RU2060358C1 - Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов - Google Patents
Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2060358C1 RU2060358C1 RU9393004590A RU93004590A RU2060358C1 RU 2060358 C1 RU2060358 C1 RU 2060358C1 RU 9393004590 A RU9393004590 A RU 9393004590A RU 93004590 A RU93004590 A RU 93004590A RU 2060358 C1 RU2060358 C1 RU 2060358C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- structural units
- formula
- copolymer
- water
- oil
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 45
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 title abstract 2
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 42
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 24
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 19
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 7
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 6
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- ABBZJHFBQXYTLU-UHFFFAOYSA-N but-3-enamide Chemical compound NC(=O)CC=C ABBZJHFBQXYTLU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 2
- 229910001413 alkali metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000006297 carbonyl amino group Chemical group [H]N([*:2])C([*:1])=O 0.000 claims description 2
- 125000004093 cyano group Chemical group *C#N 0.000 claims description 2
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000002367 halogens Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000001160 methoxycarbonyl group Chemical group [H]C([H])([H])OC(*)=O 0.000 claims description 2
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims 2
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical group O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 9
- 239000000178 monomer Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 33
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 15
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 8
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- -1 for example Chemical class 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003637 basic solution Substances 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 244000035744 Hura crepitans Species 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
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001960 metal nitrate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- PNLUGRYDUHRLOF-UHFFFAOYSA-N n-ethenyl-n-methylacetamide Chemical compound C=CN(C)C(C)=O PNLUGRYDUHRLOF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N n-ethenylacetamide Chemical compound CC(=O)NC=C RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 125000000719 pyrrolidinyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5753—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Water Treatment By Sorption (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу снижения или полного прекращения притока воды из месторождения в по крайней мере одну часть скважины для добычи нефти и/или газообразных углеводородов, которая проходит через (пересекает) месторождение, причем, исходя от скважины в часть месторождения, в которой хотят снизить или прекратить приток воды, вводят водный раствор сополимера и затем скважину вводят в действие для получения нефти и/или газообразных углеводородов, причем флюиды, которые имеются в месторождении, вступают в контакт с указанной, содержащей адсорбированный сополимер частью месторождения и нефть и/или газообразные углеводороды проходят эту часть месторождения и попадают в скважину, в то время как проход месторождения снижается. Способ отличается тем, что водный раствор содержит сополимер на основе акриламидалкиленсульфоната, винилацетамида и в случае необходимости других мономеров. 7 з. п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к способу снижения или полного прекращения притоков воды в случае подземной формации, которая содержит углеводороды, в процессе бурения. С помощью этого способа осуществляется преграждение от воды, без уменьшения поэтому пропускания нефти и/или газообразных углеводородов в буровую скважину.
Часто вода находится в виде солевого раствора в той же самой формации, что и нефть или газ. Добыча нефти или газообразных углеводородов, следовательно, влечет за собой получение воды в таком количестве, что оно создает значительные проблемы, оно вызывает прямо или косвенно отложение солей по соседству с буровой скважиной или в самой скважине; оно значительно увеличивает коррозию всех металлических деталей под землей или на поверхности; оно без нужды увеличивает количества выкачиваемых, переводимых и складируемых жидкостей и оно образует с нефтью эмульсии, которые трудно разбиваются на поверхности и которые под землей, в пустотах формации образуют блокировки.
Согласно уровню техники, предложены и применяются многочисленные способы, которые предназначены для того, чтобы снизить приток воды в буровые скважины для добычи нефти или газообразных углеводородов. Они часто состоят в том, что в формацию между водой и скважиной, или между водой и нефтью, или газообразными углеводородами вводят непроницаемую перегородку. Обычно вносимые средства блокируют почти столько нефти или газообразных углеводородов, сколько и воды. Составными частями этого заграждения могут быть: цемент, смолы, суспензии твердых частиц, парафины или водорастворимые полимеры, которые за счет введения так называемых средств сшивки (cross-linker) в месторождение сшиваются.
В настоящее время применяют полимеры, которые вносятся в пористую среду в растворе, адсорбируются на поверхности твердого вещества и проникают в поровое пространство, так что они пригодны для того, чтобы снижать приток воды за счет трения. В противоположность этому неводные флюиды, как нефть или прежде всего газообразные углеводороды, проходят через адсорбированные макромолекулы, которые теперь занимают ничтожно малый объем на станке (перегородке) и таким образом полностью освобождают проход.
