NO882598L - Fremgangsmaate ved hastighetsregulert polymergeldannelse for anvendelse ved oljeutvinning. - Google Patents
Fremgangsmaate ved hastighetsregulert polymergeldannelse for anvendelse ved oljeutvinning.Info
- Publication number
- NO882598L NO882598L NO882598A NO882598A NO882598L NO 882598 L NO882598 L NO 882598L NO 882598 A NO882598 A NO 882598A NO 882598 A NO882598 A NO 882598A NO 882598 L NO882598 L NO 882598L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gel
- iii
- wellbore
- chromium
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 65
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims description 50
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 75
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 56
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 32
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 32
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 28
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 28
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical class [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 19
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 17
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 17
- -1 chromium (III) carboxylate Chemical class 0.000 claims description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 9
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 8
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 7
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M Lactate Chemical compound CC(O)C([O-])=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K chromium(3+) trichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Cl-].[Cr+3] QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 3
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims description 3
- PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N chromium trinitrate Chemical compound [Cr+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PPUZYFWVBLIDMP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triiodide Chemical compound I[Cr](I)I PPUZYFWVBLIDMP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- ZKJMJQVGBCLHFL-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triperchlorate Chemical compound [Cr+3].[O-]Cl(=O)(=O)=O.[O-]Cl(=O)(=O)=O.[O-]Cl(=O)(=O)=O ZKJMJQVGBCLHFL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- UZDWIWGMKWZEPE-UHFFFAOYSA-K chromium(iii) bromide Chemical compound [Cr+3].[Br-].[Br-].[Br-] UZDWIWGMKWZEPE-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 128
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 46
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 12
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical class CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 3
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 3
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 3
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Chemical class CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical class CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010985 leather Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical class COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100275770 Caenorhabditis elegans cri-3 gene Proteins 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021556 Chromium(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 229910001436 Cr3+ Inorganic materials 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 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
- YAYUOXFBNZMUTO-UHFFFAOYSA-N OC(C(C(OC(O)=O)=O)O)C(O)=O Chemical class OC(C(C(OC(O)=O)=O)O)C(O)=O YAYUOXFBNZMUTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 235000019994 cava Nutrition 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229910001430 chromium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000007831 chromium(III) chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000011636 chromium(III) chloride Substances 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000001963 growth medium Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 229910001412 inorganic anion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001410 inorganic ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Chemical class 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000035800 maturation Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 1
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical class O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic 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
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)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Inorganic Compounds Of Heavy Metals (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Description
Oppfinnelsens bakgrunn
Teknisk område:
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for olje-utvinning og nærmere bestemt en fremgangsmåte for fremstilling av en akselerert polymergel for anvendelser ved olje-utvinning.
Beskrivelse av beslektet teknikk:
Polymergeler har potensiell anvendelse for en rekke oljeutvinningsprosesser, deriblant trykksementering, frakturering og konformitetsforbedring. Dårlig vertikal konformitet skriver seg fra den vertikale sammenstilling av geologiske områder med forholdsvis høy permeabilitet i forhold til områder med forholdsvis lav permeabilitet innenfor en underjordisk formasjon. Dårlig flatekonformitet skriver seg fra tilstedeværelsen av årer med høy permeabilitet og uregelmessigheter med høy permeabilitet i formasjonsgrunn-massen, slik som vertikalsprekker og nettverk av disse, som har svært høy permeabilitet i forhold til formasjonsgrunn-massen. Fluider utviser vanligvis dårlige strømningsprofiler og utskyllingseffektiviteter i underjordiske formasjoner med dårlig vertikal- eller flatekonformitet. Dårlig konformitet er særlig et problem når vertikal heterogenitet og/eller sprekknettverk eller andre strukturelle uregelmessigheter står i fluorforbindelse med et underjordisk brønnhull som fluider injiseres eller produseres gjennom.
Det foreligger en rekke forsøk på å avhjelpe kon-formitetsproblemer. I U.S. patentskrifter nr. 3.762.476, 3.981.363, 4.018.286 og 4.039.029 beskrives forskjellige fremgangsmåter hvor gelblandinger dannes i områder med høy permeabilitet i underjordiske formasjoner for å redusere permeabiliteten. I henhold til U.S. patentskrift nr. 3.762.476 injiseres en slik polymer som polyacrylamid i en formasjon fortløpende etterfulgt av et kryssbindingsmiddel.
De fortløpende, injiserte plugger antas å trenge gjennom behandlingsområdet i formasjonen og omformes til gel på stedet.
Det hevdes generelt at effektive polymer/kryssbindingsmiddel-systemer nødvendiggjør fortløpende injeksjon av gelbestanddelene etterfulgt av blanding på stedet fordi gelsystemer blandet på overflaten, er vanskelige å regulere. Systemer blandet på overflaten, danner ofte gel ved en for stor hastighet, slik at det dannes gelballer før de effektivt kan trenge gjennom behandlingsområdet. I praksis har imidlertid slike konformitetsbehandlinger som den som er beskrevet i U.S. patentskrift nr. 3.762.476 hvor det brukes fortløpende injiserte gelsystemer, ofte vist seg utilfredsstillende på grunn av den manglende evne til å oppnå fullstendig blanding og geldannelse i formasjonen. Som et resultat av dette, dannes geler bare på grenseflaten til de ublandede gelbestanddelene og ofte i områder fjernt fra det ønskede behandlingsområde. Likeledes har fremsgangsmåter hvor det anvendes fortløpende, injiserte gelsystemer for sementerings- og fraktureringsanvendelser, ofte vist seg utilfredsstillende fordi de resulterende geler ikke har tilstrekkelig styrke og helhet til å motstå spenningene som de støter på i oljeutvinningsprosesser.
Det foreligger et behov for en fremgangsmåte for geldannelse hvor geldannelseoppløsningen omdannes til gel ved en hurtig, men regulær og kontrollert hastighet. Det foreligger et behov for en fremgangsmåte hvor geldannelseoppløs-ningen i det vesentlige trenger gjennom det ønskede behandlingsområde i en underjordisk hydrocarbonbærende formasjon og etableres uten unødig forsinkelse som en effektiv enhetlig gel. Det foreligger et behov for en geldanningsprosess som kan gi en rekke allsidige geler med deønskede forutbestemte styrker og helheter for anvendelser ved konformitetsforbedring, sementering eller frakturering.
