RO112774B1 - Compozitie sub forma de spuma, pentru imbunatatirea eficientei de impingere in formatiunile petrolifere subterane - Google Patents
Compozitie sub forma de spuma, pentru imbunatatirea eficientei de impingere in formatiunile petrolifere subterane Download PDFInfo
- Publication number
- RO112774B1 RO112774B1 RO93-00151A RO9300151A RO112774B1 RO 112774 B1 RO112774 B1 RO 112774B1 RO 9300151 A RO9300151 A RO 9300151A RO 112774 B1 RO112774 B1 RO 112774B1
- Authority
- RO
- Romania
- Prior art keywords
- foam
- composition according
- gas
- formation
- cross
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 52
- 230000006872 improvement Effects 0.000 title abstract description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 128
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 44
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 44
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 68
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 42
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 31
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 23
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 22
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 17
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 16
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 15
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 15
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 12
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 10
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 6
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 5
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen(.) Chemical compound [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000013638 trimer Substances 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 39
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 20
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 239000004620 low density foam Substances 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- -1 chromium cation Chemical class 0.000 description 2
- 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 2
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035800 maturation Effects 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 2
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021556 Chromium(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229960000359 chromic chloride Drugs 0.000 description 1
- QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K chromium(3+) trichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Cl-].[Cr+3] QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 210000003722 extracellular fluid Anatomy 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 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
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/94—Foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/518—Foams
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
- Y10S507/936—Flooding the formation
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)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Sliding-Contact Bearings (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Description
Prezenta invenție se referă la o compoziție sub formă de spumă pentru îmbunătățirea eficienței de împingere în formațiunile petrolifere subterane, și în special pentru recuperarea țițeiului.
Injectarea de fluid de deplasare în formațiunile subterane conținând hidrocarburi pentru a favoriza producerea de hidrocarburi este binecunoscută. Apa și diferite gaze, pe lângă fluide mai complexe, ca de exemplu soluții de agenți tensioactivi și soluții de polimeri, sunt fluide de deplasare obișnuite utilizate în fluxurile de deplasare a țițeiului atât miscibile cât și nemișcibile. Eficiența fluxurilor de deplasare a țițeiului este, în parte, funcție de eficiența de împingere a fluidului de deplasare. Eficiența de împingere este redusă substanțial de problemele de conformație ale formațiunii și de caracteristicile de mobilitate redusă ale fluidului de deplasare. Problemele de conformație sunt în general caracterizate prin juxtapunere a unor fluxuri de fluid cu permeabilități ridicate și scăzute într-o formațiune dată. Problemele de conformație pot fi de tip fractură sau matrice. Problemele de conformație tip fractură apar când există fracturi simple sau rețele de fracturi care comunică cu un puț de injecție și/sau producție care pătrunde în formațiune. Problemele de conformație tip matrice apar când există straturi alăturate sau regiuni de permeabilitate diferită în cadrul formațiunii. Când un fluid de deplasare este injectat într-o formațiune care prezintă probleme de conformație, marea majoritate a fluidului de deplasare este derivată de la traiectoriile de curgere prin straturile de permeabilitate redusă. Ca o consecință, fluidul de deplasare nu împinge fluidul din traiectoriile cu permeabilitate redusă și eficiența de împingere a fluidului de deplasare în formațiune este scăzută. Problemele de conformație pot fi corectate printr-un tratament de îmbunătățire a conformației (CIT) care înfundă sau restrânge traiectoriile de curgere prin straturile cu permeabilitate mai mare cu un material deînfundare. Prin înfundarea sau restrângerea traiectoriilor de curgere având o permeabilitate ridicată și saturare scăzută cu țiței, fluidul de injecție injectat ulterior va fi împins preferențial în traiectoriile de curgere având permeabilitate scăzută și saturație de țiței ridicată. Astfel, CIT-ul îmbunătățește eficiența de împingere a fluidului de deplasare, înlesnește contactarea și deplasarea unei cantități mai mari de țiței, și favorizeză o recuperare mai completă a țițeiului. In prezent, gelurile sunt utilizate curent ca material de înfundare pentru CIT. S-a descoperit că poliacrilamida reticulată cu crom III formează geluri care sunt eficiente pentru majoritatea CIT-utilor conform US 4 683 949. In US 4 683 949, se descrie utilizarea eficientă a gelurilor reticulate de acrilamidă preparate special pentru tratarea problemelor de conformație tip fracturată și tip matrice. S-a descoperit acum că, în unele cazuri, utilizarea în cadrul CIT a gelurilor convenționale este prohibitiv de scumpă, datorită costurilor chimice relativ ridicate. De exemplu, când traiectoriile de fluid cu permeabilitate ridicată se extind mult în formațiune, departe de un puț de injecție și/sau de producție, traiectoriile de fluid pot consuma un volum foarte mare de gel pentru a se obține o reducere eficientă a nivelului de permeabilitate. Este atins un punct când necesitățile de chimicale ale CIT sunt atât de ridicate, încât îmbunătățirea recuperării de țiței nu compensează costul CIT. Dincolo de acest punct, utilizarea de către CIT a unor astfel de geluri nu mai este eficientă din punct de vedere al costului și nu are utilitate economică. In astfel de cazuri, este de dorit un procedeu care este mai eficient din punct de vedere al costului decât procedeele CIT convenționale utilizând geluri ca materiale de înfundare. Mai precis, este necesar un procedeu CIT care are costuri de chimicale mai scăzute decât tratamentele convenționale cu gel, dar care este cel puțin la fel de eficient ca acestea. Mai mult, este necesar un procedeu CIT care este economic în condiții în care tratamentele cu gel convenționale nu sunt, ca de exemplu atunci când traiectoriile cu permeabilitate ridicată ale fluidului penetrează prin formațiune. S-a constatat nu numai că gelurile convenționale sunt
RO 112774 Bl neeconomice în unele CIT, dar că ele acționează nesatisfăcător în unele tratamente de înfundare similare cu CIT. De exemplu, gelurile sunt în general ineficiente pentru înfundarea selectivă a fracturilor verticale care se întind dintr-o zonă de producție purtătoare de țiței întrun cap de gaze. Dacă astfel de fracturi nu sunt înfundate, gazul va fi cu ușurință atras în zona de producție, cee ce creează condiții pentru apariția de conuri de gaz nedorite. Din păcate, datorită densității gelurilor convenționale și orientării verticale a fracturilor, gelurile sunt extrem de greu de plasat selectiv în păturile superioare ale unor astfel de fracturi unde înfundarea ar fi cea mai eficace pentru prevenirea formării de conuri de gaz. Forțele gravitaționale determină intrarea gelurilor fie în fracturile mai puțin problematice, la care se ajunge mai greu, care nu comunică cu capul de gaze, fie instalarea ineficientă în porțiunile inferioare ale fracturilor care comunică cu capul de gaze. In consecință, este necesar un tratament eficient pentru înfundarea fracturilor verticale dintre clopotele de gaz și zona de producție petroliferă, pentru a preveni formările de conuri la sonda de producție.