Известно применение гидролизованных полиакриламидов [1] Однако этот тип полимеров в основном эффективен по отношению к воде с незначительным содержанием солей. При более высоких температурах эти полимеры в присутствии многовалентных ионов склонны к образованию осадков, которые могут засорять поры формаций горных пород.
Известно применение полисахаридов [2] Эти соединения, которые плохо нагнетаются в поровое пространство, правда, вызывают замедление или уменьшение притока воды, однако позволяют осуществлять только неполную разработку имеющихся месторождений, соответственно, при более высоких температурах их действие ухудшается.
Известно применение негидролизованных акриламидных полимеров или сополимеров [3] которые гидролизуются за счет дополнительного введения водно-основного раствора. Этот способ обладает недостатками в отношении дополнительных рабочих затрат на введение другого раствора, а также за счет проблем достигаемости нагнетаемого полимерного раствора благодаря прибавлению основного раствора и в отношении повышенной подверженности коррозии используемых инструментов. К тому же эффективность полимерного раствора достигается только при происшедшем взаимодействии с водно-основным раствором, причем степень эффективности определяется степенью превращения.
Задачей изобретения являлась разработка способа снижения притока воды в эксплуатационные скважины, без снижения добычи нефти или газообразных углеводородов.
Неожиданно оказалось, что водорастворимые сополимеры на основе акриламидоалкиленсульфокислоты, винилацетамида и в случае необходимости других мономеров отличаются высокой адсорбцией на горных породах месторождений, обладают эластичным поведением при растяжении сжатии, обладают особой стабильностью по отношению к солям в пластовых водах месторождений и могут использоваться в широком температурном интервале, в особенности при более высоких температурах.
Предлагаемый согласно изобретению способ не нужно путать со способом для третичной добычи нефти, согласно которому полимерный раствор, который в общем имеет слабую концентрацию (некоторые 100 ррт), вводят в одну или несколько нагнетательных скважин, а именно с помощью достаточного давления, чтобы раствор проникал в формацию и заменял часть нефти этой формации, которая затем добывается с помощью другого ряда эксплуатационных скважин. Вводимые количества порядка величины объема формации. Хорошо известно, что содержащая полимер вода для этого способа добычи намного эффективнее, так как она более вязкая, чем пластовая вода месторождения.
Предлагаемый в изобретении способ, далее, не нужно путать со способом, который состоит в том, что к буровым растворам (жидкостям) добавляют полимер. Эти жидкости (растворы) имеют целью смазывать буровой агрегат, позволять вынос обломков горных пород, оказывать противодавление, которое в заметной степени равно давлению формации под землей, и вызывать давление на стенках скважины. Они циркулируют в замкнутом цикле между почвой и поверхностью, где они фильтруются и их состав дополнительно регулируется. Используемые количества незначительны, а именно порядка величины объема скважины.
Предлагаемый в изобретении способ, целью которого является снижение притока воды в скважину во время эксплуатации, состоит в том, что в месторождение исходя от этой скважины закачивают количество полимерного раствора.
Предметом изобретения является способ снижения или полного прекращения притока воды из месторождения в по крайней мере часть скважины для добычи нефти и/или газообразных углеводородов, которая проходит через месторождение, причем исходя от этой скважины в часть месторождения, в которой хотят уменьшить или прекратить приток воды, вводят водный раствор сополимера, и затем скважину вводят в эксплуатацию для добычи нефти и/или газообразных углеводородов, причем флюиды, которые имеются в месторождении, вступают в контакт с указанной, содержащей адсорбированный полимер, частью месторождения и нефть и/или газообразные углеводороды проходят эту часть месторождения и попадают в скважину, в то время как проход для воды месторождения уменьшается, отличающийся тем, что водный раствор содержит сополимер, который содержит 5-90 мас. структурных единиц формулы (I):
-CHR1- (I)
где R1 означает водород или метил;
R2 означает С2-С10 алкилен, предпочтительно С2-С6 алкилен, особенно предпочтительно С4 алкилен, и
Ме обозначает аммоний или ион щелочного металла;
5-95 мас. структуры единиц формулы (II):
(II) где R3 и R4, независимо друг от друга, обозначают водород, метил или этил, или R3 и R4 вместе обозначают пропиленовую группу, которая при включении остатка: -N-C(O)- образует пирролидиновый остаток;
0,5-90 мас. структурных единиц формулы (III):
-CH=CH-CH2-R5R6-CH2-CH=CH- (III) где Х обозначает галоген, предпочтительно хлорид;
R5 и R6, независимо друг от друга, обозначают С1-С6 алкил, предпочтительно С1-С3 алкил, в особенности метил или этил и 5,0-90 мас. структурных единиц формулы -CHR7-CHR8, (IV) где R7 обозначает водород или метил;
R8 CONH2 CON(CH3)2; циано SO3H, SO3Me; C6H4SO3H; C6H4SO3Me; CH2SO3H;
CH2SO3Me; COOH; COOMe или сложноэфирную группу COOR, причем R обозначает С1-С15-алкил, предпочтительно С1-С8- алкил.
