NO302140B1 - Fremgangsmåte for profilkontroll i underjordiske hydrokarbonholdige, fluidholdige formasjoner eller reservoarer - Google Patents
Fremgangsmåte for profilkontroll i underjordiske hydrokarbonholdige, fluidholdige formasjoner eller reservoarer Download PDFInfo
- Publication number
- NO302140B1 NO302140B1 NO913088A NO913088A NO302140B1 NO 302140 B1 NO302140 B1 NO 302140B1 NO 913088 A NO913088 A NO 913088A NO 913088 A NO913088 A NO 913088A NO 302140 B1 NO302140 B1 NO 302140B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- spheres
- water
- polymerization
- emulsion
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 41
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 19
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 16
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 9
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 9
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 9
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 6
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 6
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 5
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 5
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 5
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 3
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims description 3
- NVZWEEGUWXZOKI-UHFFFAOYSA-N 1-ethenyl-2-methylbenzene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C=C NVZWEEGUWXZOKI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- KLCNJIQZXOQYTE-UHFFFAOYSA-N 4,4-dimethylpent-1-ene Chemical compound CC(C)(C)CC=C KLCNJIQZXOQYTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 2
- YHQXBTXEYZIYOV-UHFFFAOYSA-N 3-methylbut-1-ene Chemical compound CC(C)C=C YHQXBTXEYZIYOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims 1
- VEFXTGTZJOWDOF-UHFFFAOYSA-N benzene;hydrate Chemical compound O.C1=CC=CC=C1 VEFXTGTZJOWDOF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-difluorophenoxy)pyridin-3-amine Chemical compound NC1=CC=CN=C1OC1=CC=C(F)C=C1F LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- AHLYXGYSBJNLAA-UHFFFAOYSA-N [K].N#C[Fe](C#N)C#N Chemical compound [K].N#C[Fe](C#N)C#N AHLYXGYSBJNLAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011066 ex-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000002683 reaction inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- XJKVPKYVPCWHFO-UHFFFAOYSA-N silicon;hydrate Chemical compound O.[Si] XJKVPKYVPCWHFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Substances [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- 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
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for profilkontroll i en underjordisk hydrokarbonholdig, fluidholdig formasjon eller reservoar. Primært finner den anvendelse i en formasjon der man må regne med vann, høy fluidstrøm eller høye trykk. Mere spesielt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte for å blokkere et areale av en underjordisk formasjon ved bruk av et plastlignende faststoff.
Forskjellige metoder er foreslått slik at injiserte fluider kan avledes til ikke-kontaktede soner i et reservoar. En slik metode er beskrevet i US-A-2.402.588. Dette patent beskriver en fremgangsmåte for forsegling av et mere permeabelt areale av reservoat ved inn i reservoaret å injisere en fortynnet alkalioppløsning av natriumsilikat under lavt trykk. En sur gass som karbondioksyd blir så injisert for å redusere alkaliniteten i oppløsningen, noe som resulterer i gel-dannelse.
En annen metode er beskrevet i US-A-3.645.336. Dette patent beskriver plugging av en sone av et reservoar ved injisering av en blanding av damp og natriumsilikat inn i den permeable sone.
En andre blanding inneholdende damp og et geldannelsesmiddel som karbondioksyd injiseres inn i den permeable sone og de to blandinger tillates reaksjon. Det dannes en hard silikagel Plugg.
Ytterligere en metode er beskrevet i US-A-3.805.893. Her beskrives dannelsen av et gelatinøst precipitat ved in-jeksjon av små plugger av fortynnet vandig alkalimetall-silikatoppløsning, fulgt av vann og derefter en fortynnet vandig oppløsning av et vannoppløselig materiale som reagerer med alkalimetallsilikatet for å danne et precipitat. Precipitatet blir hardt og danner en i det vesentlige impermeabel substans.
US-A-3.965.986 beskriver nok en metode. Her blir en plugg av dampet kolloidsilisiumdioksyd og vann injisert i et reservoar. Denne plugg har relativt lav viskositet. Et overflateaktivt middel injiseres så og danner en gel ved kontakt med silisiumdioksydpluggen.
En fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten i en underjordisk formasjon er beskrevet i US-A-4.676.318. Her fremstilles det et alkalimetallsilikat ved å injisere en oppløsning av alkalimetallsilikat og et kjemisk overflate-aktivtmiddel sammen med en ikke-kondenserbar gass inn i formasjonen. Skummet herder til et i det vesentlige imperme-abelt faststoff. Skummet kan benyttes for å redusere permeabiliteten i områder av formasjonen som er dampspylt under dampstimuleringscykler. Således ble efterfølgende dampstimuleringscykler rettet mot ikke-kontaktede arealer av formasjonen.
Mange av de foreslåtte materialer for profilkontroll av injiserte eller fremstilte fluider har vært polymerhydro-geler. Disse geler dannes enten in-situ eller ex-situ ved blanding av 100 til 10.000 ppm vannoppløselig polymer med et egnet fornetningsmiddel. Disse typer geler er fordelaktige i mange situasjoner fordi deres fortynnede polymerkonsentrasjon gjør dem relativt rimelige. Imidlertid gjør deres vann-oppløselige art og relativt lave elastisitetsgrenser dem uegnet for profilkontroll ved anvendelser med ekstremt høy strømningshastighet eller ekstremt høyt trykk som for eksempel plugging av en hydraulisk indusert fraktur.
Det det derfor er behov for er et vann-eksternkomponent-system som vil ha meget høy elastisitetsgrense eller kompresjonsstyrke slik at det kan motstå høyt trykk eller høy strømningshastighet i formasjonen.
I henhold til foreliggende oppfinnelse tilveiebringes det en fremgangsmåte for profilkontroll i en underjordisk, hydro- karbonfluidholdig formasjon eller et reservoar, der det hersker høye strømningshastlgheter eller høye trykk, ved injisering av en vandig blanding til det mere permeable området av formasjonen for å avskjære det mere permeable området ved dannelse av et fast materiale in situ i formasjonen, og fremgangsmåten karakteriseres ved at den vandige blanding som injiseres omfatter en vannekstern emulsjon av et etylenmonomer-derivat og et fornetningsmiddel sammen med en friradikal initiator og et overflateaktivt middel og eventuelt en polymeriseringsforsinker, der emulsjonen undergår polymerisering i formasjonen under dannelse av sfæriske plastpartikler.
Fluider som kan avledes ved hjelp av de faste sfærer inkluderer vann, karbondioksyd, hydrokarbongasser, gassformig nitrogen, damp, alkaliske skyllemidler, overflateaktive midler, skum, polymerer og syrer.
Efter polymerisering kan de plastlignende faste sfærer ha en i det vesentlige bimodal fordeling. Fortrinnsvis oppnås det en i det vesentlige bimodal fordeling av sfærer hvori mindre sfærer dannes som er i stand til å plugge porestruper i formasjonen mens de større sfærer dannes for å plugge porer og frakturer i formasjonen.
Oppfinnelsen muliggjør at et plastlignende faststoff i en formasjon forhindrer fluidinngang av de fleste fluider som brukes i økede oljegjenvinningsmetoder. Formuleringen av en vann-ekstern-emulsjon kan modifiseres og injiseres inn i en formasjon og derved tillate variable propageringsavstander før det dannes et plastlignende faststoff. Oppfinnelsen muliggjør videre dannelsen av et plastlignende fast materiale ved polymeisering in-situ ved de temperaturer som foreligger i et reservoar.
Oppfinnelsen skal illustreres nærmere under henvisning til de ledsagende tegninger der: Figur 1 er et diagram som viser partikkelstørrelses for-delingen for polystyren sfærer; og
figur 2 er et diagram over partikkelstørrelsesfordelingen for polystyren sfærene og den kumulative volum-# for de forskjellige partikkelstørrelser.