Pe lângă problemele de conformație, caracteristicile de mobilitate scăzută ale fluidului de deplasare pot de asemenea diminua eficiența de împingere în formațiune. Caracteristicile de mobilitate redusă pot fi contracarate prin utilizarea de fluide pentru controlul mobilității, cunoscute în domeniu, care sunt în mod normal mai vâscoase decât fluidul de deplasare. Totuși, fluidele convenționale pentru controlul mobilității s-au dovedit a fi ineficiente pentru deplasare în fracturi petrolifere și în special în fracturi conținând apă și țiței izolate datorită gravității sau fracturii în comunicație de fluid cu un strat acvifer. Fluidele convenționale de control al mobilității tind să dislocuiască preferențial apa de sub țiței, care este mai densă decât țițeiul, pe care-l lasă în urmă. Este necesar un procedeu care utilizează un fluid de control al mobilității mai eficient pentru dislocuirea țițeiului dintr-o formațiune petrolieră subterană și în special din fracturi petrolifere conținând țiței sau din fracturi petrolifere în comunicație de fluid cu un strat acvifer.
Compoziția, sub formă de spumă, pentru îmbunătățirea eficienței de împingere în formațiunile petrolifere subterane, conform invenției, înlătură dezavantajele menționate prin aceea că, ea cuprinde un polimer reticulabil conținând carboxilat, un agent de reticulare capabil să reticuleze polimerul menționat, un agent tensioactiv, un solvent lichid și un gaz spumant și se prezintă ca o fază gazoasă dispersată întrun gel, gel format la rândul lui dintr-o rețea polimerică tridimensională reticulată, care înglobează un lichid în interstiții.
Prezenta invenție prezintă o compoziție sub formă de spumă cu densitate scăzută pentru a îmbunătății eficiența de deplasare într-o formațiune petroliferă subterană. Spuma constă dintrun solvent lichid, un polimer, un agent de reticulare, un agent tensioactiv și un gaz generator de spumă. Spuma este preparată prin combinarea polimerului, agentului de reticulare și a agentului tensioactiv în soluția de solvent, introducând gazul generator de spumă în soluție și reticulând complet polimerul. Conform uneia din prevederile invenției, spuma este substituită unui gel convențional într-un procedeu CIT pentru a rezolva probleme de conformație de tip matrice sau fractură. 0 spumă poate ocupa același volum ca și un gel la un cost mult mai scăzut deoarece gazul, care este mult mai ieftin decât gelul, constituie o fracție volumetrică semnificativă din spumă. Cu toate acestea, spuma păstrează puterea necesară și structura pentru a acționa ca material de împingere CIT, în ciuda fracției de gaz semnificative pe care o conține. Intr-o variantă înrudită a prezentei invenții, spuma cu densitate mică este utilizată pentru a împiedica formarea de conuri de gaz lângă sonda de producție, din cauza gazului care intră în apropierea puțului, prin fracturi verticale în comunicație cu capul de gaz și cu o zonă de producție. Tratamentul cu spumă este eficient acolo unde tratamentele cu gel sau tratamentele cu alte materiale de înfundare
RO 112774 Bl nu dau rezultate, deoarece spuma cu densitate redusă intră preferențial și plutește la partea superioară a fracturilor prezentând conuri de gaz. Spuma se fixează în porțiunile superioare ale fracturilor și blochează substanțial scurgerea gazului în zona de producție a țițeiului în timpul producerii acestuia. Conform unei alte prevederi a prezentei invenții, spuma propusă prezintă utilitate ca fluid de control al mobilității împreună cu injecția de deplasare fie a fractuirlor, fie a matricelor petrolifere. Spuma este injectată într-o formațiune petroliferă în care s-a făcut o injecție de deplasare, ineficientă datorită “degetelor” sau altor neuniformități de inundare, pentru a face frontul de inundare mai uniform și a îmbunătăți eficiența de împingere. Spuma cu densitate redusă este eficientă în mod special pentru deplasarea în fracturi petrolifere care conțin atât apă, cât și țiței izolat, datorită gravitației sau fracturilor petroliere în comunicație de fluid cu un strat acvifer subteran. Spuma cu densitate redusă deplasează preferențial țițeiul mai puțin dens, plasat deasupra apei. Spuma cu densitate redusă este eficientă de asemenea ca fluid de control al mobilității împreună cu fluide gazoase, inclusiv CO2, N2, vapori și alții similari, miscibili sau nemiscibili cu hidrocarburi. Spuma cu densitate redusă reduce depășirea frontului de inundare gazos în fracturile sau matricele petrolifere, forțând inundarea pentru a împinge țițeiul în porțiunile inferioare ale fracturilor sau matricilor. Spuma utilizată în prezenta invenție poate avea o larga gamă de proprietăți fizice și chimice pentru a satisface cerințele unei formațiuni date. Și anume, poate fi preparată o spumă care curge sau nu. Și anume, poate fi preparată o spumă care curge având viscozitatea situată în limitele: mai mică decât viscozitatea apei considerabil mai mare decât viscozitatea apei. In mod similar, poate fi preparată o spumă care nu curge, având caracterul fizic situat între foarte elastic și rigid. Poate fi de asemenea preparată o spumă cu o gamă largă de densități pentru a favoriza plasarea verticală selectivă a acesteia într un zăcământ de țiței sau gaz. Preferabil poate fi preparată o spumă care are densitatea mai mică decât apa și preferabil una având densitatea aproximativ egală cu a țițeiului sau a gazului.