-CHR1- (I)
где R1 означает водород или метил;
R2 означает С2-С10 алкилен, предпочтительно С2-С6 алкилен, особенно предпочтительно С4 алкилен, и
Ме обозначает аммоний или ион щелочного металла;
5-95 мас. структуры единиц формулы (II):
(II) где R3 и R4, независимо друг от друга, обозначают водород, метил или этил, или R3 и R4 вместе обозначают пропиленовую группу, которая при включении остатка: -N-C(O)- образует пирролидиновый остаток;
0,5-90 мас. структурных единиц формулы (III):
-CH=CH-CH2-R5R6-CH2-CH=CH- (III) где Х обозначает галоген, предпочтительно хлорид;
R5 и R6, независимо друг от друга, обозначают С1-С6 алкил, предпочтительно С1-С3 алкил, в особенности метил или этил и 5,0-90 мас. структурных единиц формулы -CHR7-CHR8, (IV) где R7 обозначает водород или метил;
R8 CONH2 CON(CH3)2; циано SO3H, SO3Me; C6H4SO3H; C6H4SO3Me; CH2SO3H;
CH2SO3Me; COOH; COOMe или сложноэфирную группу COOR, причем R обозначает С1-С15-алкил, предпочтительно С1-С8- алкил.
Предпочтительные водорастворимые сополимеры состоят из 40-90 мас. структурных единиц формулы (I); 10-60 мас. структурных единиц формулы (II) и 0,5-40 мас. структурных единиц формулы (III).
Пригодные сополимеры содержат мономеры: 2 акриламидо-2-метил-пропансульфокислоту (АМПС), диаллилдиметиламмоний- хлорид (ДАДМАХ), N-винил-N-метилацетамид (ВМА), N-винилпирролидон (ВиПи), акриламид (АМ), винилацетамид (ВА) и винилформамид (ВФ).
Примерами являются сополимеры с 40-70 мас. 2-акриламидо-2-метил-пропансульфокислоты, 10-30 мас. винилацетамида и 0-60 мас акриламида или 5-60 мас. 2-акриламидо-2-метил-пропансульфокислоты или винилсульфокислоты, 2-20 мас. винилацетамида и 45-90 мас. акриламида.
Молекулярные массы используемых сополимеров составляют от 50 000 до 20 x x106. Молекулярные массы для сополимеров с более низким молекулярным весом находятся в области от 50 000 до 3 . 106, предпочтительно 200 000 1 . 106. Сополимеры с более высокой молекулярной массой имеют молекулярные массы в области более, чем 3 .106 20 . 106.
В случае горных пород с незначительной проницаемостью предпочтительно использование сополимеров с более незначительной молекулярной массой. Такого рода сополимеры могут легко нагнетаться и проникать, по сравнению с сополимерами с более высокой молекулярной массой и одинаковой вязкостью, глубже в горную породу с маленьким диаметром пор, без необходимости слишком высоких давлений.
Концентрация водного полимерного раствора может выбираться в широких пределах и предпочтительно составляет 100-20000 ррт мас.ч. Количество сополимера, которое вводят в эксплуатационную зону вокруг скважины, зависит от местных условий. В большинстве случаев оно составляет 50-5000 кг и предпочтительно 200-1000 кг на вертикальный метр обрабатываемой зоны. В качестве другой составной части полимерный раствор может содержать одну или несколько солей щелочных или щелочноземельных металлов, в особенности NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2, Na2SO4, K2SO4 и/или NaNO3 и, вообще хлориды, сульфаты, или нитраты металлов, как, например, натрия, калия, кальция или магния. Предпочитают растворы, которые содержат по крайней мере большей частью хлорид натрия. Соли щелочноземельных металлов менее желательны, особенно в больших количествах, так как они могут давать нежелательные осадки, например, когда среда содержит карбонаты или имеет рН-значение, равное или выше, чем 9.