Ved flømmingsoperasjoner blir et fluid, vanligvis vann, injisert inn i den underjordiske oljeholdige formasjon gjennom en injeksjonsbrønn som forløper fra jordoverflaten ned inn i en formasjon. En produksjon forløper også inn i formasjonen ved en forskutt eller horisontal avstand fra injeksjonsbrønnen slik at flømmingsvæsken når den injiseres inn i formasjonen gjennom injeksjonsbrønnen, fortrenger oljen mot produksjonsbrønnen. Oljen gjenvinnes derefter fra produksjonsbrønnen. Når oljen først er fortrengt fra en gjennomspylt formasjonssone forblir det en ikke-gjennomspylt sone som kan bli tilbake inneholdende ytterligere olje. Ofte vil mer enn én injeksjonsbrønn og mer enn én produksjonsbrønn benyttes for å dekke feltet på tilstrekkelig måte og maksimalisere gjenvinningen. Forskjellige arrangementer for injeksjons- og produksjonsbrønner benyttes for dette formål, for eksempel lineære arrangementer for å danne et linje-opplegg, et fempunkt-, invertert fempunkt-, syvpunkt-, invertert syvpunkt opplegg, alt velkjent i konvensjonell praksis.
For å fjerne olje eller hydrokarbonholdige fluider som er tilbake i en ikke-spylt sone blir en ikke-vannoppløselig emulsjon inneholdende en monomer, et fornetningsmiddel, reakjonsinitiatorer og reaksjonsinhibitorer, injisert inn i en spylt sone i formasjonen. Efter inngang i formasjonen danner monomeren en plastlignende fast sfære ved fornetning ved den temperatur som foreligger i formasjonen via en polymeriseringsprosess. Fordi faststoffet ikke er vann-oppløselig og fordi det har en høy kompresjonsstyrke, kan det benyttes i betingelser for høy strømning og høye trykk. Etylen-, propylen- og styrenmonomerer kan benyttes for å danne faststoffer av polyetylen, polypropylen eller polystyren.
Før injisering av vann-ekstern- eller olje-i-vann emulsjonen inneholdende en monomer og et fornetningmiddel, blir en forpute av offersaltoppløsning pumpet inn i formasjonen. Saltoppløsningen metter på adsorpsjonsseter på stenoverflater slik at et overf lateaktivt middel i emulsjonen ikke vil adsorberes. Pumpevirkning under injeksjonen av emulsjonen inn i formasjonen gir den nødvendige agitering som holder emulsjonen stabil mens polymeriseringsprosessen skjer. Den vanneksterne emulsjon dannes over overflaten under sats-betingelser.
Emulsjonen som dannes kan skreddersyes for å passe til forskjellige formasjonsbetingelser for derved på riktig måte å kunne benyttes for og motstå strømmer av forskjellige typer fluider, for eksempel damp, hydrokarboner, vann, karbondioksyd, alkaliske flømmingsmidler, nitrogengass, overflate-aktivemidler, skum, syrer eller polymerer. Slik det vil være klart for fagmannen kan andre fluider som vanligvis benyttes ved slike oljegjenvinningsteknikker, benyttes her.
Ved pumping av emulsjonen inn i formasjonen er det ønskelig å ha et trykk og en agiteringsgrad tilstrekkelig høy til å holde emulsjonen skikkelig suspendert inntil polymerisering kan inntre. Det er i mange tilfeller ønskelig at fraktur-eringstrykket i formasjonen eller reservoaret ikke over-skrides under injeksjonen. En fremgangsmåte for selektiv anbringelse av polymergeler for profilkontroll ved termisk oljegjenvinning er diskutert i US-A.4.804.043.
Selv om andre etylenderivater er nevnt er styren den her foretrukne monomer. Styren og divinylbenzen emulgeres med det overflateaktive middel, slik at reaksjonen kan gjennomføres i de formasjoner der man må regne med vann. Emulsjonen beveger seg inn i formasjonen ved de temperaturer som der foreligger efter injisering i formasjonen. Med en gang polymeriseringen har skjedd ved de temperaturer som foreligger i formasjonen, dannes det plastlignende faste sfærer som derved blokkerer porene og eventuelle tilstedeværende frakturer i en mere permeabel sone i formasjonen.
Selv om styren er den foretrukne monomer kan denne prosess skreddersyes for å passe til forskjellige formasjonsbetingelser, avhengig av arten av fluidet man benytter, for eksempel damp, hydrokarboner, vann, karbondioksyd, alkaliske flømmingsmidler, nitrogengass, overflateaktive midler, skum, syrer eller polymerer. Skulle det være nødvendig å motstå høyere temperaturer kan man i stedet benytte polyetylenderivater som poly-3-metyl-l-buten, poly-4,4-dimetyl-l-buten, poly- orto- metylstyren, eller poly-4,4-dimetyl-l-penten, disse polyetylenderivater har smeltepunktet på 310, 350, 360 henholdsvis 380°C. Hvis man regner med mildere betingelser kan andre polyetylenderivater benyttes slik fagmannen vil erkjenne.