Oppsummering av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for forbedring av hydrocarbonutvinning fra en underjordisk hydrocarbonbærende formasjon som er gjennomtrengt av en produksjons- og/eller injeksjonsbrønn. I henhold til en utførelsesform forbedrer fremgangsmåten vertikal- og flate-konformiteten i formasjonen og forbedrer tilsvarende strøm-ningsprofiler og utskyllingseffektiviteter av injiserte og/eller produserte fluider i formasjonen. Ifølge en annen utførelsesform tilveiebringer fremgangsmåten et sterkt, permanent materiale for sementeringsjobber. Ifølge nok en annen utførelsesform tilveiebringer fremgangsmåten et effektivt fluid for formasjonsfrakturering. Disse formålene og andre oppnås ved hjelp av en fremgangsmåte for polymer-geldannelse hvor det anvendes et to-komponent kryssbindingsmiddel.
Fremgangsmåten omfatter fremstilling av enkel, vandig geldannelseoppløsning på overflaten inneholdende en vannopp-løselig carboxylatholdig polymer med høy molekylvekt og et kryssbindingsmiddel som omfatter et krom(III)carboxylat-kompleks og et uorganisk krom(III)salt. Utøveren regulerer geldannelsehastigheten i oppløsningen for å oppnå et av tre geldannelsescenarier: 1) oppløsningen omdannes fullstendig til gel på overflaten, og den resulterende gel injiseres i et ønsket underjordisk område, 2) oppløsningen omdannes delvis til gel på overflaten, og oppløsningen som er delvis omdannet til gel, injiseres i et ønsket underjordisk område hvor om-dannelsen til gel fullføres, og 3) oppløsningen som i det vesentlige ikke er omdannet til gel, injiseres i et ønsket underjordisk område hvor fullstendig geldannelse inntrer.
Foreliggende oppfinnelse gjør det mulig for utøveren
å regulere geldannelsehastigheten eller -tiden som kreves for fullstendig geldannelse, og til sist hele geldannelse-scenariet ved å øke eller redusere den relative mengde av uorganisk krom(III)salt i kryssbindingsmidlet. Geldannelse-scenariet som anvendes i fremgangsmåten, forutbestemmes alt etter den ønskede gelfunksjon, dvs. frakturering, sementering eller konformasjonsforbedring, og den underjordiske formasjons bestemte krav.
Den resulterende gel er en viskøs, kontinuerlig, enfaset sammensetning som består av polymeren og kryssbindingsmidlet. Så snart gelen er på plass for sin ønskede funksjon som et bindemiddel eller strømningsbortleder, eller gelen har fullført en fraktureringsbehandling, kan fluider injiseres i eller produseres fra de hydrocarbonbærende områder i formasjonen i fluidforbindelse med brønnhullet. Når gelen er på plass, er den i det vesentlige ute av stand til å strømme fra behandlingsområdet og er i det vesentlige permanent og resistent overfor nedbrytning på stedet.
Fremgangsmåten tilveiebringer klare fordeler i forhold til kjente geldannelsefremgangsmåter. Utøveren av foreliggende oppfinnelse kan fullt ut fremstille og blande en enkel geldannelseoppløsning på overflaten for å oppnå en regulert geldannelsehastighet. Geldannelsehastighet er funnet å være en funksjon som er involvert i mange geldannelseparametre, deriblant temperatur, pH, konsentrasjon av gelkomponenter, polymermolekylvekt, grad av polymer-hydrolyse, etc. Selv om en utøver kan fremstille geler over et område av regulære geldannelsehastigheter og begrensede tidsrom ved nøye utvelgelse av verdier for de ovenfor angitte parametre, slik som beskrevet i U.S. patentsøknad nr.
822.709, gjør foreliggende oppfinnelse det mulig for ut-øveren å utforme en geldannelsefremgangsmåte med en geldannelsehastighet og -tid som er utvalgt fra et bredt område av hastigheter og tidsrom, uten i det vesentlige å endre flesteparten av geldannelseparametrene.
Foreliggende oppfinnelse er særlig fordelaktig fordi den gjør det mulig for utøveren å forutbestemme en bestemt ønsket geldannelsehastighet ved å velge verdien for bare én forholdsvis uavhengig parameter, uorganisk krom(III)salt-konsentrasjon i kryssbindingsmidlet. Selv om geldannelsehastigheten kan forutbestemmes ved å variere andre geldannelseparametre, slik som angitt ovenfor, kan enkel regulering av konsentrasjonen av uorganisk krom(III)salt være økonomisk og/eller operasjonelt mere attraktiv. Det kan være uønsket å variere andre geldannelseparametre fordi de funksjonelt er korrelert til endelige gelegenskaper, slik som gelstyrke og -stabilitet. Dersom man varierer disse parametre for å oppnå en gitt geldannelsehastighet, vil man kunne påvirke
de endelige gelegenskaper på uheldig måte.
Foreliggende fremgangsmåte gjør det mulig å innstille geldannelsehastigheten som en funksjon av bare én geldann-elseparameter uten i vesentlig grad å endre de endelige gelegenskaper. I tillegg tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et bredere område av oppnåbare geldannelsehastigheter. Det vil si at anvendelsen av uorganisk krom(III)salt mulig-gjør mer akselererte, men likevel regulerte geldannelsehastigheter enn andre regulerte geldannelsemetoder. Den resulterende gel har tilstrekkelig styrke og stabilitet til å imøtekomme kravene til formasjonen og den bestemte fremgangsmåte for hydrocarbonutvinning som anvendes.
Kort beskrivelse av tegningen
Figur 1 viser geldannelsehastigheten til polymer-prøver som funksjon av sammensetning av kryssbindingsmiddel. I kurvene er tilsynelatende viskositet plottet i forhold til tid for hver prøve.
Beskrivelse av foretrukne utførelsesformer
Foreliggende oppfinnelse er beskrevet i sammenheng med bestemte uttrykk som er definert på følgende måte. Formasjonen består av to generelle områder, "grunnmassen" og "uregelmessighetene". En "uregelmessighet" er et volum eller et tomt rom i formasjonen som har svært høy permeabilitet i forhold til grunnmassen. Den omfatter slike betegnelser som årer, sprekker, sprekknettverk, druserom, oppløsnings-kanaler, store huler, utvaskninger, hulrom, etc. "Grunnmassen" er hovedsakelig det gjenværende av formasjonsvolumetkarakterisertsom i det vesentlige homogent, sammenhengende, sedimentært reservoarmateriale som er fritt for uregelmessigheter og ofte kompetent.
Grunnmassen består av horisontale "soner" av karak-teristisk underjordisk materiale med sammenhengende geologiske egenskaper som strekker seg i horisontalretningen. "Vertikalkonformitet" er et mål for graden av geologisk ens artethet i permeabilitet etterhvert som man beveger seg verti-kalt gjennom formasjonen. "Flatekonformitet" er et mål for graden av geologisk ensartethet i permeabilitet etterhvert som man beveger seg horisontalt gjennom formasjonen. En "strømningsprofil" beskriver kvalitativt ensartetheten av fluidstrømning gjennom en underjordisk formasjon, mens "utskyllingseffektivitet" er den kvantitative analog til "strømningsprofil". "Plugging" er en vesentlig reduksjon i permeabilitet i et område av en formasjon.