Точно так же целесообразно избегать наличия существенных количеств других ионов металлов, чем щелочные или щелочноземельные металлы, так как такие ионы могут сшиваться с известными полимерами; причем эта сшивка может приводить к полному тампонированию обработанной зоны.
Концентрация солей солесодержащего полимерного раствора может выбираться в широких пределах. Она зависит от природы и концентрации соли в воде месторождения и также от природы соли, которая имеется в полимерном растворе, так что невозможно указать общую область применяемых величин. Простой предварительный опыт позволяет определить лучшую концентрацию соли. В качестве общего правила имеет значение то, что соли щелочных металлов должны применяться в более сильной концентрации, чем соли щелочноземельных металлов. Относительно высокие концентрации в общем особенно благоприятны, например, для случая хлорида натрия по крайней мере 20 г/л и предпочтительно по крайней мере 75 г/л воды, в особенности 100-200 г/л. Хлорид кальция обычно применяют в концентрации по крайней мере 5 г/л, предпочтительно 10-20 г/л. Нет никакого верхнего предела, кроме тех, которые препятствовали бы растворению полимера. Вообще, для заданной соли вязкость полимерного раствора падает, когда концентрация этой соли растет. Когда вода месторождения содержит большей частью хлорид натрия, то, следовательно, предпочтительно, согласно настоящему способу, можно применять полимерный раствор, содержание солей в котором по хлориду натрия выше, чем соленость воды месторождения.
Повышенное содержание соли в общем повышает абсорбцию растворенного полимера. Это улучшение абсорбции достигается прежде всего за счет добавки солей щелочноземельных металлов.
Эффективность способа может повышаться, если, например, сополимер растворяют в присутствии формалина и кислорода, или во время введения осуществляют механический сдвиг внутри раствора за счет скорости.
На полимерный раствор оказывают давление, которое выше, чем давление, которое оказывается флюидами, как пластовая вода, нефть и газообразные углеводороды в месторождении, которое выбирается для способа обработки (пластовое давление). Это позволяет раствору проникать в месторождение вплоть до заметных удалений от скважины, предпочтительно по крайней мере на 20 м ниже вышеуказанных соотношений.
Водорастворимые сополимеры предпочтительно используются для снижения или полного прекращения притока воды в скважины в песчаниках карбонатных породах или силикатах.
Благодаря модификации используемых сополимеров можно приспособить абсорбционную способность полимера к имеющемуся типу породы. Благодаря так называемой анионной модификации используемых полимеров можно улучшить абсорбцию карбонатсодержащих пород. Анионная модификация обычно достигается за счет повышенной доли структурных звеньев формулы I и в особенности формулы III в полимерах.
Благодаря так называемой катионной модификации используемых полимеров можно улучшить абсорбцию силикатсодержащих пород. Катионная модификация обычно достигается за счет повышенной доли структурных звеньев формулы IV в полимерах.
Повышенная доля составляет величину выше 40 мас. предпочтительно 50-80 мас. структурных звеньев формул II; III и IV.
Предпочтительное введение водорастворимых сополимеров показало также в отношении высокой эффективности сополимеров вследствие эластичного поведения при растяжении сжатии непосредственно в адсорбированном состоянии, отличную стабильность относительно к солям в пластовой воде и в широком температурном интервале, в особенности при повышенных температурах.
Нижеприведенные исследования подтверждают эффективность водорастворимых сополимеров на сопротивление течению соленой воды и газа в пористой среде. В случае применяемого газа речь идет об азоте, который служит в качестве замены для природного газа. В качестве пористых сред применяют Vogesen песчаник с проницаемостью К 58 (53 . 10-15 м2) и oberkirchner песчаник с проницаемостью К= 5,4 (5,4 . 10-15 м2). В качестве пластовой воды и одновременно в качестве растворителя для сополимеров служит водный раствор с содержанием солей 97,5 г NaCl и 2,5 г CaCl2 на 100 г воды. В качестве сополимеров используют ® Hostamer.
Исследования делятся на следующие частичные стадии.
Измерение проницаемости для азота безводного породного керна, К1.
Насыщение пористой среды с помощью пластовой воды (поровая вода) определение градиента давления Δ Р1/е для потока воды с постоянной скоростью q1;
Насыщение пористой среды с помощью водного раствора сополимера: вытеснение избыточного раствора сополимера пластовой водой происходит вплоть до равновесия между этой поровой водой и адсорбированным сополимером. Измерение градиента давления Δ Р2/е для воды при скорости потока q1 в присутствии адсорбированного полимера.