Fleksibilitet til å variere plasseringen av den vann-eksterneemulsjon i formasjonen før polymeriseringen inntrer, oppnås ved tilsetning av en polymeriserings forsinker som for eksempel kaliumjern(III)cyanid. Ved å vareiere forholdet friradikalinitiator: forsinker, kan tidsforløpet for poly-meriseringsreaksjonen kontrolleres, så vel som den avstand emulsjonen kan bevege seg før den danner plastlignende faste sfærer. Det følgende eksempel skal illustrere hvordan poly-meriseringsreaksjonen virker.
Eksempel
Det tildannes en oppløsning av 2,5 gram natriumdodesylsulfat, et overflateaktivt middel. Oppløsningen spyles med nitrogen i 15 minutter. Derefter blir 0,4 gram natriumpersulfat, en friradikalinitiator, satt til 10 gram vann. Derefter blir 40 gram styren og 10 gram divinylbenzen satt til vannet. Blandingen omrøres og spyles med nitrogen i ytterligere 5 minutter. Omrøringen forsettes og temperaturen heves til 65° C. I løpet av 1 time dannes det en gul emulsjon. Opp-løsningen omrøres i ytterligere 4 timer. Derefter stanses omrøringen. Efter at omrøringen er opphørt har oppløsningen en fløtelignende farge på grunn av polystyren-sfærene.
En analyse av partikkelstørrelsesfordelingen ble gjennomført i en Coulter Counter. Denne analyse viste en vesentlig bimodal fordeling av polystyren-sfærer med en liten mengde av en tredje populasjon i 25 til 40 pm området. Denne fordeling forsterkes ytterligere i tegningene, figurene 1 og 2.
Mesteparten av sfærene forelå i 0,1 til 1 pm - og 5 til 10 pm områdene. De minste sfærene er i stand til å plugge porestruper mens de større sfærer er i stand til å plugge porer og frakturer. Polystyren har et smeltepunkt på 240°C mens den fornettede polystyren som fremstilles har et enda høyere smeltepunkt. Det fornettede polystyrensystem er i stand til å motstå dampfluidstrøm.
Den heri nevnte emulsjon kan benyttes før man påbegynner en karbondioksyd-flømming ved profilkontroll. En karbondioksyd-prof ilkontroll metode er beskrevet i TJS-A-4.830.108. En vannflømmingsmetode som her kan benyttes er beskrevet i TJS-A-4.458.760. Selv om en høypermeabel eller mere permeabel sone i en formasjon er lukket ved hjelp av de plastlignende faste sfærer, forblir hydrokarbonholdige fluider fremdeles i et areale med mindre permeabilitet. Efter lukking av sonen med større permeabilitet kan en hvilken som helst av de ovenfor nevnte forbedrede oljegjenvinningsmetoder, såvel som andre, benyttes for å fjerne hydrokarbonholdige fluider fra sonen med mindre permeabilitet.
Claims (9)
1.
Fremgangsmåte for profilkontroll i en underjordisk, hydro-karbonfluidholdig formasjon eller et reservoar, der det hersker høye strømningshastigheter eller høye trykk, ved injisering av en vandig blanding til det mere permeable området av formasjonen for å avskjære det mere permeable området ved dannelse av et fast materiale in situ i formasjonen,karakterisert vedat den vandige blanding som injiseres omfatter en vannekstern emulsjon av et etylenmonomer-derivat og et fornetningsmiddel sammen med en friradikal initiator og et overflateaktivt middel og eventuelt en polymeriseringsforsinker, der emulsjonen undergår polymerisering i formasjonen under dannelse av sfæriske plastpartikler.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at man som etyl ender i vat benytter styren og som fornetter benytter divinylbenzen.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at man som etylenderivat benytter poly-3-metyl-l-buten, poly-4,4-dimetyl-l-buten, poly-orto-metylstyren eller poly-4,4-dimetyl-l-penten og blandinger derav.