Intr-o primă prevedere, prezenta invenție realizează o îmbunătățire a conformației, utilizând o spumă. Intr-o a doua prevedere, invenția realizează o înfundare pentru a preveni formarea de conuri de gaz. Și într-o altă prevedere, invenția realizează un control al mobilității, utilizând o spumă. Spuma conform invenției realizează un control al mobilității și are o utilitate specială pentru extinderea fracturilor petrolifere cu o spumă cu densitate redusă și în particular a fracturilor în comunicație de fluid cu straturi acvifere subterane. Controlul mobilității are de asemenea utilitate pentru reducerea depășirilor în inundarea cu gaz. In general, CIT și tratamentul de infundare înrudit sunt aplicații statice ale spumei, în sensul că spuma rămâne în principal staționară în formațiune, odată plasată acolo. Controlul mobilității este o aplicație dinamică a spumei, în sensul că spuma se deplasează de-a lungul formațiunii în corespondență cu un front de inundare.
Spuma este în mod obișnuit definită ca o compoziție constând dintr-o fază gazoasă dispersată într-un mediu, ca de exemplu un lichid. Spuma conform definiției prezentate aici este caracterizabilă global ca o fază gazoasă dispersată în mediul înconjurător care este un gel. Termenul “gel” utilizat conform invenției se referă la o rețea polimerică tridimensională reticulată, continuă, care înglobează un lichid în interstiții. Spuma utilizată în prezenta invenție constă dintr-un polimer reticulabil, un agent de reticulare, un solvent lichid, un agent tensioactiv și un gaz. Polimerul reticulabil este un polimer conținând carboxilat. Un polimer conținând carboxilat preferat este un polimer conținând acrilamidă. Dintre polimerii conținând acrilamidă, cei preferați sunt poliacrilamida (PA), poliacrilamida parțial hidrolizată (PHPA), copolimerii de acrilamidă și acrilat și trimerii de acrilat conținând carboxilat. PA, având utilitate
RO 112774 Bl în prezenta invenție are între 0,1 și 3 % dintre grupele amidă hidrolizate. PHPA, conform definiției de aici, are mai mult de 3 % dintre grupele amidă hidrolizate. Agentul de reticulare din prezenta invenție efectuează reticularea între grupele carboxilat ale aceleași molecule sau ale unor molecule diferite. Reticularea polimerului creează mediul de gel care dă structura de rețea a spumei. Agentul de reticulare este preferabil o moleculă sau un complex conținând un cation reactiv al unui metal de tranziție. Un agent de reticulare preferat constă dintr-un cation trivalent de crom complexat sau legat de un anion, oxigen sau apă. Agenți de reticulare preferați cu deosebire sunt triacetatul cromic (CrAc3) și triclorura de crom. Alți cationi ai unor metale de tranziție, care pot fi întâlniți ca agenți de reticulare, având utilitate în prezenta invenție, deși mai puțin preferați, sunt crom VI într-un sistem redox, aluminiu III în citrat de aluminiu sau triclorură de aluminiu, fier II, fier III și zirconiu IV. Solventul lichid poate fi orice lichid în care polimerul și agentul de reticulare se pot dizolva, amesteca, suspenda sau dispersa într-un alt mod pentru a facilita formarea gelului. Solventul este de preferință un lichid apos, ca de exemplu apă proaspătă sau o saramură. Agentul tensioactiv poate fi orice agent tensioactiv convențional anionic, cationic sau neionic care este distribuit prin gel pentru a reduce tensiunea superficială între solvent și gaz. Agenții tensioactivi anionici, cationici și neionici sunt în general binecunoscuți și sunt disponibili comercial. In mod diferit față de spumele convenționale de recuperare a țițeiului, s-a descoperit că prezenta spumă, care este aplicabilă la CIT-uri și procedeele de control al mobilității, este relativ insensibilă față de chimismul agenților tensioactivi utilizați. Agenții tensioactivi specifici, având utilitate în prezenta invenție, includ sulfații etoxilați, alcoolii etoxilați, petrol sulfonați și alfaolefin-sulfonații. Gazul poate fi orice gaz pentru formare de spumă care în principal nu reacționează cu componenții enumerați mai sus: polimerul, agentul de reticulare și agentul tensioactiv și care este capabil să fie dispersat în mediul lichid. Exemple de gaze care formează spumă, având utilitate conform invenției, sunt azot, metan, bioxid de carbon, oxid de azot, aer, gaz natural, vapori și fiu” gaz. Pentru producerea prezentelor spume sunt utilizați preferențial azotul sau gazul natural. Spuma conform invenției poate fi preparată prin amestecarea componentelor în orice ordine și mod. Totuși, preferabil, spuma este obținută prin prepararea întâi a unei compoziții spumante, care combină polimerul, agentul de reticulare și agentul tensioactiv cu solventul lichid. Polimerul și agentul de reticulare sunt amestecați în diverse proporții, de exemplu conform US 4 683 949. Agentul tensioactiv se combină cu compoziția spumantă într-o concentrație de aproximativ 10 până la 50000 ppm, mai indicat de la aproximativ 100 până la 50000 ppm, de preferință de la aproximativ 100 până la aproximativ 10000 ppm, și cel mai indicat între aproximativ 200 și 8000 ppm. Polimerul, agentul de reticulare, solventul și agentul tensioactiv pot fi combinate în orice ordine pentru a forma compoziția spumantă. In mod normal, compoziția spumantă este preparată prin amestecarea de soluții separate de polimer, agent de reticulare și agent tensioactiv. Spuma este obținută prin adăugarea gazului, la compoziția spumantă lichidă. Gazul poate fi adăugat compoziției spumante prin metode convenționale, ca de exemplu barbotare, amestecare cu viteză mare sau trecerea simultană a gazului și compoziției spumante printr-un orificiu sau o umplutură solidă, ca de exemplu nisip sau umplutură de pietriș. Spuma poate fi formată la suprafață prin preamestecarea gazului cu compoziția spumantă înainte de injectare sau spuma poate fi formată in situ prin injectare intermitentă sau coinjectarea gazului și a compoziției spumante în formațiune și amestecarea lor acolo. Componentele spumei rezultate sunt gelul și gazul dispersat în el. Gelul este format din compoziția spumantă prin reticularea polimerului cu un agent de reticulare. Reticularea sau realizarea gelului cum mai