Насыщение пористой среды с помощью водного раствора сополимера: вытеснение избыточного раствора сополимера пластовой водой происходит вплоть до равновесия между этой поровой водой и адсорбированным сополимером. Измерение градиента давления Δ Р2/е для воды при скорости потока q1 в присутствии адсорбированного полимера.
Вытеснение воды азотом и измерение проницаемости для азота в присутствии адсорбированного полимера К2.
Вслед за этими подготовительными рабочими процессами, которые доступны специалисту в осуществлении и вследствие этого их не нужно подробнее пояснять, проводят определение остаточного гидравлического сопротивления для "пластовой воды" и азота. R RFw Δ P2/Δ P1 RRFE K1/K2, где К проницаемость породы, в зависимости от размера пор
(Darcy) 1 μ м2 1 Darcy;
RRF остаточный фактор сопротивления;
RRFw фактор сопротивления пластовой воды месторождения;
RRFG фактор сопротивления газа (азот);
l длина породного керна, м;
Р падение давления в керне, (Па);
q скорость потока воды, м3 . с-1.
(Darcy) 1 μ м2 1 Darcy;
RRF остаточный фактор сопротивления;
RRFw фактор сопротивления пластовой воды месторождения;
RRFG фактор сопротивления газа (азот);
l длина породного керна, м;
Р падение давления в керне, (Па);
q скорость потока воды, м3 . с-1.
На фиг. 1 и 2 представлены адсорбированное действие Hostamer и перемешивающийся поэтому остаточный фактор сопротивления для воды и азота в Vogesen-песчаснике (фиг. 1) и Oberkirchner песчанике (фиг. 2). В то же время как RRF-значение для газа вплоть до концентрации полимера 750 мг/л поддерживается примерно постоянным, оно для воды повышается до 6-кратного значения (фиг. 1). Фиг. 2 показывает окончательные результаты в Oberkirchner-песчанике. По сравнению с Vogesen песчаником снижается критическая концентрация полимера с 750 до 250 мг/л, что сводится к незначительной проницаемости песчаника.
На фиг. 3 и 4 представлены результаты, полученные для R Hostadri ll в Vogesen и Oberkirchner-песчанике. Для достижения такого же адсорбционного действия требуется более высокая концентрация полимера.
Предлагаемый способ осуществлялся с успехом в полевом испытании на эксплуатационной скважине месторождения природного газа в северной Германии. Нагнетание осуществляли в газовую скважину (температура 130оС, соленость 300 г пластовых солей/л воды, средняя проницаемость 10 м Darcy). Использовали 200 м3 Hostamer 3213 (концентрация полимера 1 г/л), содержание солей в полимерном растворе составляло 180 г NaCl/л воды. Полимерный раствор нагнетали с постоянной скоростью нагнетания под давлением месторождения. Благодаря использованию предлагаемого раствора сополимера смогли повысить стационарную добычу газа до 100 000 м3/день; добыча воды (конденсационной воды) составила 1 м3/день.
Claims (8)
1. Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов, включающий закачку водного раствора сополимера с последующим введением скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимер, содержащий 5,0 90,0 мас. структурных единиц формулы I
где R1 водород или метил;
R2 С2 С1 0-алкилен;
Ме аммоний или ион щелочного металла, 5,0 95,0 мас. структурных единиц формулы II
где R3 и R4 независимо друг от друга, водород, метил или этил или R3 и R4 вместе обозначают пропиленовую группу, которая при включении остатка N C(O)- образует пирролидоновый остаток, 0,5 90,0 мас. структурных единиц формулы III
CH CH CH2 N+ R5 R6 CH2 CH CH X-
где Х галоген;
R5 и R6 независимо друг от друга, С1 - С6-алкил, 5,0 90,0 мас. структурных единиц формулы IV
CHR7 CNR8
где R7 водород или метил;
R8 CONH2 CON(CH3)2, циано, SO3H, SO3Me, C6H4SO3H, C6H4SO3 Me, CH2SO3H, CH2SO3Me, COOH, COOMe или сложноэфирную группу COOR, причем R С1 С1 5-алкил, причем мол.м. используемых сополимеров составляет от 50000 до 20 • 106.