4 .
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at man som etylenderivat benytter styrenmonomerer som derefter danner faststoffer av polyetylen, polypropylen eller polystyren.
5 .
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat fluider som hindres fra inngang i en mere permeabel sone av en formasjon omfatter damp, hydrokarboner, vann, karbondioksyd, alkali-flømmingsmidler, nitrogengass, overflateaktive midler, skum, syrer eller polymerer.
6.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat en forpute av offersaltoppløsning injiseres i formasjonen for å mette adsorpsjonsseter på stenoverflater, slik at et over-flateaktivtmiddel ikke adsorberes derpå.
7.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat det oppnås en i det vesentlige bimodal fordeling av plastlignende faste sfærer ved polymerisering i formasjonen.
8.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat polymeriseringen kontrolleres ved å variere forholdet friradikalinitiator:forsinker i emulsjonen som kontrollerer den avstanden i hvilken sfærene dannes i formasjonen.
9.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav.karakterisert vedat det oppnås en i det vesentlige bimodal fordeling av sfærer der mindre sfærer er i stand til å plugge porestruper i formasjonen, mens større sfærer plugger porer og frakturer i formasjonen.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/565,596 US5048607A (en) | 1990-08-10 | 1990-08-10 | In-situ emulsion polymerization of ethylene derivatives |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO913088D0 NO913088D0 (no) | 1991-08-08 |
| NO913088L NO913088L (no) | 1992-02-11 |
| NO302140B1 true NO302140B1 (no) | 1998-01-26 |
Family
ID=24259326
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO913088A NO302140B1 (no) | 1990-08-10 | 1991-08-08 | Fremgangsmåte for profilkontroll i underjordiske hydrokarbonholdige, fluidholdige formasjoner eller reservoarer |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5048607A (no) |
| AU (1) | AU638344B2 (no) |
| CA (1) | CA2048087A1 (no) |
| GB (1) | GB2246804B (no) |
| NO (1) | NO302140B1 (no) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO954298D0 (no) * | 1995-10-27 | 1995-10-27 | Wecem As | Middel og framgangsmåte for etablering av sonetetninger i olje- og gassbrönner |
| US5735349A (en) * | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| US5960877A (en) * | 1997-05-07 | 1999-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric compositions and methods for use in well applications |
| US6169058B1 (en) | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US6276325B1 (en) * | 1997-07-25 | 2001-08-21 | Paul E. Arlton | Glow plug connection for model engines |
| US6302209B1 (en) | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| US6387853B1 (en) | 1998-03-27 | 2002-05-14 | Bj Services Company | Derivatization of polymers and well treatments using the same |
| US6228812B1 (en) | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
| GB0108086D0 (en) * | 2001-03-30 | 2001-05-23 | Norske Stats Oljeselskap | Method |
| GB2419146B (en) | 2004-10-14 | 2007-03-28 | Mi Llc | Lost circulation additive for drilling fluids |
| IT1406671B1 (it) * | 2010-12-27 | 2014-03-07 | Eni Spa | Metodo per il recupero di olio da un giacimento mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera |
| CN106010485A (zh) * | 2016-05-23 | 2016-10-12 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种自胶结堵漏剂及堵漏方法 |
| CN107218021A (zh) * | 2017-08-06 | 2017-09-29 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种低渗裂缝油藏双段塞型调剖剂及其使用方法 |
| CN109536146B (zh) * | 2018-11-09 | 2021-03-16 | 大港油田集团有限责任公司 | 一种塑料颗粒型调剖剂、制备方法及其应用 |
| CN110617043A (zh) * | 2019-09-16 | 2019-12-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用聚苯乙烯单体改善油藏水驱效果的方法 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2402588A (en) * | 1940-09-14 | 1946-06-25 | Essex Royalty Corp | Method of oil recovery |
| US3490533A (en) * | 1968-02-28 | 1970-01-20 | Halliburton Co | Method of placement of polymer solutions in primary production and secondary recovery wells |
| US3645336A (en) * | 1970-02-24 | 1972-02-29 | Charles W Young | Method for plugging highly permeable zones |
| US3805893A (en) * | 1972-08-28 | 1974-04-23 | Union Oil Co | Mobility-controlled caustic flood |
| US3965986A (en) * | 1974-10-04 | 1976-06-29 | Texaco Inc. | Method for oil recovery improvement |
| FR2375288A1 (fr) * | 1976-12-27 | 1978-07-21 | Rhone Poulenc Ind | Compositions pour la consolidation de massifs miniers |
| US4951921A (en) * | 1983-01-28 | 1990-08-28 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
| US4458760A (en) * | 1983-04-11 | 1984-07-10 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process for stratified high salinity reservoirs |
| US4676318A (en) * | 1986-12-01 | 1987-06-30 | Exxon Production Research Company | Method of reducing permeability in subterranean formation by use of alkali metal silicate foam |
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| US4844163A (en) * | 1987-12-29 | 1989-07-04 | Mobil Oil Corporation | In-situ foaming of polymer profile control gels |
| US4830108A (en) * | 1988-01-04 | 1989-05-16 | Mobil Oil Corp. | Amino resin modified xanthan polymer foamed with a chemical blowing agent |
-
1990
- 1990-08-10 US US07/565,596 patent/US5048607A/en not_active Expired - Fee Related
-
1991
- 1991-07-29 CA CA002048087A patent/CA2048087A1/en not_active Abandoned
- 1991-07-30 AU AU81450/91A patent/AU638344B2/en not_active Ceased
- 1991-08-08 NO NO913088A patent/NO302140B1/no not_active IP Right Cessation
- 1991-08-09 GB GB9117220A patent/GB2246804B/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2246804A (en) | 1992-02-12 |
| AU638344B2 (en) | 1993-06-24 |
| AU8145091A (en) | 1992-02-13 |
| CA2048087A1 (en) | 1992-02-11 |
| GB9117220D0 (en) | 1991-09-25 |
| GB2246804B (en) | 1994-06-15 |
| NO913088L (no) | 1992-02-11 |
| NO913088D0 (no) | 1991-08-08 |
| US5048607A (en) | 1991-09-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO302140B1 (no) | Fremgangsmåte for profilkontroll i underjordiske hydrokarbonholdige, fluidholdige formasjoner eller reservoarer | |
| US10889749B2 (en) | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| US11781055B2 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
| US6169058B1 (en) | Compositions and methods for hydraulic fracturing | |
| US5735349A (en) | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations | |
| US7287586B2 (en) | Compositions and methods for plugging and sealing a subterranean formation | |
| AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| US4277580A (en) | Terpolymer of N-vinyl pyrrolidone in alkoxylated form | |
| NO178474B (no) | Fremgangsmåte for plugging av et område i en hydrokarbonbærende höytemperatursformasjon med en kryssbundet akrylamidpolymergel | |
| US8522874B2 (en) | Weak organic acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| NO314420B1 (no) | Oljebasert sammensetning og fremgangsmåte for tetning av underjordiske soner | |
| US20050080176A1 (en) | Crosslinked polymer gels for filter cake formation | |
| US20140110113A1 (en) | Crosslinkable Water Soluble Compositions And Methods Of Using The Same | |
| US20170029692A1 (en) | Method to increase the viscosity of hydrogels by crosslinking a copolymer in the presence of dissolved salt | |
| NO177942B (no) | Fremgangsmåte ved forsterket oljeutvinning fra en underjordisk formasjon | |
| US4219429A (en) | Composition and process for stimulating well production | |
| WO2014146064A2 (en) | Friction reducing polymers | |
| CA2354789C (en) | Fracturing method using aqueous or acid based fluids | |
| US10472553B2 (en) | Delayed polymer gelation using low total dissolved solids brine | |
| NO155509B (no) | Fremangsmaate ved behandling av et partikkelformig materiale, spesielt en underjordisk, partikkelformig formasjon. | |
| NZ722950A (en) | Injection fluid, composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir | |
| NO843424L (no) | Fremgangsmaate for syrebehandling av underjordisk formasjon, samt preparat for anvendelse ved fremgangsmaaten | |
| NO149116B (no) | Fremgangsmaate for syrebehandling av en underjordisk silisiumholdig formasjon |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN FEBRUARY 2002 |