RO 112774 Bl este denumită, este inițiată de îndată ce polimerul și agentul de reticulare intră în contact și are loc până când fie agentul de reticulare, fie pozițiile de reticulare, sunt consumate. Polimerul reticulat formează rețeaua structurală a gelului și solventul lichid constituie lichidul intersatițial al mediului. Gelul este o parte componentă a spumei și mărește stabilitatea acesteia. Gazul este de preferință adăugat compoziției spumante înainte de terminarea reticulării, de exemplu în timp ce gelul nu este maturat. Totuși se pot forma spume dintr-o compoziție spumantă care a fost deja reticulată complet, de exemplu după ce gelul s-a maturat, atâta timp cât gelul rămâne curgător. Când este adăugat gazul spumant compoziției spumante înainte ca reticularea să fie completă, adică înainte de de maturare, reticularea continuă după formarea spumei, astfel înlesnind transformarea stucturii gelului prin bulele de gaz dispersate. Proprietățile fizice ale spumei sunt funcție de componenții specifici ai acesteia și de proprietățile lor. Spumele pot fi alcătuite selectând valori ale variabilelor menționate mai sus pentru a crea spume curgătoare sau necurgătoare într-o gamă de viscozități și densități, după dorință. O spumă curgătoare este definită aici ca o spumă care curge în formațiune sub forțe concurente cu operațiile normale de producție de hidrocarburi, în timp ce o spumă necurgătoare este una care nu va curge în formațiune sub asemenea forțe. Spumele necurgătoare sunt spumele rigide până la cele puternic elastice. In cadrul spumelor curgătoare, se înscriu cele foarte vâscoase până la cele mai puțin vâscoase decât apa. După cum se cunoaște în domeniu, se pregătește un material pentru CIT sau pentru controlul mobilității având proprietăți predeterminate pentru a satisface cerința ca formațiunea subterană să fie tratată sau respectiv inundată. S-a descoperit că se pot forma spume, având aceleași caracteristici de performanță ca și gelurile corespunzătoare, în ciuda volumului mare de gaz din spume. Mai mult, în multe aplicații, performanța spumei nu se diminuează pe măsură ce conținutul volumetric de gaz al spumei crește. Conținutul de gaz al spumei, denumit calitatea spumei, este exprimat ca procentul de volum de gaz din spumă. Spumele care au în general utilitate în prezentul procedeu au calitatea aproximativ între 50 și 99 %, preferabil aproximativ între 60 și 98 % și mai precis între 75 și 97 %. Deci, reiese clar că spumele pot fi alese astfel încât să îndeplinească cerințele specifice de performanță ale modului de aplicare și ale formațiunii subterane. Spumele sunt modificate pur și simplu prin selectarea componenților specifici ai spumei și ajustarea proporțiilor lor în limitele menționate aici. Odată preparată o spumă conform procedeului descris aici, ea poate înlocui sau poate fi utilizată în același mod ca materialele de înfundare convenționale utilizate în CIT, ca de exemplu geluri, cimenturi și similare. Spumele curgătoare mai au utilitate ca fluid de control al mobilității și pot înlocui în principiu orice fluid de control al mobilității. Pentru motive prezentate aici, performanța prezentei spume este superioară în multe cazuri celei a materialelor de înfundare convenționale ale CIT sau fluidelor de control al mobilității, care sunt înlocuite de spumă. Când este aplicată la CIT-uri sau tratamente înrudite de înfundare, spuma este preferabil una necurgătoare, având suficientă duritate pentru a rămâne pe loc sub injectare sau sub presiunile de producție întâlnite în general în timpul extragerii de țiței, odată ce spuma este maturată pe deplin. Totuși, astfel de spume sunt inițial curgătoare când nu sunt maturate pentru a permite plasarea în regiunea care se dorește a fi tratată. Spumele aplicate pentru înfundarea fracturilor pentru prevenirea formării de conuri de gaz au de asemenea o densitate mai scăzută decât a țițeiului pentru a facilita plasarea spumei între formațiune și capul de gaz. Când spumele sunt utilizate ca fluide de control al mobilității pentru inundarea fracturilor sau pentru reducerea depășirii de gaz, spumele sunt curgătoare. Astfel de spume curgătoare au de preferință viscozitatea mai mare decât apa, dar au greutatea specifică mai mică decât
RO 112774 Bl apa formațiunii. 0 gamă de viscozitate preferată pentru spuma curgătoare în astfel de aplicații este aproximativ de la 1 ,□ la 5OOO cP și o greutate specifică corespunzătoare de aproximativ 0,5 până la 0,01. Gama preferată de viscozitate este aproximativ între 1 □ și 500 cP și greutatea specifică corespunzătoare este de aproximativ 0,3 până la 0,03. O excepție de la limitele preferate pentru greutatea specifică este o spumă având C02 ca gaz spumant. Astfel de spume pot avea o greutate specifică care depășește de preferință 0,5.
Invenția prezintă următoarele avantaje:
- utilizarea unei compoziții sub formă de spumă asigură o reducere substanțială a costurilor de chimicale, fără reducerea semnificativă a eficienței CIT, comparativ cu utilizarea gelurilor;
- utilizarea unei compoziții sub formă de spumă realizează ocuparea aceluiași volum, ca și la gel, la un cost mult mai scăzut;
- se poate aplica și în cazul particular al fracturilor conținând apă și țiței, izolate datorită gravitației, precum și în cazul fracturilor în comunicație de fluid cu structuri acvifere.
In continuare, se prezintă exemple de realizare a invenției.
Exemplul 1. Se efectuează un experiment de inundare la o presiune scăzută constantă și o temperatură ambiantă într-o umplutură de nisip de testare Ottawa 91000 md cu lungimea de 30,5 cm care se află la saturarea apei reziduale (saturație cu țiței 100 %] cu țiței brut și o saramură sintetică. Saramura sintetică este o apă salină produsă în câmpurile perolifere, având dizolvate în total 10300 ppm solide și având 520 ppm duritate. Umplutura unică de nisip funcționează atât ca generator de spumă, cât și ca umplutură de testare. Azot și o compoziție spumantă sunt co-injectate în umplutura de nisip pentru a forma o spumă. In total, este injectat aproximativ un volum de 9 ori volumul porilor în umplutura de nisip înainte ca acesta să se închidă și spuma să se poată matura.