где R1 водород или метил;
R2 С2 С1 0-алкилен;
Ме аммоний или ион щелочного металла, 5,0 95,0 мас. структурных единиц формулы II
где R3 и R4 независимо друг от друга, водород, метил или этил или R3 и R4 вместе обозначают пропиленовую группу, которая при включении остатка N C(O)- образует пирролидоновый остаток, 0,5 90,0 мас. структурных единиц формулы III
CH CH CH2 N+ R5 R6 CH2 CH CH X-
где Х галоген;
R5 и R6 независимо друг от друга, С1 - С6-алкил, 5,0 90,0 мас. структурных единиц формулы IV
CHR7 CNR8
где R7 водород или метил;
R8 CONH2 CON(CH3)2, циано, SO3H, SO3Me, C6H4SO3H, C6H4SO3 Me, CH2SO3H, CH2SO3Me, COOH, COOMe или сложноэфирную группу COOR, причем R С1 С1 5-алкил, причем мол.м. используемых сополимеров составляет от 50000 до 20 • 106.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве R2 используют С2 С6-алкилен, в качестве R5 и R6 используют С1 С3-алкил, а в качестве R С1 С8-алкил.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимеры, содержащие 40,0 90,0 мас. структурных единиц формулы I, 10,0 - 60,0 мас. структурных единиц формулы II.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимеры, содержащие
40,0 90,0 мас. структурных единиц формулы I;
10,0 60,0 мас. структурных единиц формулы II и
0,5 40,0 мас. структурных единиц формулы III.
40,0 90,0 мас. структурных единиц формулы I;
10,0 60,0 мас. структурных единиц формулы II и
0,5 40,0 мас. структурных единиц формулы III.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимеры, содержащие
40,0 70,0 мас. 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоты;
1,0 30,0 мас. винилацетамида и
0,5 60 мас. алкиламида.
40,0 70,0 мас. 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоты;
1,0 30,0 мас. винилацетамида и
0,5 60 мас. алкиламида.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимеры, содержащие
5,0 60,0 мас. 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоты или винилсульфокислоты;
2,0 20,0 мас. винилацетамида и
4,0 90,0 мас. акрилоамида.
5,0 60,0 мас. 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоты или винилсульфокислоты;
2,0 20,0 мас. винилацетамида и
4,0 90,0 мас. акрилоамида.
7. Способ по пп. 1 6, отличающийся тем, что сополимеры используют с концентрацией 100 20000 ррт в мас.ч.
8. Способ по пп. 1 7, отличающийся тем, что водный раствор сополимера используют с более высоким содержанием солей, чем пластовая вода.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DEP4212210.4 | 1992-04-10 | ||
DE4212210 | 1992-04-10 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU93004590A RU93004590A (ru) | 1996-03-10 |
RU2060358C1 true RU2060358C1 (ru) | 1996-05-20 |
Family
ID=6456628
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU9393004590A RU2060358C1 (ru) | 1992-04-10 | 1993-04-09 | Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5379841A (ru) |
EP (1) | EP0577931B1 (ru) |
BR (1) | BR9301516A (ru) |
DE (1) | DE59308707D1 (ru) |
DK (1) | DK0577931T3 (ru) |
MX (1) | MX9302045A (ru) |
NO (1) | NO303147B1 (ru) |
RU (1) | RU2060358C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2478681C2 (ru) * | 2006-11-17 | 2013-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Сухая цементная смесь для цементирования буровых скважин |
Families Citing this family (58)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0952749A (ja) * | 1995-08-08 | 1997-02-25 | Showa Denko Kk | 高流動コンクリート用混和剤及びそれが添加されたコンクリート材 |
US5701956A (en) * | 1996-04-17 | 1997-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing water production from subterranean formations |
US6169058B1 (en) | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
US6228812B1 (en) | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
US6423802B1 (en) | 1999-05-21 | 2002-07-23 | Cabot Corporation | Water soluble copolymers and polymer compositions comprising same and use thereof |
US6656989B1 (en) | 1999-05-21 | 2003-12-02 | Cabot Corporation | Compositions comprising water soluble copolymer and cesium salt of a carboxylic acid |
DE19926355A1 (de) * | 1999-06-10 | 2000-12-14 | Clariant Gmbh | Wasserlösliche Mischpolymere und ihre Verwendung für Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas |
BR9904294B1 (pt) | 1999-09-22 | 2012-12-11 | processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolìferas. | |
EP1112982A1 (en) * | 1999-12-27 | 2001-07-04 | Showa Denko Kabushiki Kaisha | Cement admixture and cement composition |
US6465397B1 (en) | 2000-02-11 | 2002-10-15 | Clariant Finance (Bvi) Limited | Synthetic crosslinked copolymer solutions and direct injection to subterranean oil and gas formations |
US6476169B1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing subterranean formation water permeability |
DE10059833A1 (de) * | 2000-12-01 | 2002-06-13 | Clariant Gmbh | Fluormodifizierte Kammpolymere auf Basis von Acryloyldimethylaurinsäure |
