geldannende blanding av en vannoppløselig organisk polymer som er tverrbindbar med Cr<3+->ioner, idet nevnte polymer er valgt fra gruppen bestående av homopolymerer av akrylamid og kopolymerer av akrylamid med en eller flere kopolymeriserbare umettede monomerer, og idet polymeren har en molekylvekt fra 100.000 til 20.000.000, og (b) et tverrbindings- og gelretarderingssystem inneholdende 10-5.000 ppm av nevnte geldannende blanding av Cr<3+->ioner og en salisylsyre-ligand, hvor det molare forhold mellom salisylsyre-ligand og Cr<3+->ioner er fra 1:1 til 50:1 og hvor nevnte salisylsyre-ligander er- i fri form eller i form av et kompleks med nevnte Cr<3+->ioner eller en blanding derav.
2. Blanding som angitt i krav 1,
karakterisert vedat nevnte molare forhold er i området fra 3:1 til 10:1.
3. Blanding som angitt i krav 1,
karakterisert vedat nevnte vandige blanding omfatter ferskvann og konsentrasjonen av nevnte vann-oppløselige organiske polymer i nevnte geldannende blanding er fra 3.000 til 50.000 ppm.
4. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat nevnte vandige blanding omfatter saltvann og konsentrasjonen av nevnte vann-oppløselige organiske polymer i nevnte geldannende blanding er fra 10.000 til 30.000 ppm.
5. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat konsentrasjonen av Cr<3+->ioner i nevnte geldannende blanding er fra 25 til 800 ppm.
6. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat konsentrasjonen av Cr<3+->ioner i nevnte geldannende blanding er fra 100 til 600 ppm.
7. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat nevnte vannoppløselige organiske polymer har mindre enn 1 % amidgrupper hydrolysert til fri karboksygrupper.
8. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat nevnte vannoppløselige organiske polymer har mer enn 1 % amidgrupper hydrolysert til fri karboksygrupper.
9. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat nevnte vannoppløselige organiske polymer har en molekylvekt i området fra 200.000 til 12.000.000.
10. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat nevnte vannoppløselige polymer er en kopolymer og nevnte kopolymeriserbare umettede monomer er valgt fra gruppen bestående av akrylsyre, metakrylamid, natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat og N-vinyl-2-pyrrolidon.
11. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat nevnte vannoppløselige organiske polymer er valgt fra gruppen bestående av kopolymerer av akrylamid med natrium-2-akrylamido-2-metyl-propansulfonat, kopolymerer av akrylamid med N-vinylpyrrolidon og terpolymerer av akrylamid, natrium-2-akryl-amido-2-metylpropansulfonat og N-vinyl-2-pyrrolidon.
12. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat den videre omfatter thiourea.
13. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat nevnte blanding har en pH fra 2 til 9.
14. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat nevnte blanding har en pH fra 4 til 7.
15. Blanding som angitt i krav 1,karakterisert vedat en del av nevnte salisylsyre-ligand er i fri form og en del er i en form kompleksdannet med Cr<3+>.
16. Fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av et petroleumsreservoar som har en region med høy permeabilitet,karakterisert vedat den omfatter trinnene med: (a) å fremstille den vandige geldannende blanding som angitt i krav 1, (b) å injisere nevnte geldannende blanding i petroleumsreservoaret gjennom minst en brønn, (c) å bringe nevnte blanding til å strømme gjennom reservoaret inntil den når og hovedsakelig fyller regionen med høy permeabilitet, og (d) å bringe nevnte blanding til å omdannes til en gel, hvorved permeabiliteten av regionen med høy permeabilitet nedsettes.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ITMI910857A IT1245382B (it) | 1991-03-28 | 1991-03-28 | Composizione acquosa gelificabile utile per modificare la permeabilita' in un giacimento petrolifero |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO921052D0 NO921052D0 (no) | 1992-03-18 |
| NO921052L NO921052L (no) | 1992-09-29 |
| NO301902B1 true NO301902B1 (no) | 1997-12-22 |
Family
ID=11359323
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO921052A NO301902B1 (no) | 1991-03-28 | 1992-03-18 | Geldannende vandig blanding, og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av et petroleumsreservoar |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5219475A (no) |
| EP (1) | EP0506192B1 (no) |
| JP (1) | JPH05125353A (no) |
| BR (1) | BR9201087A (no) |
| CA (1) | CA2063876C (no) |
| DK (1) | DK0506192T3 (no) |
| ES (1) | ES2072690T3 (no) |
| IT (1) | IT1245382B (no) |
| MX (1) | MX9201403A (no) |
| NO (1) | NO301902B1 (no) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US6432331B1 (en) | 1997-04-01 | 2002-08-13 | Marathon Oil Company | Tank bottom restoration process |
| US5842519A (en) * | 1997-05-21 | 1998-12-01 | Marathon Oil Company | Process for reducing hydrocarbon leakage from a subterranean storage cavern |
| GB2325478A (en) * | 1997-05-24 | 1998-11-25 | Sofitech Nv | Emulsion for well and formation treatment |
| JP2885238B1 (ja) | 1998-03-13 | 1999-04-19 | 東洋インキ製造株式会社 | 静電荷像現像用トナー、静電荷像現像用トナーに用いる荷電制御剤およびその製造方法 |
| US5947644A (en) * | 1998-04-03 | 1999-09-07 | Marathon Oil Company | Construction of a fluid impermeable subterranean barrier wall |
| 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 |
| US6025304A (en) * | 1998-12-15 | 2000-02-15 | Marathon Oil Company | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel |
| US6166103A (en) * | 1998-12-21 | 2000-12-26 | Atlantic Richfield Company | Aqueous gelable compositions with delayed gelling times |
| US6346600B1 (en) | 1999-04-22 | 2002-02-12 | Nippon Shokubai Co., Ltd. | Vinylpyrrolidone polymer and its stabilization and preservation processes |
| DK1739123T3 (da) | 2005-06-28 | 2014-06-23 | Halliburton Energy Serv Inc | Tværbindelige polymersammensætninger |
| US20090305914A1 (en) * | 2008-05-07 | 2009-12-10 | Leiming Li | Phosphorus-Free Gelled Hydrocarbon Compositions and Method for Use Thereof |
| US8975217B2 (en) * | 2009-06-23 | 2015-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a well with a cross-linked water-soluble polymer-complexed metal cation network and an aromatic compound capable of forming a chelating agent to uncross-link the polymer |
| US8653011B2 (en) * | 2009-11-12 | 2014-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Gelled hydrocarbon system and method with dual-function viscosifier/breaker additive |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3536137A (en) * | 1962-06-06 | 1970-10-27 | Continental Oil Co | Use of a coupling agent in consolidating incompetent subterranean formations with a resinous composition |
| US3267083A (en) * | 1963-06-07 | 1966-08-16 | Union Carbide Corp | Reprocessable crosslinked polymeric compositions |
| GB1277204A (en) * | 1968-08-15 | 1972-06-07 | Secr Defence | Improvements in epoxide reactions |
| BE790993A (fr) * | 1971-11-09 | 1973-05-07 | Monsanto Chemicals | Matieres polymeres a liaisons de reticulation thermiquement reversible |
| FR2489294A1 (fr) * | 1980-08-27 | 1982-03-05 | Rhone Poulenc Ind | Nouveaux agents sequestrants supportes, leur procede de preparation et leur application a la synthese organique et a l'extraction des metaux |
| US4552217A (en) * | 1984-07-09 | 1985-11-12 | Phillips Petroleum Company | Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process |
| IT1216740B (it) * | 1988-02-05 | 1990-03-08 | Agip S P A Eniricerche S P A | Procedimento per rimuovere gelpolimerici in un pozzo petrolifero. |
| US4934456A (en) * | 1989-03-29 | 1990-06-19 | Phillips Petroleum Company | Method for altering high temperature subterranean formation permeability |
| 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. |
-
1991
- 1991-03-28 IT ITMI910857A patent/IT1245382B/it active IP Right Grant
-
1992
- 1992-03-18 NO NO921052A patent/NO301902B1/no unknown
- 1992-03-19 US US07/853,815 patent/US5219475A/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-03-21 ES ES92200821T patent/ES2072690T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1992-03-21 EP EP92200821A patent/EP0506192B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-03-21 DK DK92200821.4T patent/DK0506192T3/da active
- 1992-03-24 CA CA002063876A patent/CA2063876C/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-03-27 MX MX9201403A patent/MX9201403A/es active IP Right Grant
- 1992-03-27 JP JP4100187A patent/JPH05125353A/ja not_active Withdrawn
- 1992-03-27 BR BR929201087A patent/BR9201087A/pt not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0506192B1 (en) | 1995-05-17 |
| BR9201087A (pt) | 1992-11-24 |
| CA2063876C (en) | 2003-05-13 |
| DK0506192T3 (da) | 1995-08-07 |
| ES2072690T3 (es) | 1995-07-16 |
| NO921052L (no) | 1992-09-29 |
| JPH05125353A (ja) | 1993-05-21 |
| CA2063876A1 (en) | 1992-09-29 |
| NO921052D0 (no) | 1992-03-18 |
| MX9201403A (es) | 1992-09-01 |
| ITMI910857A1 (it) | 1992-09-28 |
| EP0506192A1 (en) | 1992-09-30 |
| IT1245382B (it) | 1994-09-20 |
| ITMI910857A0 (it) | 1991-03-28 |
| US5219475A (en) | 1993-06-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO301902B1 (no) | Geldannende vandig blanding, og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av et petroleumsreservoar | |
| EP0506191B2 (en) | Aqueous gellable composition with delayed gelling time | |
| EP0390282B1 (en) | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery | |
| CA2013467C (en) | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery | |
| US5219476A (en) | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery | |
| CA2107550C (en) | Gelling compositions useful for oil field applications | |
| US5547025A (en) | Process for treating oil-bearing formation | |
| CA1254025A (en) | Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process | |
| AU614101B2 (en) | Method of removing polymer gels from a petroleum reservoir | |
| EP0566028B1 (en) | Gelable compositions of water soluble polymers | |
| NO303146B1 (no) | Vandig geldannende blanding og anvendelse derav | |
| CA2011790A1 (en) | Altering high temperature subterranean formation permeability | |
| NO860789L (no) | Permeabilitetskorreksjonsfluid basert paa propionatsekvestrering av krom (iii) og anvendelse av dette i underjordiske formasjoner. | |
| NO860788L (no) | Parmeabilitetskorreksjonsfluid basert paa sulfatfri propionatsekvestrering av krom (iii) og anvendelse av dette i underjordiske formasjoner. | |
| NO875421L (no) | Gelbart preparat og profilmodifiseringsmiddel. | |
| US5789350A (en) | Compositions and processes for treating hydrocarbon-bearing formations | |
| CN110628402B (zh) | 交联剂和有机凝胶堵水剂及其制备方法和应用 | |
| US4678032A (en) | Polymer and method for permeability profile control under severe reservoir conditions | |
| CA2013468C (en) | Method and composition for reducing the permeability of a high-permeability zone in an oil reservoir | |
| US3945929A (en) | Process for the secondary or tertiary recovery of petroleum | |
| JPH0112538B2 (no) | ||
| US6166103A (en) | Aqueous gelable compositions with delayed gelling times | |
| JPH0379607A (ja) | ポリアクリルアミド水溶液の製造方法 |