Compoziția spumantă conține 9000 ppm PA având greutatea moleculară de 11000000 și fiind 2 % hidrolizată, 1 70 ppm concentrație în ion de crom III sub forma unui complex de carboxilat cromic, și 3000 ppm agent tensioactiv a/fa-olefinsulfonat (C12.14-C=S03Na) într-un solvent saramură sintetică. Solventul saramură sintetică are aceeași compoziție cu cea prezentată anterior. Calitatea spumei produsă inițial este de 96 %, reducându-se la 64 % înainte de terminarea co-injectării. Viscozitatea aparentă in situ a spumei nematurate se situează între 230 cP la o calitate a spumei de 96 % și 310 cP la o calitate a spumei de 64 %. După maturarea spumei, umplutura de nisip este inundată timp de 174 h cu saramură sintetică la o presiune diferențială de 172 kPa. Reducerea măsurată a permeabilității este kf/kj < 7 x 10-8 (k, 0,006 md). După aceea, injectarea de azot în umplutura de nisip se menține 144 h la o presiune diferențială de 68,9 kPa. In timpul injectării azotului, nu se observă nici o producere de fluid sau de gaz.
Exemplul 2. Este pregătită o umplutură de testare Ottawa cu nisip, de lungime 122 cm,130000 md, 62,71 ... 142,24 och/cm2 la saturație, cu țiței rezidual și cu țiței brut și saramura sintetică din exemplul 1. Este injectat în umplutură un volum de spumă ca și în exemplul 1, aproximativ de 11 ori volumul porilor, în aceleași condiții. In timpul injectării celui de-al treilea volum, calitatea spumei este 93 % și viscozitatea aparentă in situ a spumei nematurate este 190 cP. In timpul injectării celui de-al cincilea volum de spumă, calitatea spumei este 77 % și viscozitatea aparentă in situ a spumei nematurate este aproximativ 370 cP. La terminarea injectării, calitatea spumei este 88 %. După ce inundarea este terminată, spuma se lasă să se matureze o perioadă de timp. După aceea, umplutura de nisip este inundată cu o saramură produsă sintetic, la o presiune diferențială de 12,04 kg/cm2 timp de 120 h. Reducerea de permeabilitate măsurată este kf/k, < 8 x 1O7 (kj 0,10 md]. Se încearcă injectarea de azot timp de 120 h la o presiune dife
RO 112774 Bl rențială de 345 kPa. La început este produs 1 cm3 de gaz în timpul primelor 4 h de injecție. Rezultatele exemplelor 1 și 2 indică faptul că performanța gelurilor spumante nu este foarte sensibilă la calitatea spumei sau gradul de saturare cu țiței. Se poate utiliza o gamă largă de calități de spumă.
Exemplul 3. Două umpluturi de nisip sunt inundate în serie. Prima umplutură are lungimea de 15,2 cm și a doua 122 cm. Cea de-a doua umplutură modelează o fractură propped și se află la saturarea cu țiței rezidual cu un țiței brut și o saramură sintetică. Saramura sintetică este o saramură produsă într-un câmp petrolifer conținând 5800 ppm solide totale dizolvate, 740 ppm duritate și 2200 ppm concentrație în ioni sulfat. Cea de-a doua umplutură de nisip are o permeabilitate la saramură la saturare cu țiței rezidual de aproximativ 100000 md. Este preparată o compoziție spumantă conținând 9000 ppm PHPA având o greutate moleculară de 1100D000 și fiind în proporție de 30 % (mol) hidrolizată. Compoziția spumantă conține 3000 ppm agent tensioactiv a/fe-olefin-sulfonat în saramura sintetică și un agent de reticulare acetat cromic având un raport de masă PA:CrAc3 de 12:1. Gazul spumant este azotul. Este injectat un volum de aproximativ 6 ori volumul porilor în umpluturile de nisip la temeperatura și presiunea ambiantă. Prima umplutură acționează ca generator de spumă, iar cea de-a doua umplutură acționează ca regiune de tratare pentru evaluarea proprietăților spumei și a eficienței deînfundare. Spuma se maturează în a doua umplutură de nisip. Injectarea de azot la o presiune diferențială de 345 kPa este încercată timp de 14 zile fără să se observe nici o trecere de gaz detectabilă sau spumă.
Exemplul 4. Este furnizată o serie de două umpluturi de nisip în același mod ca în exemplul 3 și injectată cu un volum de spumă de aproximativ 4,5 ori volumul porilor în care compoziția spumantă este în esență aceeași cu cea din exemplul 2. Spuma este apoi lăsată la saturat. Se încearcă întâi injectarea de azot timp de
336 h la o presiune diferențială de 345 kPa fără producere de gaz sau spumă detectabilă. Apoi, s-a încercat injectarea de azot la o presiune diferențială de 517 kPa timp de 216 h, din nou fără producerea de gaz sau spumă detectabilă. Exemplele citate mai sus demonstrează eficiența deînfundare a prezentelor spume, pentru blocarea curgerii saramurilor sau gazului din formațiuni în CIT-uri, ca și pentru prevenirea formării de conuri de gaz. înainte de maturare, spumele curgătoare prezintă de asemenea viscozități in situ substanțiale ceea ce le face eficiente ca fluide de control al mobilității pentru înfundarea fracturilor sau prevenirea depășirii de gaz.
Prevederile preferate ale invenției au fost descrise și arătate mai sus, dar se înțelege că alternative și modificări, ca cele sugerate și altele, pot fi făcute și intră în sfera de acțiune a prezentei invenții.
Claims (23)
- Revendicări1. Compoziție sub formă de spumă pentru îmbunătățirea eficienței de împingere în formațiunile petrolifere subterane, caracterizată prin aceea că, ea cuprinde un polimer reticulabil conținând carboxilat, un agent de reticulare capabil să reticuleze polimerul menționat, un agent tensioactiv, un solvent lichid și un gaz spumant și se prezintă ca o fază gazoasă dispersată într-un gel, gel format la rândul lui dintr-o rețea polimerică tridimensională reticulată, care înglobează un lichid în interstiții.
- 2. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că, polimerul este selecționat dintre poliacrilamidă, poliacrilamidă parțial hidrolizată, copolimeri de acrilamidă și acrilat și trimer de acrilamidă conținând carboxilat.
- 3. Compoziție conform revendicării1, caracterizată prin aceea că, polimerul reticulabil conține crom trivalent.
- 4. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că, agentul tensioactiv este selecționat dintre sulfați etoxilați, alcooli etolxilați, petrol sulfonat și alfa olefine sulfonate.RO 112774 Bl
- 5. Compoziție conform revendicărilor 1 și 3, caracterizată prin aceea că, agentul de reticulare este un complex carboxilat cromic.
- 6. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că, solventul este un lichid apos.
- 7. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că, solventul lichid este o saramură fabricată.
- 8. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că, gazul spumant este ales dintre azot și gaz natural.
- 9. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că se utilizează în procesele de recuperare a țițeiului din formațiunea subterană petroliferă prin formarea unei spume din compoziție în numita formațiune și deplasarea spumei prin formație, cu deplasare de fluid, îmbunătățind prin aceasta mobilitatea fluidului de deplasare.
- 10. Compoziție conform revendicării9, caracterizată prin aceea că, spuma este deplasată, printr-o fractură a fracțiunii conținând țiței, separat, prin gravitație de apă.
- 11. Compoziție conform revendicării10, caracterizată prin aceea că, spuma este mai puțin densă decât apa.
- 12. Compoziție conform revendicării 10, caracterizată prin aceea că, spuma are o densitate mai mare decât apa.
- 13. Compoziție conform revendicării 10, caracterizată prin aceea că, spuma este deplasată prin fracturile conținând țiței ale formațiunii, fracturile fiind în comunicație de fluid cu un strat acvifer subteran.
- 14. Compoziție conform revendicării 13, caracterizată prin aceea că, spuma are o densitate mai mică decât apa din stratul acvifer subteran.
- 15. Compoziție conform revendicării 13, caracterizată prin aceea că spuma are o densitate mai mare decât apa din
- 16 stratul acvifer subteran.16. Compoziție conform revendicării 9, caracterizată prin aceea că, fluidul de deplasare este un gaz de deplasare care se injectează după injectarea spumei în formațiune și este deplasat astfel sub spumă.
- 17. Compoziție conform revendicării 16, caracterizată prin aceea că, spuma este mai puțin densă decât lichidele interstițiale din formațiunea subterană.
- 18. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că se utilizează pentru prevenirea formării unor conuri de gaz la o sondă de foraj, în cazul în care sonda de foraj pătrunde într-o zonă de producție petrolieră ce se află în comunicație de fluid cu un cap de gaze via o fractură verticală, iar spuma formată din această compoziție se află în fractura verticală, în scopul reducerii permeabilității verticale a acestei fracturi la gaz din capul de gaze.
- 19. Compoziție conform revendicării 18, caracterizată prin aceea că, spuma este mai puțin densă decât țițeiul din zona de producție.
- 20. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că se utilizează pentru îmbunătățirea conformației unei fracțiuni petrolifere subterane, care cuprinde o regiune cu permeabilitate mai ridicată și o regiune cu permeabilitate mai scăzută, spuma injectându-se în regiunea cu permeabilitate ridicată pentru a-i reduce permeabilitatea.
- 21. Compoziție conform revendicării 9, caracterizată prin aceea că, fluidul de deplasare este gaz.
- 22. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că este utilizată pentru îmbunătățirea tratamentului corespunzător al formațiunii petrolifer subterane, având o regiune cu permeabilitate mai ridicată și o regiune cu permeabilitate mai scăzută, spuma fiind formată în regiunea cu permeabilitate maiRO 112774 Bl ridicată prin injectarea în regiunea cu permeabilitate ridicată, în scopul reducerii permeabilității, a unui gaz spumant și a unui amestec cuprinzând un polimer reticulabil, conținând carboxilat, un agent 5 de reticulare capabil să reticuleze polimerul menționat, un surfactant și un solvent lichid.
- 23. Compoziție conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că, polimerul este reticulat pentru definitivare in situ.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/566,027 US5105884A (en) | 1990-08-10 | 1990-08-10 | Foam for improving sweep efficiency in subterranean oil-bearing formations |
| PCT/US1991/002875 WO1992002708A1 (en) | 1990-08-10 | 1991-04-26 | Foam for improving sweep efficiency in subterranean oil-bearing formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RO112774B1 true RO112774B1 (ro) | 1997-12-30 |
Family
ID=24261150
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RO93-00151A RO112774B1 (ro) | 1990-08-10 | 1991-04-26 | Compozitie sub forma de spuma, pentru imbunatatirea eficientei de impingere in formatiunile petrolifere subterane |
Country Status (17)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US5105884A (ro) |
| CN (1) | CN1058798A (ro) |
| AU (1) | AU648793B2 (ro) |
| BR (1) | BR9106641A (ro) |
| CA (1) | CA2083054C (ro) |
| DE (1) | DE4191771T (ro) |
| EG (1) | EG19485A (ro) |
| GB (1) | GB2260353B (ro) |
| HU (1) | HUT67453A (ro) |
| IE (1) | IE65566B1 (ro) |
| NL (1) | NL9120019A (ro) |
| NO (1) | NO302142B1 (ro) |
| RO (1) | RO112774B1 (ro) |
| RU (1) | RU2062864C1 (ro) |
| SA (1) | SA91120183B1 (ro) |
| TN (1) | TNSN91071A1 (ro) |
| WO (1) | WO1992002708A1 (ro) |
Families Citing this family (60)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5203834A (en) * | 1990-12-21 | 1993-04-20 | Union Oil Company Of California | Foamed gels having selective permeability |
| US5259453A (en) * | 1992-06-25 | 1993-11-09 | Phillips Petroleum Company | Blocking water coning in oil and gas producing reservoirs |
| US5356565A (en) * | 1992-08-26 | 1994-10-18 | Marathon Oil Company | In-line foam generator for hydrocarbon recovery applications and its use |
| US5295540A (en) * | 1992-11-16 | 1994-03-22 | Mobil Oil Corporation | Foam mixture for steam and carbon dioxide drive oil recovery method |
| US5307878A (en) * | 1993-01-07 | 1994-05-03 | Marathon Oil Company | Polymer enhanced foams for reducing gas coning |
| US5322125A (en) * | 1993-03-26 | 1994-06-21 | Marathon Oil Company | Foamed gels to reduce gas coning in matrix environments |