DE10059828A1 (de) * | 2000-12-01 | 2002-06-13 | Clariant Gmbh | Kammförmige Copolymere auf Basis von Acryloyldimethyltaurinsäure |
ITMI20011113A1 (it) | 2001-05-25 | 2002-11-25 | Eni Spa | Procedimento per diminuire la produzione di acqua nei pozzi petroliferi |
DE10150190A1 (de) * | 2001-10-12 | 2003-04-17 | Tr Oil Services Aberdeen | Verfahren zur Verringerung oder zur vollständigen Einstellung von Wasserzuflüssen bei einer unterirdischen Formation, und vernetzbare Copolymere zu dessen Durchführung |
US7091159B2 (en) * | 2002-09-06 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays |
US7741251B2 (en) * | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
US7220708B2 (en) * | 2003-02-27 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
US20040177957A1 (en) * | 2003-03-10 | 2004-09-16 | Kalfayan Leonard J. | Organosilicon containing compositions for enhancing hydrocarbon production and method of using the same |
US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8278250B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US20040229756A1 (en) * | 2003-05-16 | 2004-11-18 | Eoff Larry S. | Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation |
US8251141B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8091638B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US7759292B2 (en) * | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US8631869B2 (en) * | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
US7182136B2 (en) | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
US7563750B2 (en) * | 2004-01-24 | 2009-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations |
US7159656B2 (en) * | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US7207387B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores |
US7114568B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid |
EA012088B1 (ru) * | 2004-06-17 | 2009-08-28 | Статойлгидро Аса | Обработка скважин |
NO347192B1 (no) * | 2004-06-17 | 2023-06-26 | Equinor Energy As | Brønnbehandling |
US7216707B2 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions |
DE102004035515A1 (de) * | 2004-07-22 | 2006-02-16 | Clariant Gmbh | Thermostabiles, wasserlösliches, bei hohen Temperaturen vernetzbares Polymer |
US20060065396A1 (en) * | 2004-08-13 | 2006-03-30 | Dawson Jeffrey C | Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use |
US7398825B2 (en) * | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
CA2604220A1 (en) * | 2005-04-26 | 2006-11-02 | Rune Godoey | Method of well treatment and construction |
US20080110624A1 (en) * | 2005-07-15 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells |
US20070039732A1 (en) * | 2005-08-18 | 2007-02-22 | Bj Services Company | Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flood intervention |
US20070114032A1 (en) * | 2005-11-22 | 2007-05-24 | Stegent Neil A | Methods of consolidating unconsolidated particulates in subterranean formations |
US7441598B2 (en) * | 2005-11-22 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US7687438B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678742B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678743B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
US7934557B2 (en) * | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
GB2450502B (en) * | 2007-06-26 | 2012-03-07 | Statoil Asa | Microbial enhanced oil recovery |
US9458370B2 (en) * | 2007-10-03 | 2016-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods for pre-emptively controlling undesirable water production from an oil or gas well |
US7552771B2 (en) * | 2007-11-14 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment |
US20090253594A1 (en) * | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
US7998910B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8420576B2 (en) * | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
WO2015113577A1 (en) * | 2014-01-30 | 2015-08-06 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Method to increase the viscosity of hydrogels by crosslinking a copolymer in the presence of dissolved salt |
US10399902B2 (en) | 2014-02-28 | 2019-09-03 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Method to reduce the water loss in slurries or solutions used in oil field and gas field operations |
CA2957911A1 (en) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic crosslinked polymer additive for use in subterranean treatment fluids |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3820603A (en) * | 1972-11-06 | 1974-06-28 | Ici America Inc | Altering relative permeability in production wells |
NL7403616A (ru) * | 1973-04-05 | 1974-10-08 | ||
US3826311A (en) * | 1973-06-13 | 1974-07-30 | Calgon Corp | Producing well treatment |
DE2931897A1 (de) * | 1979-08-06 | 1981-02-26 | Cassella Ag | Wasserloesliches copolymerisat und seine herstellung |