Uttrykket "gel" er, slik det her er brukt, rettet mot et sammenhengende, tre-dimensjonalt, kryssbundet, polymert nettverk med en ultrahøy molekylvekt. Gelen defineres kvalitativt som "strømmende" eller "ikke-strømmende" basert på dens evne til å strømme under virkningen av tyngdekraften når den foreligger uten avgrensninger på overflaten ved om-givende atmosfæriske betingelser. En strømmende gel strømmer under disse betingelser; en ikke-strømmende gel gjør det ikke. Ikke desto mindre defineres både en ikke-strømmende gel og en strømmende gel her som å ha tilstrekkelig struktur til ikke å spre seg fra avgrensningene for det ønskede behandlingsområde når den er injisert i dette.
Oppløsninger som delvis er omdannet til gel, er det også henvist til her. En oppløsning som delvis er omdannet til gel, er i det minste noe mer viskøs enn en ikke-kryssbundet polymeroppløsning, slik at den er ute av stand til å komme inn i et mindre permeabelt område hvor det ikke er ønsket noen behandling, men tilstrekkelig lettflytende til at den er i stand til forflytning inn i en ønsket behandlings-sone. Kryssbindingsmidlet av oppløsningen som er delvis omdannet til gel, har reagert ufullstendig med polymeren,
men er i stand til fortsatt reaksjon til fullførelse deretter, noe som resulterer i den ønskede gel.
Gelsammensetningen som benyttes i foreliggende oppfinnelse, består av praktisk talt hvilken som helst carboxylatholdig polymer og et kryssbindingsmiddel. Polymeren er fortrinnsvis en syntetisk acrylamidpolymer, slik som polyacrylamid eller delvis hydrolysert polyacrylamid, selv om andre carboxylatholdige, syntetiske polymerer og biopoly-merer er anvendbare. Acrylamidpolymeren kan være fremstilt ifølge hvilken som helst konvensjonell metode som er kjent innen teknikken, men har fortrinnsvis de bestemte egenskaper til acrylamidpolymer fremstilt ifølge fremgangsmåten som er beskrevet i U.S. patentskrift nr. 4.433.727. Den gjennom-snittlige molekylvekt til acrylamidpolymeren er i området fra ca. 10.000 til ca. 50.000.000, og fortrinnsvis ca. 100.000 til ca. 20.000.000, og aller helst ca. 200.000 til ca. 12.000.000. Polymerkonsentrasjonen i oppløsningen er ca.
1000 ppm og opp til oppløselighetsgrensen for polymeren i oppløslningsmidlet eller polymeroppløsningens reologiske ufriheter.
Kryssbindingsmidlet er et uorganisk krom(III)salt og et krom(III)carboxylat-kompleks eller blanding av krom(III)-carboxylat-komplekser. Uttrykket "kompleks" er her definert som et ion eller molekyl som inneholder to eller flere innbyrdes bundne ione-, radikal- eller molekylarter. Et kompleksion har som et hele en klar elektrisk ladning, mens et kompleksmolekyl er elektrisk nøytralt.
Komplekset ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter minst én eller flere elektropositive krom(III)-arter og én eller flere elektronegative carboxylatarter. Komplekset kan fordelaktig også inneholde én eller flere elektronegative hydroxy- og/eller oxygenarter. Når to eller flere krom(III)-arter er til stede i komplekset, tror man at oxygen- eller hydroxyd-artene kan hjelpe til å danne bro mellom krom(III)-artene. Hvert kompleks inneholder eventuelt^-ytterligere arter som ikke er vesentlige for kompleksets polymer-kryssbindingsfunksjon. F.eks. kan uorganiske mono-og/eller divalente ioner, som virker kun til å oppveie kompleksets elektriske ladning, eller ett eller flere vannmolekyler, være knyttet til hvert kompleks. Represen-tative formler for slike komplekser omfatter: CCr3(CH3C02)6(0H)2]<+1>,
[Cr3(0H)2(CH3C02)6]N03-6H20,
[Cr3(H20)2(CH3C02)6]<+3>,
[Cr3(H20)2(CH3C02)6<]>(CH3C02)3-<H>20, etc.
Trivalent krom og krom(III)-ion er ekvivalente uttrykk som omfattes av uttrykket krom(III)-arter slik det her er brukt. Carboxylatartene er fortrinnsvis avledet fra vannoppløselige salter av carboxylsyrer, særlig enbasiske syrer med lav molekylvekt. Carboxylatarter avledet fra salter av maursyre, eddiksyre, propionsyre og melkesyre, lavere-substituerte derivater derav og blandinger derav,
er spesielt foretrukket. Carboxylatartene omfatter de følgende vannoppløselige arter: formiat, acetat, propionat, lactat, lavere-substituerte derivater derav, og blandinger derav. De eventuelle uorganiske ioner omfatter natrium-, sulfat-, nitrat- og kloridioner.
En skare av komplekser av den ovenfor beskrevne type og fremgangsmåten for fremstilling derav, er godt kjent innen lærgarvingsteknikken. Disse kompleksene er beskrevet i Shuttleworth og Russel, Journal of the Society of Leather Trades<1>Chemists, "The Kinetics of Chrome Tannage Part I.," Storbritannia, 1965, v. 49, s. 133-154; "Part III.," Storbritannia, 1965, v. 49, s. 251-260; "Part IV.," Storbritannia, 1965, v. 49, s. 261-268, og Von Erdman,
Das Leder, "Condensation of Mononuclear Chromium (III)
Salts to Polynuclear Compounds," Eduard Roether Verlag, Darmstadt, Tyskland, 1963, v. 14, s. 249. Udy, Marvin J., Chromium, voL 1: Chemistry of Chromium and Its Compounds, Reinhold Publishing Corp., N.Y., 1956, s. 229-233; og
Cotton og Wilkinson, Advanced Inorganic Chemistry, 3. utg., John Wiley & Sons, Inc., N.Y., 1972, s. 836-839, beskriver videre typiske komplekser som kan være innenfor omfanget av foreliggende oppfinnelse. Foreliggende oppfinnelse er ikke begrenset til de bestemte komplekser og blandinger derav som er beskrevet i henvisningene, men kan omfatte andre
som tilfredsstiller den ovenfor angitte definisjon.
De uorganiske krom(III)salter ifølge foreliggende oppfinnelse er forbindelser som består av elektropositive krom(III)-kationer og elektronegative, monovalente, uorganiske anioner. Eksempelvise uorganiske salter av krom(III) i foreliggende oppfinnelse omfatter krom(III)-triklorid, krom(III)-trinitrat, krom(III)-trijodid, krom(III)-tribromid og krom(III)-triperklorat.
Gelen dannes ved å blande sammen en carboxylatholdig polymer og et kryssbindingsmiddel på overflaten for å danne en enkel injiserbar geldannelseoppløsning. Sammenblanding på overflaten omfatter i grove trekk blant annet blanding av oppløsningen i bulk på overflaten før injeksjon, eller samtidig blanding av oppløsningen ved eller nær brønnhodet ved hjelp av rørblandingsmidler mens den injiseres. Sammenblanding utføres f.eks. ved å oppløse utgangsmaterialene for kryssbindingsmidlet i et passende, vandig oppløs-ningsmiddel. Kryssbindingsmiddeloppløsningen blandes så
med en vandig polymeroppløsning for å fremstille geldannelse-oppløsningen. Blant andre alternativer kan utgangsmaterialene for kryssbindingsmidlet oppløses direkte i den vandige polymeroppløsning for å danne geldannelseoppløsningen i et enkelt trinn. Vektforholdet mellom carboxylatholdig polymer og kryssbindingsmiddel er ca. 1:1 til 500:1, fortrinnsvis ca. 2,5:1 til 200:1, og helst ca. 5:1 til 50:1.
Det vandige oppløsningsmiddel i geldannelseoppløs-ningen kan være ferskvann eller et saltvann med en total konsentrasjon av oppløste, faste stoffer opp til oppløselig-hetsgrensen for de faste stoffene i vann. Inerte fyllstoffer, slik som knust eller naturlig fint fjellmateriale eller glasskuler, kan også tilsettes til geldannelseoppløsninger for å forsterke gelens nettverkstruktur.
Foreliggende fremgangsmåte gjør det mulig for ut-øveren å fremstille en gel ved en forutbestemt geldannelsehastighet som en funksjon av sammensetningen av kryssbindingsmiddel. 'Geldannelsehastigheten er definert som graden
av geldannelse som en funksjon av tiden eller, synonymt,
kryssbindingshastigheten i geldannelseoppløsningen. Graden av kryssbinding kan kvantifiseres uttrykt som gelviskositet og/eller -styrke. Generelt velger utøveren et vektforhold mellom komplekset og det uorganiske salt i geldannelseoppløs-ningen innenfor området ca. 1:1 til ca. 500:1, og helst ca. 3:1 til ca. 50:1, for å oppnå en forutbestemt geldannelsehastighet eller -tid. Geldannelse er fortrinnsvis i det vesentlige fullstendig innen et tidsrom fra tilnærmetøyeblikkelig til opptil ca. 48 timer eller mer.
Den forutbestemte geldannelsehastighet umuliggjør fortrinnsvis fremstilling av geldannelseoppløsningen på overflaten, injeksjon av oppløsningen som en enkel, enhetlig plugg i brønnhullet, og forskyvning av hele oppløsningen inn i den ønskede underjordiske sone innen et forholdsvis kort tidsrom slik at brønnen kan aktiveres for injeksjon eller produksjon deretter. Fremgangsmåten kan utformes slik at oppløsningen fullstendig omdannes til gel på overflaten, slik at oppløsningen delvis omdannes til gel på overflaten og at geldannelsereaksjonen fullføres på stedet, eller slik at geldannelsereaksjonen utføres på stedet.
Foreliggende geldannelsemekanisme gjør det mulig for utøveren å utforme en geldannelseoppløsning som kan injiseres i en formasjon ved en ønsket injeksjonshastighet med liten motstand mot injiserbarhet. Når geldannelse skjer på stedet, omdannes oppløsningen fortrinnsvis hurtig til gel etter at den er på plass i det ønskede underjordiske område for å minimalisere tapt produksjon fra stenging av injeksjons- og/eller produksjonsbrønner.
Ifølge en utførelsesform lar fremgangsmåten seg anvende ved konformitetsbehandling av formasjoner under de fleste betingelser og er spesifikk for behandlingsområder i formasjonen som er i fluidforbindelse med en injeksjons-eller produksjonsbrønn. Den strømmende gel er særlig anvendbar til behandling av uregelmessigheter, slik som årer med forholdsvis høy permeabilitet, sprekker eller sprekknettverk i direkte forbindelse via uregelmessigheten med en injek-sjonsbrønn, men ikke også i direkte forbindelse via uregel messigheten med en produksjonsbrønn. Den ferdige gel be-tegnes en strømmende gel som her definert fordi den ville strømme dersom den forelå uten avgrensninger på overflaten. Den strømmende gel er imidlertid tilstrekkelig kryssbundet til å forbli på stedet under injeksjonsbetingelser i uregelmessigheten når den avgrenses av denne. Den strømmende gel er således i stand til effektivt å plugge uregelmessigheten.
Den strømmende gel er ikke generelt egnet for behandling av uregelmessigheter i direkte forbindelse med produksjonsbrønner via uregelmessigheten ettersom strømmende geler ikke har tilstrekkelig styrke til å motstå nedtappingstrykket under produksjon og kan strømme tilbake inn i brønnhullet. For behandling av uregelmessigheter i direkte forbindelse med produksjonsbrønner foretrekkes det ikke-strømmende, rigide geler med tilstrekkelig styrke til å motstå nedtappingstrykket ved produksjonen. Det er foretrukket at praktisk talt ikke noe av gelen strømmer tilbake inn i brønnhullet når olje produseres etter konformitets-behandlingen.
I noen spesialiserte tilfeller kan oppløsningen injiseres i en utvalgt sone med høy permeabilitet i grunnmassen og fullstendig kryssbindes på stedet enten som en ikke-strømmende gel eller en strømmende gel. Både strømmende og ikke-strømmende geler kan brukes til behandling av soner med høy permeabilitet i grunnmassen fordi ingen av dem vanligvis vil strømme fra behandlingssonen etter fullstendig geldannelse, en nødvendig betingelse for foreliggende oppfinnelse. Ikke-strømmende geler er imidlertid ofte foretrukket for behandling av soner med høy permeabilitet i direkte forbindelse med produksjonsbrønner på grunn av deres forøkte styrke.
Konformitetsbehandling av områder i direkte forbindelse med en produksjonsbrønn ved hjelp av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, kan effektivt forbedre hydrocarbonproduktiviteten i brønnen og/eller redusere forholdet mellom vann og hydrocarbon i de produserte fluider.
I henhold til andre utførelsesformer er foreliggende fremgangsmåte anvendbar til sementerings- og frakturerings-operasjoner. Geldannelseoppløsningen fremstilles på den ovenfor beskrevne måte og tilføres i henhold til konvensjon-elle sementerings- og fraktureringsmetoder som er kjent innen teknikken. Den ikke-strømmende, rigide gel som fremstilles i henhold til foreliggende oppfinnelse, er den foretrukne bindemiddelsammensetning for sementeringsjobber. Sammensetningen er særlig anvendbar til avhjelpende trykk-sementeringsjobber som også effektivt kan forbedre hydrocarbonproduktiviteten i en produksjonsbrønn, og/eller redusere forholdet mellom vann og hydrocarbon i de produserte fluider. Strømmende gel fremstilt ifølge foreliggende oppfinnelse,
er det foretrukne fraktureringsfluid.
De følgende eksempler viser utøvelsen og utnyttelsen av foreliggende oppfinnelse, men skal ikke betraktes som begrensende for omfanget av denne.
Eksemplene 1-3 er utformet som tabeller med data som beskriver formuleringen og modningen av en eller flere geler. Hver gel er representert i en tabell ved et enkelt forsøk. Data omfatter betingelsene for fremstilling av gelen og den kvantitative eller kvalitative styrke til den produserte gel. Tabellene viser data i et to-gruppers format. Den første gruppe er verdier for geldannelsebetingelsene som varierer mellom de forskjellige forsøk i tabellen, men er konstant for hvert bestemt forsøk. Den andre gruppe er gelstyrken som varierer som en funksjon av geldannelsetid (uttrykt i timer) innenfor hvert forsøk. Kvalitativ gelstyrke ut-trykkes i alfabetisk kode.
Den følgende gelstyrkekode kan anvendes for fortolk-ning av tabellene.
Gelstyrkekode
A Ingen påvisbar, sammenhengende gel dannet: gelmassen synes å ha den samme viskositet som den opprinnelige polymeroppløsning selv om isolerte, høyviskøse gelballer i noen tilfeller kan være til stede.
B Lettstrømmende gel: gelen synes å være bare litt mer
viskøs enn den opprinnelige polymeroppløsning.
C Strømmende gel: mesteparten av gelen strømmer til flaskekapselen ved hjelp av tyngdekraften etter omsnuing .
D Middels strømmende gel: bare en liten del (5-10%) av gelen strømmer ikke lett til flaskekapselen ved hjelp av tyngdekraften etter omsnuing (vanligviskarakterisert
som en tungedannende gel).
E Sparsomt strømmende gel: gelen kan bare så vidt strømme til flaskekapselen og/eller en betydelig andel (>15%)
av gelen strømmer ikke ved hjelp av tyngdekraften etter
omsnuing.
F Lett deformerbar, ikke- strømmende gel: gelen strømmer ikke til flaskekapselen ved hjelp av tyngdekraften etter
omsnuing.
G Middels deformerbar, ikke- strømmende gel: gelen deformeres omtrent halvveis ned i flasken ved hjelp av
tyngdekraften etter omsnuing.
H Ubetydelig deformerbar, ikke- strømmende gel: bare geloverflaten deformeres i betydelig grad ved hjelp av
tyngdekraften etter omsnuing.
I Rigid gel: det er ingen deformasjon av geloverflaten
ved hjelp av tyngdekraften etter omsnuing.
J Klingende rigid gel: en stemmegaffel eller lignende mekanisk vibrasjon kan føles etter lett banking på flasken.
Alle polymeroppløsningene i eksemplene nedenunder fremstilles ved å fortynne vandige acrylamidpolymeroppløs-ninger med et vandig oppløsningsmiddel. De kvalitative data oppnås ved å blande den fortynnede polymeroppløsning med en oppløsning av kryssbindingsmiddel i en 0,06 liter vidmunnet flaske slik at det dannes en 0,02 liters prøve. Prøven omdannes til gel i den kapslede flaske, og den kvalitative gelstyrke bestemmes ved hjelp av periodevis omsnuing av flasken.
Prøver av geldannelseoppløsninger i eksemplene 1-3 ble fremstilt ved å blande 20 ml av en 2 vekt% polyacrylamid-oppløsning i springvann fra Denver, Colorado, med 0,19 ml av en 10% kryssbindingsmiddeloppløsning. (Polyacrylamidet er 2,0% hydrolysert og har en molekylvekt på 11.000.000. Polymeroppløsningen har en pH på 8,6). Den resulterende gel-dannelseoppløsning har en polymerkonsentrasjon på 19.800 ppm, en konsentrasjon av kryssbindingsmiddel på 990 ppm, et vektforhold mellom polymer og kryssbindingsmiddel på 20:1. Prøven omdannes til gel ved værelsetemperatur under et nitrogenteppe, og den kvalitative gelstyrke bestemmes ved periodevis omsnuing av prøven.
Kryssbindingsmiddeloppløsningen er oppløsningen ifølge foreliggende oppfinnelse (dvs. et uorganisk krom(III)-salt og et krom(III)-acetat-kompleks eller blanding av komplekser). Kryssbindingsmiddeloppløsningen fremstilles ved å oppløse fast CrAc^.i^O og det angitte, uorganiske krom(III)-salt i vann. Den bestemte sammensetning av kryss-bindingsmiddeloppløsningen for hvert forsøk er beskrevet øverst i tabellene i eksemplene 1-3.
Eksempel 1
Uorganisk salt: CrfClO^)^
Eksempel 2
Uorganisk salt: CrBr^
Eksempel 3 Uorganisk salt: CrI3
Eksemplene 1-3 indikerer generelt at geldannelsehastigheten akselereres betydelig ved å øke den relative konsentrasjon av uorganisk krom(III)-salt i geldannelse-oppløsningen .
Eksempel 4
En polymeroppløsning med en konsentrasjon på 8.350 ppm fremstilles ved å oppløse et 30% hydrolysert polyacrylamid med en molekylvekt på ca. 5.000.000 i en vandig 5.000 ppm NaCl-oppløsning. En oppløsning av krom(III)-klorid som ikke inneholder noe krom(III)-carboxylat-kompleks, tilsettes til polymeroppløsningen ved værelsetemperatur slik at den resul terende geldannelseoppløsning har den relative sammensetning som er angitt nedenunder. Geldannelseresultatene er vist nedenunder.
Kryssbinding av prøvene oppstår så hurtig at lokale gelballer dannes rundt kryssbindingsmiddeloppløsningene etterhvert som de tilsettes til polymeroppløsningen. Ukon-trollert geldannelse av gelbestanddelene etter kontakt for-hindrer effektiv blanding av disse. Som et resultat av dette er de ovenfor beskrevne blandinger ute av stand til å danne sammenhengende geler. Kontrollert, akselerert geldannelse oppnås bare når begge bestanddelene i kryssbindingsmidlet ifølge foreliggende oppfinnelse er til stede; det uorganiske krom(III)-salt og krom(III)-carboxylat-komplekset. Dersom bare det uorganiske krom(III)-salt er til stede, skjer kryssbinding for hurtig og ukontrollerbart. Dersom bare krom(III)-carboxylat-komplekset er til stede, kan kryssbinding bli for sakte.
Eksempel 5
Fem separate geldannelseoppløsninger ble fremstilt ved å blande en 2 vekt% polyacrylamidoppløsning i springvann med en forskjellig kryssbindingsmiddeloppløsning. Hver av de fem kryssbindingsmiddeloppløsninger erkarakterisertnedenunder. I alle tilfeller var vektforholdet mellom polyacrylamid og kryssbindingsmiddel 20:1. Kryssbindingsmiddel-oppløsningene ble fremstilt ved å oppløse fast CrAc-2.H20 og CrCl^dersom et uorganisk salt er angitt, i springvann fra Denver, Colorado.
Den relative geldannelsehastighet i hver prøve er vist i figur 1. Den tilsynelatende viskositet ble bestemt under betingelser med 0,1 rad/sek. og 100% deformering. Kurvene er merket i henhold til førsøksnummeret. Dataene understøtter konklusjonen i eksemplene 1-3, dvs. at geldannelsehastigheten akselereres etterhvert som den relative konsentrasjon av uorganisk krom(III)-salt i geldannelse-oppløsningen økes.
Selv om de ovenfor angitte foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen er blitt beskrevet og vist, skal det forstås at alle alternativer og modifikasjoner, slik som de som er antydet og andre, kan gjøres og faiter innenfor omfanget av oppfinnelsen.
Claims (35)
1. Fremgangsmåte for vesentlig reduksjon av permeabiliteten i minst ett område med forholdsvis høy permeabilitet avgrenset av et område med forholdsvis lavere permeabilitet i en hydrocarbonbærende formasjon under en jordoverflate som er gjennomtrengt av et brønnhull i fluidforbindelse med det i det minste ene område med forholdsvis høy permeabilitet, karakterisert ved at:
a) det på overflaten fremstilles en geldannelseoppløs-ning som omfatter en vannoppløselig carboxylatholdig polymer og et kryssbindingsmiddel som inneholder et krom(III)-carboxylat-kompleks og et uorganisk krom(III)-salt som er i stand til å kryssbinde polymeren,
b) geldannelseoppløsningen injiseres i brønnhullet, og
c) geldannelseoppløsningen forskyves inn i det minst ene område med forholdsvis høy permeabilitet slik at det dannes en gel som i vesentlig grad reduserer permeabiliteten i det minst ene område med forholdsvis høy permeabilitet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at carboxylatartene i krom(III)-carboxylat-komplekset er valgt fra gruppen bestående av formiat, acetat, propionat, lactat, lavere-substituerte derivater derav og blandinger derav.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at krom(III)-carboxylat-komplekset videre omfatter en art valgt fra gruppen bestående av oxygen, hydroxyd og blandinger derav.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den carboxylatholdige polymer er en acrylamidpolymer.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at brønnhullet er et hydrocarbonproduserende brø nnhull.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at fluider produsert fra det hydrocarbonproduserende brønnhull, har et vesentlig redusert forhold mellom vann og hydrocarbon etter at gelen i vesentlig grad reduserer permeabiliteten i det i det minste ene område med forholdsvis høy permeabilitet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at hydrocarbonproduk-tivitet fra brønnhullet økes i vesentlig grad etter at gelen i vesentlig grad har redusert permeabiliteten i det i det minste ene område med forholdsvis høy permeabilitet.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at brønnhullet er et injeksjonsbrønnhull.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at området med forholdsvis høy permeabilitet er en sprekk eller et sprekknettverk.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at området med høy permeabilitet er et grunnmasseområde i formasjonen.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at vektforholdet mellom polymerer og kryssbindingsmidlet er ca. 1:1 til ca. 500:1, og vektforholdet mellom krom(III)-carboxylat-komplekset og det uorganiske krom(III)-salt er ca. 50:1 til ca. 3:1.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det uorganiske krom(III)-salt er valgt fra gruppen bestående av krom(III)-triklorid, krom(III)-trinitrat, krom(III)-trijodid, krom(III)-tribromid, krom(III)-triperklorat og blandinger derav.
13. Fremgangsmåte for regulering av geldannelsehastigheten i en polymergel som benyttes for en hydrocarbonutvinnings-anvendelse i et behandlingsområde av en hydrocarbonbærende formasjon under en jordoverflate gjennomtrengt av et brønn-hull i forbindelse med området,
karakterisert ved at:
a) geldannelsehastigheten som kreves av polymergelen for å imøtekomme kravene til behandlingsområdet, forutbestemmes,
b) en geldannelseoppløsning som omfatter en vannopp-løselig, carboxylatholdig polymer og et kryssbindingsmiddel som inneholder et krom(III)-carboxylat-kompleks og et uorganisk krom(III)-salt som er i stand til å kryssbinde polymeren, fremstilles på jordoverflaten,
c) den relative konsentrasjon av det uorganiske krom(III)-salt i geldannelseoppløsningen reguleres slik at den påkrevde, forutbestemte geldannelsehastighet oppnås,
d) geldannelseoppløsningen injiseres i behandlingsområdet via brønnhullet, og
e) polymergelen dannes fra geldannelseoppløsningen med den påkrevde, forutbestemte geldannelsehastighet for å utføre anvendelsen ved hydrocarbonutvinning.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at anvendelsen ved hydrocarbonutvinning omfatter i det vesentlige plugging av behandlingsområdet.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, karakterisert ved at behandlingsområdet er en uregelmessighet i den hydrocarbonbærende formasjon.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert ved at uregelmessigheten er en sprekk eller et sprekknettverk.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 14, karakterisert ved at behandlingsområdet er en grunnmasse i den hydrocarbonbærende formasjon.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at anvendelsen ved hydrocarbonutvinning er brønnhullsementering og at polymergelen er et bindemiddel.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at behandlingsområdet er en ring mellom en foring i brønnhullet og en brønnhull-overflate.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at fremgangsmåten for sementering av brønnhullet er en fremgangsmåte med trykksementering.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved at behandlingsområdet er et tomrom i et primært arbeidsstykke med bindemiddel.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at carboxylatarten i krom(III)-carboxylat-komplekset er valgt fra gruppen bestående av formiat, acetat, propionat, lactat, lavere-substituerte derivater derav og blandinger derav.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at krom(III)-carboxylat-komplekset videre omfatter en art valgt fra gruppen bestående av oxygen, hydroxyd og blandinger derav.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at den carboxylatholdige polymer er en acrylamidpolymer.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 13, karakterisert ved at anvendelsen ved hydrocarbonutvinning er formasjonsfrakturering og at polymergelen er et fraktureringsfluid.
26. Fremgangsmåte for brønnhullsementering anvendt på et brønnhull i fluidforbindelse med en underjordisk hydrocarbonbærende formasjon under en jordoverflate, karakterisert ved at
a) det på overflaten fremstilles en geldannelseoppløs-ning som omfatter en vannoppløselig, carboxylatholdig polymer og et kryssbindingsmiddel som inneholder et krom(III)-carboxylat-kompleks og et uorganisk krom(III)-salt som er i stand til å kryssbinde polymeren,
b) geldannelseoppløsningen injiseres i et volum i eller ved siden av brønnhullet som ønskes plugget via brønnhullet, og
c) geldannelseoppløsningen stivnes og herdes i volumet slik at det dannes en bindemiddelgel som i vesentlig grad plugger volumet.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 26, karakterisert ved at fremgangsmåten for brønnhullsementering er en fremgangsmåte med en trykksementering.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at volumet er et tomrom i et primært arbeidsstykke med bindemiddel.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at brønnhullet er et brønnhull for hydrocarbonproduksjon og at bindemiddelgelen i vesentlig grad reduserer forholdet mellom vann og hydrocarbon i fluider produsert fra brønnhullet.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at brønnhullet er et brø nnhull for hydrocarbonproduksjon og at bindemiddelgelen i vesentlig grad øker hydrocarbonproduktiviteten fra brønn-hullet .
31. Fremgangsmåte ifølge krav 26, karakterisert ved at brønnhullet er et injeksjonsbrønnhull.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 26, karakterisert ved at den carboxylatholdige polymer er en acrylamidpolymer.
33. Fremgangsmåte for frakturering av en grunnmasse i en underjordisk hydrocarbonbærende formasjon under en jordoverflate, karakterisert ved at:
a) det på overflaten fremstilles et fraktureringsfluid som omfatter en vannoppløselig carboxylatholdig polymer og et kryssbindingsmiddel som inneholder et krom(III)-carboxylat-kompleks og et uorganisk krom(III)-salt som er i stand til å kryssbinde polymeren,
b) fraktureringsfluidet injiseres i brønnhullet, og
c) fraktureringsfluidet forskyves inn i formasjonen ved et trykk over et fraktureringstrykk for formasjonen som i vesentlig grad frakturerer grunnmassen i formasjonen.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 33, karakterisert ved at den carboxylatholdige polymer er en acrylamidpolymer.
35. Alle oppfinnelser som her er beskrevet.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/918,419 US4770245A (en) | 1986-10-14 | 1986-10-14 | Rate-controlled polymer gelation process for oil recovery applications |
| PCT/US1987/001729 WO1988002806A1 (en) | 1986-10-14 | 1987-07-20 | Rate-controlled polymer gelation process for oil recovery applications |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO882598D0 NO882598D0 (no) | 1988-06-13 |
| NO882598L true NO882598L (no) | 1988-06-13 |
Family
ID=25440348
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO882598A NO882598L (no) | 1986-10-14 | 1988-06-13 | Fremgangsmaate ved hastighetsregulert polymergeldannelse for anvendelse ved oljeutvinning. |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4770245A (no) |
| CN (1) | CN87106918A (no) |
| BR (1) | BR8707498A (no) |
| CA (1) | CA1282582C (no) |
| GB (1) | GB2205878B (no) |
| MX (1) | MX163085B (no) |
| NL (1) | NL8720428A (no) |
| NO (1) | NO882598L (no) |
| SA (1) | SA91110295B1 (no) |
| WO (1) | WO1988002806A1 (no) |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4724906A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-16 | Marathon Oil Company | Wellbore cementing process using a polymer gel |
| US4779680A (en) * | 1987-05-13 | 1988-10-25 | Marathon Oil Company | Hydraulic fracturing process using a polymer gel |
| US5219476A (en) * | 1989-03-31 | 1993-06-15 | Eniricerche S.P.A. | Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery |
| US4957166A (en) * | 1989-07-14 | 1990-09-18 | Marath Oil Company | Lost circulation treatment for oil field drilling operations |
| US4995461A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| US4989673A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-05 | Marathon Oil Company | Lost circulation fluid for oil field drilling operations |
| IT1245383B (it) * | 1991-03-28 | 1994-09-20 | Eniricerche Spa | Composizione acquosa gelificabile avente tempo di gelificazione ritardato |
| 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 |
| US5842519A (en) * | 1997-05-21 | 1998-12-01 | Marathon Oil Company | Process for reducing hydrocarbon leakage from a subterranean storage cavern |
| US6016869A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Well kill additive, well kill treatment fluid made therefrom, and method of killing a well |
| US6218343B1 (en) | 1997-10-31 | 2001-04-17 | Bottom Line Industries, Inc. | Additive for, treatment fluid for, and method of plugging a tubing/casing annulus in a well bore |
| US6016871A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Hydraulic fracturing additive, hydraulic fracturing treatment fluid made therefrom, and method of hydraulically fracturing a subterranean formation |
| US6016879A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Lost circulation additive, lost circulation treatment fluid made therefrom, and method of minimizing lost circulation in a subterranean formation |
| US6102121A (en) | 1997-10-31 | 2000-08-15 | BottomLine Industries, Inc. | Conformance improvement additive, conformance treatment fluid made therefrom, method of improving conformance in a subterranean formation |
| US6098712A (en) * | 1997-10-31 | 2000-08-08 | Bottom Line Industries, Inc. | Method of plugging a well |
| US6516885B1 (en) * | 1998-02-18 | 2003-02-11 | Lattice Intellectual Property Ltd | Reducing water flow |
| US5947644A (en) * | 1998-04-03 | 1999-09-07 | Marathon Oil Company | Construction of a fluid impermeable subterranean barrier wall |
| US6152234A (en) | 1998-06-10 | 2000-11-28 | Atlantic Richfield Company | Method for strengthening a subterranean formation |
| 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 |
| 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 |
| US6166103A (en) * | 1998-12-21 | 2000-12-26 | Atlantic Richfield Company | Aqueous gelable compositions with delayed gelling times |
| US6156819A (en) * | 1998-12-21 | 2000-12-05 | Atlantic Richfield Company | Use of low- and high-molecular-weight polymers in well treatments |
| US6265355B1 (en) | 1999-02-09 | 2001-07-24 | Atlantic Richfield Company | Gel-breaker composition and a method for breaking a gel |
| US6133204A (en) * | 1999-02-09 | 2000-10-17 | Atlantic Richfield Company | Use of oil-based gel-breaker/inhibitor compounds with polymer gels in well treatments |
| US6936574B2 (en) * | 2002-08-30 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Process for controlling gas migration during well cementing |
| CA2481735A1 (en) * | 2004-09-15 | 2006-03-15 | Alberta Science And Research Authority | Method for controlling water influx into cold production wells using sandy gels |
| EP2247319A4 (en) | 2007-12-28 | 2011-03-30 | 3M Innovative Properties Co | THERAPY DEVICE |
| US8763842B2 (en) * | 2009-03-31 | 2014-07-01 | Bulldog Chemicals, L.L.C. | Well fluid additive systems, well fluids therefrom, and methods of making using such systems |
| US8550163B2 (en) * | 2010-07-23 | 2013-10-08 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process for carbonate reservoirs |
| CN102127412B (zh) * | 2011-01-18 | 2012-12-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种络合乳酸铬交联剂的制备方法 |
| US9284480B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-03-15 | Saudi Arabian Oil Company | Polymer-enhanced surfactant flooding for permeable carbonates |
| US9494025B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
| CN103694978B (zh) * | 2013-12-16 | 2016-08-17 | 安东石油技术（集团）有限公司 | 有机铬交联剂和有机铬凝胶调剖体系的制备方法 |
| CN106622048A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-05-10 | 泰伦特生物工程股份有限公司 | 一种缓交联凝胶及其制备方法 |
| CN107286917A (zh) * | 2017-06-19 | 2017-10-24 | 中国地质大学（北京） | 缓交联凝胶暂堵剂及其制备方法和组合物和应用 |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3447608A (en) * | 1966-04-15 | 1969-06-03 | Dow Chemical Co | Open hole cement plugging |
| US3762476A (en) * | 1972-01-03 | 1973-10-02 | Phillips Petroleum Co | Subterranean formation permeability correction |
| US3926258A (en) * | 1972-12-27 | 1975-12-16 | Phillips Petroleum Co | Method for reducing formation permeability with gelled polymer solution having delayed gel time |
| US3938594A (en) * | 1974-04-08 | 1976-02-17 | Marathon Oil Company | Fracturing fluid |
| US3978928A (en) * | 1975-04-14 | 1976-09-07 | Phillips Petroleum Company | Process for the production of fluids from subterranean formations |
| US3971440A (en) * | 1975-09-10 | 1976-07-27 | Phillips Petroleum Company | Method for treating subterranean formations with cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels |
| US4018286A (en) * | 1975-11-06 | 1977-04-19 | Phillips Petroleum Company | Controlled well plugging with dilute polymer solutions |
| US3981363A (en) * | 1975-11-06 | 1976-09-21 | Phillips Petroleum Company | Partially crosslinked polymer used in correcting subterranean formation permeability |
| US4039029A (en) * | 1975-11-06 | 1977-08-02 | Phillips Petroleum Company | Retreatment of wells to reduce water production |
| US4137182A (en) * | 1977-06-20 | 1979-01-30 | Standard Oil Company (Indiana) | Process for fracturing well formations using aqueous gels |
| US4552217A (en) * | 1984-07-09 | 1985-11-12 | Phillips Petroleum Company | Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process |
| US4606407A (en) * | 1984-11-29 | 1986-08-19 | Mobil Oil Corporation | Programmed gelation of polymers for oil reservoir permeability control |
| US4644073A (en) * | 1985-03-11 | 1987-02-17 | Phillips Petroleum Company | Permeability contrast correction employing a sulfate-free propionate-sequestered chromium (III) solution |
-
1986
- 1986-10-14 US US06/918,419 patent/US4770245A/en not_active Expired - Lifetime
-
1987
- 1987-07-20 GB GB8812976A patent/GB2205878B/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-07-20 WO PCT/US1987/001729 patent/WO1988002806A1/en active Application Filing
- 1987-07-20 BR BR8707498A patent/BR8707498A/pt unknown
- 1987-07-20 NL NL8720428A patent/NL8720428A/nl unknown
- 1987-07-21 CA CA000542688A patent/CA1282582C/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-08-11 MX MX7714A patent/MX163085B/es unknown
- 1987-10-13 CN CN198787106918A patent/CN87106918A/zh active Pending
-
1988
- 1988-06-13 NO NO882598A patent/NO882598L/no unknown
-
1991
- 1991-04-09 SA SA91110295A patent/SA91110295B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA1282582C (en) | 1991-04-09 |
| GB8812976D0 (en) | 1988-08-03 |
| CN87106918A (zh) | 1988-05-04 |
| MX163085B (es) | 1991-08-19 |
| BR8707498A (pt) | 1988-12-06 |
| GB2205878B (en) | 1990-05-23 |
| NO882598D0 (no) | 1988-06-13 |
| SA91110295B1 (ar) | 2004-09-01 |
| NL8720428A (nl) | 1988-09-01 |
| US4770245A (en) | 1988-09-13 |
| WO1988002806A1 (en) | 1988-04-21 |
| GB2205878A (en) | 1988-12-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO882598L (no) | Fremgangsmaate ved hastighetsregulert polymergeldannelse for anvendelse ved oljeutvinning. | |
| US4744418A (en) | Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications | |
| US4722397A (en) | Well completion process using a polymer gel | |
| US5421411A (en) | Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate | |
| CA1285134C (en) | Wellbore cementing process using a polymer gel | |
| US4723605A (en) | Accelerated polymer gelation process for oil recovery applications | |
| 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 | |
| US9464504B2 (en) | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems | |
| US4730675A (en) | Plugging an abandoned well with a polymer gel | |
| US4844168A (en) | Delayed in situ crosslinking of acrylamide polymers for oil recovery applications in high-temperature formations | |
| US5415229A (en) | Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent | |
| US5834406A (en) | Foamed gel for permeability reduction or mobility control in a subterranean hydrocarbon-bearing formation | |
| US4730674A (en) | Plugging a tubing/casing annulus in a wellbore with a polymer gel | |
| NO177019B (no) | Fremgangsmåte for vesentlig reduksjon av permeabiliteten i et område med höy permeabilitet i en hydrocarbonbærende formasjon | |
| CA2283019A1 (en) | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery | |
| US4744419A (en) | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a crosslinked polymer | |
| US4688639A (en) | Polymer gelation process for oil recovery applications | |
| US4494606A (en) | Process for improving vertical conformance in a near well bore environment | |
| US5431226A (en) | Process for reducing permeability in a high-temperature subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent | |
| US6025304A (en) | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel | |
| US4503912A (en) | Process for conformance control using a polymer flocculate | |
| US5816323A (en) | Permeability reduction in a hydrocarbon-bearing formation using a stabilized polymer gel | |
| MXPA99009180A (es) | Tratamiento para reducción de movilidad de fluido o permeabilidad para una formación que contiene hidrocarburos, utilizando un gel de polimero de peso molecular dual | |
| MXPA99009179A (es) | Aplicación de un gel de polimero estabilizado a una region de tratamiento alcalino para mejorada recuperación de hidrocarburos |