| US5495891A (en) * | 1994-11-08 | 1996-03-05 | Marathon Oil Company | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid |
| US5682951A (en) * | 1995-12-07 | 1997-11-04 | Marathon Oil Company | Foamed gel completion, workover, and kill fluid |
| US5711376A (en) * | 1995-12-07 | 1998-01-27 | Marathon Oil Company | Hydraulic fracturing process |
| US5834406A (en) * | 1996-03-08 | 1998-11-10 | Marathon Oil Company | Foamed gel for permeability reduction or mobility control in a subterranean hydrocarbon-bearing formation |
| US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| GB2318814B (en) * | 1996-11-01 | 2001-02-21 | Sofitech Nv | Foamable gel composition |
| US5881826A (en) | 1997-02-13 | 1999-03-16 | Actisystems, Inc. | Aphron-containing well drilling and servicing fluids |
| GB2332224B (en) * | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
| GB2335679B (en) * | 1998-03-27 | 2000-09-13 | Sofitech Nv | Gelling composition based on monomeric viscoelastic surfactants for wellbore service fluids |
| GB2335680B (en) | 1998-03-27 | 2000-05-17 | Sofitech Nv | Method for water control |
| US6649571B1 (en) | 2000-04-04 | 2003-11-18 | Masi Technologies, L.L.C. | Method of generating gas bubbles in oleaginous liquids |
| US7186673B2 (en) * | 2000-04-25 | 2007-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same |
| JP2003159026A (ja) * | 2001-11-22 | 2003-06-03 | Ajinomoto Co Inc | 安定なアスパルテームスラリーの製造方法及び判定方法 |
| US7405188B2 (en) | 2001-12-12 | 2008-07-29 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same |
| US7183239B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
| US7205262B2 (en) | 2001-12-12 | 2007-04-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Friction reducing composition and method |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| WO2003057793A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized oil-in-water emulsion and a method for preparing same |
| US7338924B2 (en) | 2002-05-02 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Oil-in-water-in-oil emulsion |
| WO2003100214A1 (en) * | 2002-05-24 | 2003-12-04 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
| US6832650B2 (en) * | 2002-09-11 | 2004-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells |
| US7199083B2 (en) * | 2002-12-06 | 2007-04-03 | Self Generating Foam Incoporated | Self-generating foamed drilling fluids |
| AU2003257400A1 (en) * | 2003-02-21 | 2004-09-09 | Danmarks Tekniske Universitet | Switch mode power supply and a method of controlling such a power supply |
| WO2007078379A2 (en) | 2005-12-22 | 2007-07-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of oil recovery using a foamy oil-external emulsion |
| CA2658943C (en) | 2006-08-23 | 2014-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Composition and method for using waxy oil-external emulsions to modify reservoir permeability profiles |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| US7832478B2 (en) * | 2007-11-07 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for manipulation of air flow into aquifers |
| US7718582B2 (en) * | 2008-05-29 | 2010-05-18 | Bj Services Company | Method for treating subterranean formation with enhanced viscosity foam |
| CA2693640C (en) | 2010-02-17 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process |
| CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
| GB2496529A (en) * | 2010-06-24 | 2013-05-15 | Chevron Usa Inc | A system and method for conformance control in a subterranean reservoir |
| US20110315384A1 (en) | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Emilio Miquilena | Gelled foam compositions and methods |
| US20120067571A1 (en) * | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Shell Oil Company | Methods for producing oil and/or gas |
| IT1406670B1 (it) * | 2010-12-27 | 2014-03-07 | Eni Spa | Metodo per contenere la formazione di coni d'acqua o di gas in un pozzo di estrazione di un fluido idrocarburico |
| CN102516974B (zh) * | 2011-12-12 | 2014-02-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于油田深度调剖的泡沫调剖剂 |
| US9790775B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
| WO2015065378A1 (en) | 2013-10-30 | 2015-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions for use in subterranean formation operations |
| CN103589414B (zh) * | 2013-11-21 | 2016-12-07 | 中国石油大学(华东) | 锆冻胶分散体复合驱油体系及其制备方法 |
| CN104927817B (zh) * | 2014-03-20 | 2018-09-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种三相自生泡沫堵水剂 |
| US10927290B2 (en) | 2015-09-17 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs |
| US20200289959A1 (en) | 2016-05-17 | 2020-09-17 | NanoGas Technologies Inc. | Means of Affecting Separation |
| CN106867486A (zh) * | 2017-04-21 | 2017-06-20 | 西南石油大学 | 一种与堵水联作的泡沫凝胶修井增产方法及其应用 |
| US11193359B1 (en) | 2017-09-12 | 2021-12-07 | NanoGas Technologies Inc. | Treatment of subterranean formations |
| EP3699255A1 (fr) * | 2019-02-22 | 2020-08-26 | Rhodia Operations | Formulations moussantes pour la recuperation assistee du petrole |
| US20210062630A1 (en) * | 2019-09-04 | 2021-03-04 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for improving oil recovery within a subterranean formation |
| US11236580B2 (en) | 2019-09-04 | 2022-02-01 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for improving oil recovery within a subterranean formation |
| CN110790977B (zh) * | 2019-10-31 | 2022-04-01 | 西安石油大学 | 一种双连续相泡沫凝胶及其制备方法和应用 |
| CN111272630B (zh) * | 2020-02-28 | 2022-05-10 | 西南石油大学 | 致密岩心人工裂缝参数的计算方法 |
| US11441069B2 (en) | 2020-07-24 | 2022-09-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method for improving aquifer remediation using in-situ generated nitrogen foam |
| US11447687B2 (en) | 2020-09-29 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing rheological properties of foam using aloe-barbadensis gel |
| US20230112608A1 (en) | 2021-10-13 | 2023-04-13 | Disruptive Oil And Gas Technologies Corp | Nanobubble dispersions generated in electrochemically activated solutions |
| CN116640562A (zh) * | 2022-02-16 | 2023-08-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 堵水材料及其制备方法、泡沫型堵水剂以及它们的应用 |
| CN115093600B (zh) * | 2022-07-08 | 2023-07-18 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种微泡/泡沫自交联自适应凝胶深部调驱体系及其应用 |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3342261A (en) * | 1965-04-30 | 1967-09-19 | Union Oil Co | Method for recovering oil from subterranean formations |
| US3368624A (en) * | 1965-10-01 | 1968-02-13 | Continental Oil Co | Control of gas-oil ratio in producing wells |
| US3490533A (en) * | 1968-02-28 | 1970-01-20 | Halliburton Co | Method of placement of polymer solutions in primary production and secondary recovery wells |
| US3993133A (en) * | 1975-04-18 | 1976-11-23 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of formations with foam |
| US4232741A (en) * | 1979-07-30 | 1980-11-11 | Shell Oil Company | Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution |
| US4300634A (en) * | 1979-12-04 | 1981-11-17 | Phillips Petroleum Company | Foamable compositions and formations treatment |
| US4389320A (en) * | 1979-12-04 | 1983-06-21 | Phillips Petroleum Company | Foamable compositions and formations treatment |
| US4498540A (en) * | 1983-07-18 | 1985-02-12 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Gel for retarding water flow |
| CA1282526C (en) * | 1984-06-25 | 1991-04-02 | Burton B. Sandiford | Gel and method for reducing steam channeling |
| CA1258734A (en) * | 1984-06-25 | 1989-08-22 | Roger C. Zillmer | Gel and process for preventing loss of circulation and combination process for enhanced recovery |
| US4613631A (en) * | 1985-05-24 | 1986-09-23 | Mobil Oil Corporation | Crosslinked polymers for enhanced oil recovery |
| US4694906A (en) * | 1985-08-30 | 1987-09-22 | Union Oil Company Of California | Method for emplacement of a gelatinous foam in gas flooding enhanced recovery |
| US4676316A (en) * | 1985-11-15 | 1987-06-30 | Mobil Oil Corporation | Method and composition for oil recovery by gas flooding |
| US4683949A (en) * | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
| 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 |
| US5026735A (en) * | 1988-06-08 | 1991-06-25 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Treatment of hazardous materials with aqueous air foam of polyhydroxy polymer |
-
1990
- 1990-08-10 US US07/566,027 patent/US5105884A/en not_active Expired - Lifetime
-
1991
- 1991-04-26 BR BR919106641A patent/BR9106641A/pt not_active Application Discontinuation
- 1991-04-26 DE DE19914191771 patent/DE4191771T/de not_active Withdrawn
- 1991-04-26 WO PCT/US1991/002875 patent/WO1992002708A1/en not_active Ceased
- 1991-04-26 NL NL9120019A patent/NL9120019A/nl not_active Application Discontinuation
- 1991-04-26 RU RU9193004965A patent/RU2062864C1/ru active
- 1991-04-26 CA CA002083054A patent/CA2083054C/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-04-26 HU HU9300324A patent/HUT67453A/hu unknown
- 1991-04-26 RO RO93-00151A patent/RO112774B1/ro unknown
- 1991-04-26 AU AU77749/91A patent/AU648793B2/en not_active Ceased
- 1991-05-09 IE IE158191A patent/IE65566B1/en not_active IP Right Cessation
- 1991-06-05 EG EG34691A patent/EG19485A/xx active
- 1991-06-08 CN CN91103859A patent/CN1058798A/zh active Pending
- 1991-08-09 TN TNTNSN91071A patent/TNSN91071A1/fr unknown
- 1991-10-09 SA SA91120183A patent/SA91120183B1/ar unknown
-
1992
- 1992-02-21 US US07/839,640 patent/US5780395A/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-11-24 GB GB9224638A patent/GB2260353B/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-12-02 NO NO924645A patent/NO302142B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE4191771T (ro) | 1993-05-13 |
| AU648793B2 (en) | 1994-05-05 |
| WO1992002708A1 (en) | 1992-02-20 |
| US5780395A (en) | 1998-07-14 |
| NO302142B1 (no) | 1998-01-26 |
| IE911581A1 (en) | 1992-02-12 |
| NL9120019A (nl) | 1993-04-01 |
| IE65566B1 (en) | 1995-11-01 |
| US5105884A (en) | 1992-04-21 |
| SA91120183B1 (ar) | 2004-06-13 |
| EG19485A (en) | 1995-06-29 |
| AU7774991A (en) | 1992-03-02 |
| TNSN91071A1 (fr) | 1992-10-25 |
| BR9106641A (pt) | 1993-06-08 |
| HUT67453A (en) | 1995-04-28 |
| GB2260353A (en) | 1993-04-14 |
| RU2062864C1 (ru) | 1996-06-27 |
| GB2260353B (en) | 1994-06-08 |
| NO924645L (no) | 1993-01-14 |
| HU9300324D0 (en) | 1993-09-28 |
| CA2083054C (en) | 1995-01-31 |
| CN1058798A (zh) | 1992-02-19 |
| NO924645D0 (no) | 1992-12-02 |
| GB9224638D0 (en) | 1993-02-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RO112774B1 (ro) | Compozitie sub forma de spuma, pentru imbunatatirea eficientei de impingere in formatiunile petrolifere subterane | |
| CA2096118C (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| CA2327744C (en) | A foam drive method | |
| US4031958A (en) | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation | |
| US9777210B2 (en) | Inorganic fine particle reinforced foam system for oil-gas field and preparation method thereof | |
| US5711376A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| CA2145627C (en) | Polymer enhanced foams for reducing gas coning | |
| MX2012013299A (es) | Método de fracturación hidráulica. | |
| US5495891A (en) | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid | |
| US6105672A (en) | Enhanced petroleum fluid recovery process in an underground reservoir | |
| US3138205A (en) | Hydraulic fracturing method | |
| US5082057A (en) | Sand consolidation treatment for a hydrocarbon production well bore using an overdisplacement fluid | |
| US4628999A (en) | Process employing CO2 /CH gas mixtures for secondary exploitation of oil reservoirs | |
| US5322125A (en) | Foamed gels to reduce gas coning in matrix environments | |
| US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
| CA2552525C (en) | Method of reducing water influx into gas wells | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| Islam et al. | Mechanics of foam flow in porous media and applications | |
| CN112980419B (zh) | 一种稠油起泡剂及其制备方法和应用 | |
| RU2105871C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2188312C2 (ru) | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| CA1106162A (en) | Process for reducing water influx into gas or oil producing wells | |
| CN114479815B (zh) | 一种烷氧基硅烷聚醚、组合物及其应用 | |
| Smith et al. | Bulk Gel Treatments for Water Control |