DE3027422A1 (de) * | 1980-07-19 | 1982-02-25 | Cassella Ag, 6000 Frankfurt | Hochmolekulare wasserloesliche copolymerisate, ihre herstellung und verwendung |
US4460477A (en) * | 1982-08-25 | 1984-07-17 | Calgon Corporation | Use of a carboxylic functional polyampholyte to inhibit the precipitation and deposit of scale in aqueous systems |
US4484631A (en) * | 1982-08-25 | 1984-11-27 | Calgon Corporation | Use of polyampholytes to enhance oil and/or gas recovery |
US4533708A (en) * | 1981-12-15 | 1985-08-06 | Calgon Corporation | Polyampholyte polymer |
CA1209009A (en) * | 1981-12-15 | 1986-08-05 | Christine A. Costello | Polyampholytes and their use |
US4455240A (en) * | 1981-12-15 | 1984-06-19 | Calgon Corporation | Ampholytic polymers for use as filtration control aids in drilling muds |
US4510059A (en) * | 1982-08-25 | 1985-04-09 | Calgon Corporation | Carboxylic functional polyampholytes as silica polymerization retardants and dispersants |
US4951921A (en) * | 1983-01-28 | 1990-08-28 | Phillips Petroleum Company | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources |
FR2611803B1 (fr) * | 1987-03-06 | 1989-07-07 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour la reduction selective des venues d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz |
-
1993
- 1993-04-06 EP EP93105664A patent/EP0577931B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1993-04-06 DK DK93105664T patent/DK0577931T3/da active
- 1993-04-06 DE DE59308707T patent/DE59308707D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1993-04-07 MX MX9302045A patent/MX9302045A/es unknown
- 1993-04-07 NO NO931335A patent/NO303147B1/no not_active IP Right Cessation
- 1993-04-09 RU RU9393004590A patent/RU2060358C1/ru active
- 1993-04-12 US US08/045,930 patent/US5379841A/en not_active Expired - Lifetime
- 1993-04-12 BR BR9301516A patent/BR9301516A/pt not_active Application Discontinuation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Патент США N А-4095651, кл. E 21B 33/138, опубл. 1978. 2. Патент США N А-4718491, кл. E 21B 33/138, опубл. 1988. 3. Патент США N А-4842071, кл. E 21B 33/138, опубл. 1989. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2478681C2 (ru) * | 2006-11-17 | 2013-04-10 | Акцо Нобель Н.В. | Сухая цементная смесь для цементирования буровых скважин |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO931335L (no) | 1993-10-11 |
EP0577931B1 (de) | 1998-06-24 |
NO931335D0 (no) | 1993-04-07 |
DE59308707D1 (de) | 1998-07-30 |
US5379841A (en) | 1995-01-10 |
DK0577931T3 (da) | 1999-02-01 |
NO303147B1 (no) | 1998-06-02 |
BR9301516A (pt) | 1993-11-30 |
EP0577931A1 (de) | 1994-01-12 |
MX9302045A (es) | 1994-07-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2060358C1 (ru) | Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов | |
US3981363A (en) | Partially crosslinked polymer used in correcting subterranean formation permeability | |
EP0115836B1 (en) | Polymeres useful in the recovery and processing of natural resources | |
AU2007222983B2 (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
US4915170A (en) | Enhanced oil recovery method using crosslinked polymeric gels for profile control | |
US8985212B1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
WO1999049183A1 (en) | Hydrophobically modified polymers for water control | |
US3949811A (en) | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines | |
US4120361A (en) | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines | |
US4714113A (en) | Alkaline water flooding with a precipitation inhibitor for enhanced oil recovery | |
GB2417044A (en) | Compositions containing water control treatments and formation damage control additives and methods for their use | |
EP2195400A2 (en) | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment | |
WO2006106287A1 (en) | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments | |
US10858574B2 (en) | Method of increasing scale inhibitor retention | |
US4630678A (en) | In-situ formation of polyvalent metal ions for crosslinking polymers within carbonate rock-containing reservoirs | |
US9644136B2 (en) | Low pH crosslinking of polymers | |
US8980800B2 (en) | Methods for reducing fluid loss of a viscoelastic surfactant gel into a subterranean formation | |
US4718491A (en) | Process for preventing water inflow in an oil- and/or gas-producing well | |
WO2008020220A1 (en) | Well treatment | |
US20200002603A1 (en) | Acid diversion in naturally fractured formations | |
WO2019177594A1 (en) | Multifunctional friction reducers | |
CA2614868C (en) | Scale inhibiting well treatment | |
US5888943A (en) | Drilling compositions and methods | |
US11118101B2 (en) | Multiphase polymer suspension and use thereof | |
US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration |