RU2256071C2 - Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта - Google Patents

Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта Download PDF

Info

Publication number
RU2256071C2
RU2256071C2 RU2002133464/03A RU2002133464A RU2256071C2 RU 2256071 C2 RU2256071 C2 RU 2256071C2 RU 2002133464/03 A RU2002133464/03 A RU 2002133464/03A RU 2002133464 A RU2002133464 A RU 2002133464A RU 2256071 C2 RU2256071 C2 RU 2256071C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
polymer
monomers
composition
volume
clause
Prior art date
Application number
RU2002133464/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2002133464A (ru
Inventor
Кин-Тай ЧАНГ (US)
Кин-тай ЧАНГ
Гарри ФРЭМПТОН (GB)
Гарри ФРЭМПТОН
Джеймс К. МОРГАН (GB)
Джеймс К. МОРГАН
Original Assignee
Ондео Налко Энерджи Сервисиз, Эл.Пи.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ондео Налко Энерджи Сервисиз, Эл.Пи. filed Critical Ондео Налко Энерджи Сервисиз, Эл.Пи.
Publication of RU2002133464A publication Critical patent/RU2002133464A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2256071C2 publication Critical patent/RU2256071C2/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516Compositions 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers

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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Polymerisation Methods In General (AREA)

Abstract

Данное изобретение относится к композиции, включающей способные увеличиваться в объеме полимерные микрочастицы с высокой степенью сшивки, имеющие средний диаметр частиц до увеличения объема от около 0,05 до около 10 микрон и содержание сшивающего агента от 6000 млн.д. до 200000 млн.д. лабильных и от 0 до 300 млн.д. нелабильных сшивающих агентов, и к использованию этой композиции для изменения проницаемости подземных пластов и увеличения скорости мобилизации и/или извлечения углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. Техническим результатом является изменение проницаемости подземных пластов и увеличение скорости мобилизации и/или скорости извлечения углеводородных флюидов, находящихся в пластах. 3 н. и 37 з.п. ф-лы, 11 табл.

Description

Данное изобретение относится к композиции и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта. Более конкретно, данное изобретение касается композиций со способными увеличиваться в объеме микрочастицами сшитого полимера, которые изменяют проницаемость подземных пластов и увеличивают скорость мобилизации и/или скорость извлечения углеводородных флюидов, находящихся в пластах.
На первой стадии извлечения углеводородов источники энергии, присутствующие в пласте, способны продвигать нефть, газ, конденсат и т.д. к продуктивной(ым) скважине(ам), где они могут вытекать или выкачиваться насосом на поверхность в погрузочно-разгрузочные устройства. Обычно таким способом из скважины можно извлечь относительно небольшую долю находящихся в ней углеводородов. Наиболее широко используемое решение проблемы сохранения энергии в пласте и обеспечения подачи углеводорода к продуктивной(ым) скважине(ам) состоит в нагнетании флюидов в соседние скважины. Это решение обычно называют вторичной добычей.
Обычно используемыми флюидами являются вода (например, вода из водоносных пластов, речная и морская вода или пластовая вода) или газ (например, добытый газ, двуокись углерода, топочный газ и различные другие). Если флюид вызывает движение обычно неподвижного остатка нефти или другого углеводорода, процесс обычно называют третичной добычей.
Очень распространенная проблема проектов по вторичной и третичной добыче относится к неоднородности свиты пластов коллекторской породы. Подвижность нагнетаемого флюида обычно отличается от подвижности углеводорода, и, когда он является более подвижным, используют различные способы регулирования подвижности для того, чтобы сделать вытеснение пласта более однородным и последующее извлечение углеводородов более эффективным. Такие способы имеют ограниченное значение, когда в коллекторской породе существуют зоны с высокой проницаемостью, обычно называемые зонами или пропластками поглощения бурового раствора. Нагнетаемый флюид движется от нагнетательной к продуктивной скважине, не встречая большого сопротивления. В таких случаях не происходит эффективного вытеснения нагнетаемым флюидом углеводорода из соседних зон с более низкой проницаемостью. Повторное использование пластового флюида может привести к циркуляции флюида через зону поглощения бурового раствора и к небольшой выгоде при больших затратах на топливо и содержание и техническое обслуживание насосной системы.
Многочисленные физические и химические способы используют для того, чтобы отвести нагнетаемые флюиды от зон поглощения бурового раствора в продуктивные и нагнетательные скважины или приблизить к ним. Когда обработка применяется к продуктивной скважине, ее обычно называют водной (или газовой и т.д.) shut-off (закрывающей) обработкой. Когда такую обработку применяют к нагнетательной скважине, ее называют обработкой для регулирования профиля и охвата.
В ситуациях, когда зона(ы) поглощения бурового раствора изолированы от смежных зон с более низкой проницаемостью и когда заканчивание скважины образует хороший изолирующий слой с барьером (например, слой или “прожилок” сланцевой глины), приводя к изоляции, в скважине могут быть установлены механические уплотнения или “пробки”, чтобы блокировать вход нагнетаемого флюида. Если флюид поступает в пласт или выходит из него на дне скважины, цемент может быть также использован для заполнения пробуренной скважины выше зоны доступа.
Когда заканчивание скважины делает возможным поступление нагнетаемого флюида как в зону(ы) поглощения бурового раствора, так и в соседние зоны, например, когда разрез зацементирован напротив продуктивной зоны и цементные работы плохо выполнены, закачка цемента под давлением часто является приемлемым средством изоляции водонасыщенной зоны.
В некоторых ситуациях такие способы неэффективны, из-за того, что слои коллекторской породы соприкасаются в тех местах, куда не попадает цемент. Типичными примерами являются ситуации, когда зоны трещиноватости или зоны камня или вымытые каверны существуют позади разреза. В таких примерах используют химические гели, способные продвигаться через поры в коллекторской породе, чтобы блокировать зоны вытеснения.
Когда такие способы не приводят к успеху, альтернативными способами являются эксплуатация скважины с низкой скоростью извлечения, увод скважины в сторону от зоны преждевременного вытеснения или консервирование скважины. Иногда продуктивную скважину превращают в нагнетательную, чтобы увеличить полевую скорость нагнетания флюида, поднимая ее выше суммарной скорости извлечения углеводородов, и увеличить давление в пласте. Это может приводить к улучшению общего объема добычи, но следует заметить, что нагнетаемый флюид будет входить главным образом в зону поглощения бурового раствора при новом инжекторе и, вероятно, будет вызывать аналогичные проблемы в близлежащих скважинах. Все эти решения являются дорогими вариантами.
Согласованные способы регулирования вблизи ствола скважины всегда неэффективны, когда зона поглощения бурового раствора широко соприкасается с соседними зонами, содержащими углеводороды, с низкой проницаемостью. Причиной этого является то, что нагнетаемые флюиды могут двигаться обходным путем, не проходить обработку и повторно поступать в зону поглощения бурового раствора, соприкасаясь только с небольшой частью оставшихся углеводородов или даже не соприкасаясь с ними. Специалистам в данной области обычно известно, что такие обработки почти в стволе скважины не приводят к успеху со значительным улучшением добычи в пластах, имеющих встречный поток введенных флюидов между зонами.
Несколько способов разработаны для уменьшения проницаемости в значительной части зоны поглощения бурового раствора и/или на значительном расстоянии от нагнетательной и продуктивной скважин. Одним из примеров таких способов является Deep Diverting Gel process (способ отвода геля вглубь), запатентованный Морганом с соавторами (1). Этот способ используют в поле, и он очень чувствителен к неизбежным изменениям в качестве реагентов, что мешает широкому распространению этого способа. Желеобразная смесь представляет собой двухкомпонентную композицию и полагают, что это вносит свой вклад в плохое распространение обработки в пласте.
В патентах США №5465792 и №5735349 сообщают об использовании микрочастиц способного увеличивать свой объем сшитого полимера с высокой поглощающей способностью для изменения проницаемости подземных пластов. Однако набухание микрочастиц с высокой поглощающей способностью, описанное в этих патентах, вызывается изменениями флюида-носителя от углеводородного к водному или от воды с высокой соленостью к воде с низкой соленостью.
Найдены новые полимерные микрочастицы, в которых конформация микрочастиц ограничена обратимыми (лабильными) внутренними поперечными связями (сшивками). Свойства микрочастиц, такие как распределение частиц по размерам и плотность ограниченной микрочастицы, рассчитывают таким образом, чтобы сделать возможным эффективное распространение через пористую структуру вмещающей породы углеводородного пласта, например песчаника. При нагревании до температуры пласта и/или при заранее заданном рН обратимые (лабильные) внутренние сшивки начинают разрываться, тем самым позволяя частице увеличивать свой объем, поглощая нагнетаемый флюид (обычно воду).
Способность частицы увеличивать свой первоначальный объем (в месте нагнетания флюида) зависит только от наличия условий, которые индуцируют разрыв лабильных сшивателей. Она не зависит от природы флюида-носителя или солености пластовой воды. Частицы по данному изобретению могут распространяться через пористую структуру пласта без использования определенного флюида или флюида с более высокой соленостью, чем соленость флюида пласта.
Частица увеличенного объема рассчитывается таким образом, чтобы иметь определенное распределение частиц по размеру и определенные физические характеристики, например реологию частицы, которая позволяет препятствовать проникновению потока нагнетаемого флюида в пористую структуру. В этом случае частица способна направлять вытесняющий флюид в зоны пласта с менее тщательным вытеснением.
Реология и увеличенный размер частицы могут быть задуманы таким образом, чтобы соответствовать предназначению пласта, например путем приемлемого выбора главной цепи, соотношения мономеров или сомономеров в полимере, или степени обратимого (лабильного) и необратимого сшивания полимера, осуществленного во время его изготовления.
Таким образом, в своем главном варианте осуществления данное изобретение относится к композиции, включающей способные увеличивать объем микрочастицы полимера с высокой степенью сшивки со средним диаметром частиц до увеличения объема от около 0,05 до около 10 микрон и содержанием сшивающего агента от приблизительно 9000 до около 200000 млн.д. сшивателя, образующего лабильные поперечные связи, и от 0 до около 300 млн.д. сшивателя, образующего прочные поперечные связи.
Термин “амфотерная полимерная микрочастица” обозначает микрочастицу сшитого полимера, содержащего как катионные, так и анионные заместители, хотя и необязательно в одинаковых стехиометрических соотношениях. Репрезентативная амфотерная полимерная микрочастица включает терполимеры неионных мономеров, анионных мономеров и катионных мономеров, как указано в данной заявке. Предпочтительная амфотерная полимерная микрочастица имеет молярное отношение анионного мономера к катионному мономеру выше чем 1:1.
Термин “мономер с амфолитической ионной парой” обозначает кислотно-основную соль основных азотсодержащих мономеров, например диметиламиноэтилакрилат (ДМАЭА), диметиламиноэтилметаакрилат (ДМАЭМ), 2-метакрилоилоксиэтилдиэтиламин и им подобные и кислотные мономеры, такие как акриловая кислота и сульфоновые кислоты, например 2-акриламид-2-метилпропансульфоновая кислота, 2-метакрилоилоксиэтансульфоновая кислота, винилсульфоновая кислота, стиролсульфоновая кислота и подобные мономеры.
Термином “анионный мономер” обозначают в данной заявке мономер, который обладает кислотной функциональной группой, и аддитивные соли этого мономера с основаниями. Репрезентативные анионные мономеры включают акриловую кислоту, метакриловую кислоту, малеиновую кислоту, итаконовую кислоту, 2-пропеновую кислоту, 2-метил-2-пропеновую кислоту, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту, сульфопропилакриловую кислоту и другие растворимые в воде формы этих или других полимеризующихся карбоновых или сульфоновых кислот, сульфометилированный акриламид, аллилсульфоновую кислоту, винилсульфоновую кислоту, четвертичные соли акриловой и метакриловой кислот, например акрилат аммония и метакрилат аммония и им подобные. Предпочтительные анионные мономеры включают натриевую соль 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, натриевую соль винилсульфоновой кислоты и натриевую соль стиролсульфоновой кислоты. Наиболее предпочтительным мономером является натриевая соль 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты.
Термин “анионная полимерная микрочастица” обозначает микрочастицу сшитого полимера, содержащую суммарный отрицательный заряд. Репрезентативные анионные полимерные микрочастицы включают сополимеры акриламида и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, сополимеры акриламида и акрилата натрия, терполимеры акриламида, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты и акрилата натрия и гомополимеры 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты. Предпочтительные анионные полимерные микрочастицы получают из неионных мономеров (составляющих от около 95 до около 10 мольных процентов) и анионных мономеров (составляющих от около 5 до около 90 молярных процентов). Более предпочтительные анионные полимерные микрочастицы получают из акриламида, составляющего от около 95 до около 10 молярных процентов, и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, составляющей от около 5 до около 90 молярных процентов.
Термин “полимерная микрочастица, содержащая бетаин” обозначает микрочастицу сшитого полимера, полученную полимеризацией бетаинового мономера и одного или более неионного мономера.
Термин “бетаиновый мономер” обозначает мономер, содержащий катионно и анионно заряженные функциональные группы в равном соотношении, таким образом, чтобы мономер был в целом нейтрален. Примеры бетаиновых мономеров включают:
N,N-диметил-N-акрилоилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)аммоний бетаин,
N,N-диметил-N-метакрилоилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)аммоний бетаин,
N,N-диметил-N-акриламидопропил-N-(2-карбоксиметил)аммоний бетаин,
N,N-диметил-N-акриламидопропил-N-(2-карбоксиметил)аммоний бетаин,
N,N-диметил-N-акрилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)аммоний бетаин,
N,N-диметил-N-акриламидопропил-N-(2-карбоксиметил)аммоний бетаин,
N-3-сульфопропилвинилпиридинаммоний бетаин,
2-(метилтио)этил-метакрилоил-S-(сульфопропил)сульфоний бетаин 1-(3-сульфопропил)-2-винилпиридиний бетаин,
N-(4-сульфобутил)-N-метилдиаллиламинаммоний бетаин N,N-диаллил-N-метил-N(2-сульфоэтил)аммоний бетаин и им подобные вещества. Предпочтительным бетаиновым мономером является N,N-диметил-N-метакрилоилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)аммоний бетаин.
Термин “катионный мономер” в данной заявке обозначает мономерное звено, которое обладает суммарным положительным зарядом. Примеры катионных мономеров включают четвертичные соли или соли кислот диалкиламиноалкилакрилатов и метакрилатов, таких как метилхлоридная четвертичная соль диметиламиноэтилакрилата (DMAEA.МСQ), метилхлоридная четвертичная соль диметиламиноэтилметакрилата (DMAEM.МСQ), соль диметиламиноэтилакрилата и соляной кислоты, соль диметиламиноэтилакрилата и серной кислоты, бензилхлоридная четвертичная соль диметиламиноэтилакрилата (DMAEA.BСQ), метилcульфатная четвертичная соль диметиламиноэтилакрилата; четвертичные соли или соли кислот диалкиламиноалкилакриламидов и метакриламидов, например соль диметиламинопропилакриламида и соляной кислоты, соль диметиламинопропилакриламида и серной кислоты, соль диметиламинопропилметакриламида и соляной кислоты, соль диметиламинопропилметакриламида и серной кислоты, метакриламидопропилтриметиламмонийхлорид
и
акриламидопропилтриметиламмонийхлорид; и N,N-диаллилдиалкиламмоний галогениды, такие как диаллилдиметиламмонийхлорид (DADMAC). Предпочтительные катионные мономеры включают метилхлоридную четвертичную соль диметиламиноэтилметакрилата и диаллилдиметиламмонийхлорид.
Диаллилдиметиламмонийхлорид более предпочтителен.
Термин “сшивающий мономер” в данной заявке обозначает ненасыщенный мономер с этиленовой связью, содержащий по меньшей мере два центра этиленовой ненасыщенности, которая прибавляется, для ограничения конформации полимерных микрочастиц по данному изобретению. Уровень сшивки, используемый в микрочастицах этих полимеров, высок по сравнению с обычными полимерами с высокой поглощающей способностью для сохранения жесткой нерасширяемой конфигурации микрочастиц. Сшивающие мономеры по данному изобретению включают как лабильные сшивающие мономеры, так и нелабильные сшивающие мономеры.
Термины “эмульсия”, “микроэмульсия”, “обращенная эмульсия” обозначают эмульсию полимера типа “вода в масле”, содержащую полимерные микрочастицы по данному изобретению в водной фазе, углеводородное масло для масляной фазы и один или более эмульгирующих агентов для образования эмульсии типа “вода в масле”.
Эмульсионные полимеры представляют собой углеводородную дисперсионную среду с водорастворимыми полимерами, диспергированными в углеводородной матрице. Эмульсионные полимеры необязательно являются “обращенными” или превращенными в вододисперсионную форму с помощью сдвига, разбавления и обычно обращающего ПАВ. См. патент США №3734873, включенный в данную заявку в качестве ссылки.
Термин “подвижность флюида” обозначает коэффициент, который указывает, насколько легко флюид движется в пористой среде. Этот коэффициент называется подвижностью и выражается в виде отношения проницаемости пористой среды к вязкости данного флюида.
1.
Figure 00000001
для единичного флюида х, текущего в пористой среде.
Когда течет более чем один флюид, конечная точка относительных проницаемостей должна быть заменена на абсолютную проницаемость, которая используется в уравнении 1.
2.
Figure 00000002
для флюида х, текущего в пористой среде в присутствии одного или более других флюидов.
Когда текут два или более флюидов, подвижности флюидов могут быть использованы для определения коэффициента подвижности
3.
Figure 00000003
Коэффициент подвижности используют при изучении вытеснения флюида, например, при заводнении нефтяного пласта, где 3 х обозначает воду, а у - обозначает нефть, так как эффективность способа вытеснения может быть связана с этим коэффициентом. В качестве общего принципа при коэффициенте подвижности, равном единице, фронт флюида движется почти в режиме структурного течения, и нефть хорошо вытесняется из пласта. Когда подвижность воды в десять раз больше, чем подвижность нестабильностей в вязкости нефти, известных как языки обводнения, нефть плохо вытесняется из пласта. Когда подвижность нефти в десять раз превышает подвижность воды, нефть практически полностью вытесняется из пласта.
Термин “полимерная микрочастица, содержащая ионные пары”, обозначает микрочастицу сшитого полимера, полученного полимеризацией мономера с амфолитической ионной парой и еще одного анионного или неионного мономера.
Термин “лабильный сшивающий мономер” обозначает сшивающий мономер, который может разрушаться в определенных условиях (при нагревании и/или при определенном рН), после чего он может внедриться в полимерную структуру, уменьшая степень сшивания в полимерной микрочастице по данному изобретению. Вышеупомянутые условия являются такими, что они могут расщеплять связи в “сшивающем мономере”, не вызывая существенного разрушения остальной части главной цепи полимера. Представителями лабильных сшивающих мономеров являются диакриламиды и метакриламиды диаминов, например диакриламид пиперазина, сложные эфиры акриловой или метакриловой кислот и ди-, три-, тетрагидроксильных соединений, в том числе диакрилат этиленгликоля, диакрилат полиэтиленгликоля, триметакрилат триметилолпропана, триакрилат этоксилированного триметилола, тетраакрилат этоксилированного пентаэритрита и им подобные вещества; дивинил или диаллил соединения, в которых виниловые и аллильные группы разделены азогруппами, например диаллиламид 2,2’-азобисизомасляной кислоты и виниловые и аллиловые сложные эфиры ди- и трифункциональных кислот. Предпочтительные “лабильные сшивающие мономеры” включают водорастворимые диакрилаты, например диакрилат полиэтиленгликоля-200 и диакрилат полиэтиленгликоля-400 и полифункциональные виниловые производные многоатомных спиртов, например триакрилат этоксилированного (9-20) триметилола.
Лабильный сшивающий агент присутствует в количестве от 9000 до около 200000 млн.д., преимущественно от около 9000 до около 100000 млн.д. и более предпочтительно от около 20000 до около 60000 млн.д. в расчете на общее число моль мономера.
Термин “мономер” обозначает полимеризующееся аллиловое, виниловое или акриловое соединение. Мономер может быть анионным, катионным, неионным или цвиттер-ионным. Предпочтительными являются виниловые мономеры, более предпочтительными являются акриловые мономеры.
Термин “неионный мономер” обозначает мономер, как определено в данной заявке, который электрически нейтрален. Представители неионных мономеров включают N-изопропилакриламид, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, диметиламинопропилакриламид, диметиламинопропилметакриламид, акрилоилморфолин, гидроксиэтилакрилат, гидроксипропилакрилат, гидроксиэтилметакрилат, гидроксипропилметакрилат, диметиламиноэтилакрилат (ДМАЭА), диметиламиноэтилметакрилат (ДМАЭМ), малеиновый ангидрид, N-винилпирролидон, винилацетат и N-винилформамид. Предпочтительные неионные мономеры включают акриламид, N-метилакриламид, N,N-диметилакриламид и метакриламид. Наиболее предпочтителен акриламид.
Термин “нелабильный сшивающий мономер” в данной заявке обозначает сшивающий мономер, который не разрушается в определенных условиях, т.е. при такой температуре и/или при таком рН, которые вызвали бы разрыв включенного лабильного сшивающего мономера. Нелабильный сшивающий мономер добавляют наряду с лабильным сшивающим мономером для регулирования конформации увеличенной в объеме полимерной микрочастицы. Представителями нелабильных сшивающих мономеров являются метиленбисакриламид, диаллиламин, триаллиламин, дивинилсульфон, диаллиловый эфир диэтиленгликоля и им подобные вещества. Предпочтительным нелабильным сшивающим мономером является метиленбисакриламид.
Нелабильный сшивающий агент присутствует в количестве от около 0 до приблизительно 300 млн.д., предпочтительно от около 0 до около 200 млн.д., еще более предпочтительно от около 0 до около 100 млн.д., считая на общее число молей мономера. В отсутствие нелабильного сшивающего агента полимерная частица при полном расщеплении лабильного сшивающего агента превращается в смесь одиночных нитей линейных полимеров. Таким образом, дисперсия полимерных частиц превращается в раствор полимера. Этот раствор полимера вследствие своей вязкости изменяет подвижность флюида в пористой среде. В присутствии небольших количеств нелабильного сшивающего агента превращение полимерных частиц в линейные молекулы является неполным. Частицы становятся слабосвязанной сетью, но сохраняют некоторую "структуру". Такие "структурированные" частицы могут блокировать горловины пор пористой среды и создать преграду потоку.
Микрочастицы полимера по данному изобретению предпочтительно получают, используя способ обращенной эмульсии или микроэмульсии, чтобы обеспечить получение частиц, размер которых находится в определенном интервале. Средний диаметр полимерных микрочастиц до увеличения объема преимущественно составляет от около 0,1 до около 3 микрон, более предпочтительно от около 0,1 до около 1 микрон.
Типичные примеры получения микрочастиц сшитого полимера с помощью микроэмульсионного процесса описаны в патентах США №4956400, №4968435, №5171808, №5465792 и №5735439.
В способе обращенной эмульсии или микроэмульсии водный раствор мономеров и сшивающих агентов прибавляют к углеводородной жидкости, содержащей соответствующее ПАВ или смесь ПАВ для образования обращенной микроэмульсии мономеров, состоящей из небольших водных капелек, диспергированных в углеводородной жидкой дисперсионной среде, и проводят радикальную полимеризацию полученной микроэмульсии мономеров. Кроме мономеров и сшивающих агентов, водный раствор может также содержать другие традиционные добавки, в том числе хелатообразующие агенты для удаления ингибиторов полимеризации, добавки, регулирующие рН, инициаторы и другие обычно используемые добавки.
Углеводородная жидкая фаза включает жидкий углеводород или смесь жидких углеводородов. Насыщенные углеводороды или их смеси предпочтительны. Типичная углеводородная жидкая фаза включает бензол, толуол, жидкое топливо, керосин, уайт-спириты, не имеющие запаха и смеси любых указанных здесь веществ.
ПАВ, полезные для полимеризации в микроэмульсии, описанной в данной заявке, включают сложные эфиры сорбитана и жирных кислот, сложные эфиры этоксилированного сорбитана и жирных кислот и подобные им вещества или их смеси. Предпочтительными эмульгирующими агентами являются олеат этоксилированного сорбитола и сорбитансесквиолеат. Дополнительные подробные сведения, касающиеся этих агентов, можно найти в книге McCutcheon’s Detergents and Emulsifiers, North American Edition, 1980.
Полимеризацию эмульсии можно осуществить любым способом, известным специалистам в данной области. Инициирование можно проводить с помощью множества термических и окислительно-восстановительных инициаторов свободнорадикальной полимеризации, которые включают азосоединения, например азобисизобутиронитрил; пероксиды, например трет-бутилпероксид; органические соединения, например персульфат калия, и окислительно-восстановительные пары, такие как бисульфит натрия-бромат натрия. Приготовление водного продукта из эмульсии можно осуществить обращением эмульсии путем прибавления ее к воде, которая может содержать обращающее ПАВ.
Альтернативно полимерные микрочастицы, сшитые лабильными поперечными связями, получают внутренней сшивкой полимерных частиц, содержащих полимеры с концевыми карбоксильными и гидроксильными группами. Сшивание достигается за счет образования сложных эфиров взаимодействием гидроксильных и карбоксильных групп. Этерификация может быть завершена азеотропной перегонкой (патент США №4599379) или методом пленочного испарения (патент США №5589525) для удаления воды. Например, полимерная микрочастица, полученная способом обращенной эмульсионной полимеризации, использующим акриловую кислоту, 2-гидроксиэтилакрилат, акриламид и 2-акриламидо-2-метилпропансульфонат натрия в качестве мономера, превращается в частицы сшитого полимера в результате процессов дегидратации, описанных выше.
Полимерные микрочастицы необязательно получают в сухом виде прибавлением эмульсии к растворителю, который высаждает полимер, например к изопропанолу, смеси изопропанол-ацетон или смеси метанол-ацетон или к другим растворителям или смесям растворителей, которые способны смешиваться как с углеводородом, так и с водой, фильтрованием и высушиванием полученного твердого вещества.
Водную суспензию полимерных микрочастиц получают повторным диспергированием сухого полимера в воде.
В другом варианте осуществления данное изобретение относится к способу изменения водопроницаемости подземного пласта, который состоит в нагнетании в подземный пласт композиции, включающей микрочастицы сшитого полимера, имеющей содержание сшивающего агента от около 0,9 до около 20 молярных процентов лабильных сшивающих агентов и от 0 до около 300 млн.д. нелабильных сшивающих агентов, в которой диаметр микрочастиц меньше размера пор в подземном пласте, и лабильные сшивающие агенты которой разрушаются в условиях температуры и рН подземного пласта и образуют микрочастицы увеличенного объема.
Композиция затем течет через зону или зоны подземного пласта с относительно высокой проницаемостью в условиях увеличивающейся температуры, до тех пор пока композиция не достигает места, где температура или рН достаточно высоки, чтобы способствовать увеличению микрочастиц в объеме.
В отличие от обычно используемых блокирующих агентов, например растворов полимеров и полимерных гелей, которые не могут проникать далеко и глубоко в пласт, композиция по данному изобретению благодаря размеру ее частиц и низкой вязкости может распространяться далеко от места ее введения до тех пор, пока она не попадет в зону с высокой температурой.
Кроме того, полимерные микрочастицы по данному изобретению, благодаря их высокой сшивающей способности, не набухают в растворах различной солености. Следовательно, на вязкость дисперсии не влияет соленость флюида в подземном пласте. Таким образом, для обработки не нужен особый флюид-носитель. Только после того как частицы попадают в условия, достаточные для уменьшения плотности сшивания, реология флюида изменяется для достижения желаемого эффекта.
Среди других факторов уменьшение сшивающей плотности зависит от скорости разрыва лабильных сшивающих агентов. В частности, различные лабильные сшивающие агенты имеют различные скорости разрыва связей при различных температурах. Температура и механизм разрыва зависят от природы сшивающих химических связей. Например, когда лабильным сшивающим агентом является диакрилат полиэтиленгликоля, гидролиз сложноэфирной связи является механизмом разрыва сшивания. Различные спирты имеют слабо различающиеся скорости гидролиза. Как правило, сложные эфиры метакриловой кислоты будут гидролизоваться с более низкой скоростью, чем сложные эфиры акриловой кислоты в аналогичных условиях. В случае дивиниловых или диаллиловых соединений с азогруппой, например диаллиламида 2,2’-азобисизомасляной кислоты, механизмом разрыва сшивания является отщепление молекулы азота. Как показано на примере многочисленных азосоединений - инициаторов радикальной полимеризации - различные азосоединения действительно имеют различные периоды полураспада при различных температурах для разложения.
Полагают что, кроме скорости разрыва сшивания, скорость увеличения диаметра частицы также зависит от общего количества сохраняющихся сшивок. Было обнаружено, что вначале частица расширяется постепенно, по мере того как уменьшается количество сшивок. После того как общее количество сшивок оказывается ниже некоторой критической плотности, вязкость резко скачкообразно увеличивается. Таким образом, путем должного выбора лабильного сшивающего агента полимерным частицам можно придать свойства увеличиваться в объеме в зависимости от температуры и времени.
Размер полимерных частиц до увеличения в объеме выбирают исходя из рассчитанного размера пор зоны поглощения бурового раствора с самой высокой проницаемостью. Тип сшивающего агента и концентрация и, следовательно, задержка времени перед началом расширения нагнетаемых частиц определяются температурой как вблизи нагнетательной скважины, так и глубже в пласте: ожидаемая скорость движения нагнетаемых частиц через зону поглощения бурового раствора и легкость, с которой вода может вытекать из зоны поглощения бурового раствора в смежные зоны с более низкой проницаемостью, содержащие углеводороды. Композиция с полимерными микрочастицами, предназначенная для воплощения рассмотренных выше соображений, дает в результате лучшее блокирование после увеличения объема частиц и более оптимальное положение в пласте. Предпочтительно в этом варианте осуществления данного изобретения добавление композиции в нагнетаемую воду является частью вторичного или третичного процесса извлечения углеводородов из подземного пласта.
В другом предпочтительном аспекте данного варианта осуществления изобретения нагнетаемую воду добавляют к подземному пласту при температуре, более низкой, чем температура подземного пласта.
Количество добавляемой композиции составляет от около 100 до около 10000 млн.д., преимущественно от около 500 до около 1500 млн.д. и более предпочтительно от около 500 до около 1000 млн.д. в расчете на активный полимер.
В еще одном предпочтительном аспекте данного изобретения диаметр полимерных микрочастиц, увеличившихся в объеме, больше чем одна десятая радиуса горловины пор в порах породы в подземном пласте.
В другом предпочтительном аспекте данного изобретения подземный пласт представляет собой песчаник или углеводородный коллектор, сложенный карбонатными породами.
В другом предпочтительном аспекте данного изобретения композицию используют в проекте третичного извлечения с помощью двуокиси углерода и воды.
В еще одном предпочтительном аспекте данного изобретения композицию используют в третичном процессе извлечения нефти, одной из составных частей которого является нагнетание воды.
В другом варианте осуществления изобретения данное изобретение относится к способу увеличения подвижности или скорости извлечения углеводородных флюидов в подземном пласте, состоящему в нагнетании в подземный пласт композиции, включающей полимерные микрочастицы по пункту 1, в которой диаметр микрочастиц меньше размера пор подземного пласта и в которой лабильные сшивающие агенты разрушаются в условиях температуры и рН подземного пласта и уменьшают подвижность композиции.
В еще одном аспекте данного изобретения композицию добавляют в нагнетаемую воду как часть вторичного или третичного процесса извлечения углеводорода из подземного пласта.
Еще в одном аспекте этого варианта осуществления изобретения нагнетаемую воду добавляют в продуктивную скважину. Использование композиции по данному изобретению в продуктивной скважине увеличивает отношение нефть-вода в добываемом флюиде. Нагнетанием композиции, включающей полимерные микрочастицы по данному изобретению, и возможным увеличением объема частиц водопродуктивные зоны могут быть избирательно блокированы.
В еще одном аспекте данного варианта осуществления изобретения нагнетание воды в подземный пласт производят при температуре, более низкой, чем температура подземного пласта.
В другом аспекте данного варианта осуществления изобретения подземный пласт представляет собой песчаник или углеводородный коллектор, сложенный карбонатными породами.
Вышеуказанные утверждения, возможно, станут более понятны после обращения к примерам, описанным ниже, которые приводятся для иллюстративных целей, а не для ограничения объема данного изобретения.
ПРИМЕРЫ 1-8
Получение полимерных микрочастиц
Полимерную микрочастицу по данному изобретению легко получают с помощью метода полимеризации в обращенной эмульсии, как описано ниже.
Репрезентативную композицию эмульсии полимера получают полимеризацией эмульсии мономера, состоящей из водной смеси 164 г 50% акриламида, 375,1 г 58% акриламидометилпропансульфоната (АМPS) натрия, 16,38 г воды, 0,5 г 40% пентанатриевой соли диэтилентриаминпентауксусной кислоты, 3,2 г 1% раствора метиленбисакриламида (mba) и 36,24 г диакрилата полиэтиленгликоля (ПЭГ) в качестве дисперсной фазы и смесь 336 г перегнанной нефти, 60 г олеата этоксисорбитола, и 4 г сесквиолеата сорбитана, в качестве непрерывной фазы.
Эмульсию мономера готовят путем смешивания водной фазы и масляной фазы с последующей гомогенизацией, для которой используют гомогенизатор фирмы SILVERSON. После деоксигенирования азотом в течение 30 мин инициируют полимеризацию при комнатной температуре с помощью окислительно-восстановительной пары бисульфит-бромат натрия. Температуру полимеризации не регулируют. Вообще из-за теплоты полимеризации температура поднимается с 25°С до приблизительно 80°С менее чем за 5 мин. После того как температура достигает максимума, реакционную смесь нагревают при 75°С еще в течение 2 ч.
Если необходимо, полимерная частица может быть выделена из латекса путем осаждения, фильтрования и промывания смесью ацетона и изопропанола. После высушивания освобожденная от нефти и ПАВ частица может быть повторно диспергирована в водной среде.
Средний размер этой латексной частицы, измеренной в деионизированной воде с помощью Mastersizer E фирмы Makvern Instruments, составляет 0,28 микрон.
В Таблице 1 приводятся представители эмульсионных полимеров, полученные по методу, описанному в примере 1.
Таблица 1
Получение полимерных частиц в виде эмульсии
  Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 4 Пример 5 Пример 6 Пример 7 Пример 8
50% акриламид 164,9 164,9 82,45 131,84 82,5 82,5 82,5 82,5
58% Na AMPS 375,1 375,1 187,55 300 187,5 187,5 187,5 187,5
Деионизированная вода 19,58 19,58 12,5 36,8 18 22,9 25,3 26,5
Метиленбис-
акриламид
0,032 0,032 0 7,36 0 0 0 0
Диакрилат
PEG-200
36,24 18,12 30,46*1 0 9,75 4,87 2,44 1,22
Молярное
отношение
сшив.агент/
мономер (млн.д.)
56890 28500 28390 28390 18390 9080 4540 2270
Нефтяной
дистиллат
336 336 168 268,8 168 168 168 168
Олеат этокси-
сорбитола
60 60 30 48 30 30 30 30
Сесквиолеат
сорбитана
4 4 2 3,2 2 2 2 2
*1 Диакрилат полиэтиленгликоля-400 (PEG-400)
ПРИМЕР 9
Расширяющиеся частицы в сравнении с нерасширяющимися частицами
Вязкость (сП) 1% дисперсии полимера по примерам 5-8 в деионизированной воде и в 720 млн.д. NaCl растворе приводится в Таблице 2. Однопроцентную дисперсию получают путем обращения полимерной эмульсии в водной среде с помощью обращающего ПАВ. Вязкость измеряют при комнатной температуре Brookfield LV вискозиметром при 60 об/мин.
Таблица 2. Вязкость (сП) 1% дисперсии полимера при комнатной температуре.
Таблица 2
Вязкость (сП) 1% дисперсии полимера при комнатной температуре
  Вязкость (в сантипуазах, сП)
Пример 5 Пример 6 Пример 7 Пример 8
Деионизированная вода 5,5 54 1360 8300
720 млн.д. NaCl 3,8 6,2 26 138
Отношение вязкости в деионизированной
воде к вязкости в 720 млн.д. NaCl
1,45 8,7 52,3 60
Молярное отношение сшив.агент/
мономер (млн.д.)
18000 9080 4540 2270
Эти данные показывают, что с увеличением уровня введенного сшивающего агента способность частицы сшитого полимера набухать уменьшается. Когда плотность сшивки превышает определенный уровень, частица проявляет очень низкую способность к набуханию даже в деионизированной воде. Отношение вязкости в деионизированной воде к вязкости в соленой воде дает хорошую индикацию способности частицы увеличивать свой объем. Из этих данных также можно видеть, что даже очень низкий уровень содержания электролита может уменьшать способность частицы увеличивать свой объем. Частицы полимера в примере 5 демонстрируют свойства частиц, не увеличивающихся в объеме.
ПРИМЕР 10
Для иллюстрации ненабухающей природы полимерных микрочастиц по данному изобретению вязкость водных дисперсий латексных частиц в примерах 1 и 2 в воде различной солености представлена в Таблице 3. Вязкость измеряют вискозиметром Брукфилда с UL адаптором при 60 об/мин и температуре 75°F (23,9°C).
Таблица 3
Вязкость (сР) дисперсий полимеров в водном соляном растворе
Концентрация Образец Вязкость в различных средах (в сантипуазах, cП)  
    Деионизированная вода Синтетический полевой соляной раствор 0,45% TDS 2% KCl Отношение вязкости в деионизированной воде к вязкости
2% KCl
1,5% дисперсия Пример 1 1,45 1,45 1,6 0,9
1,5% дисперсия Пример 2 3,55 1,75 2,1 1,7
1% дисперсия Пример 1 1,3 1,3 1,4 0,9
1% дисперсия Пример 2 2 1,35 1,35 1,5
0,5% дисперсия Пример 1 1,1 1,05 0,95 1,2
0,5% дисперсия Пример 2 1,45 1,1 1,1 1,3
  Холостой
опыт
1 0,95 1,05 0,95
Небольшое значение отношения вязкости в деионизированной воде по сравнению с 2% KCl показывает, что частицы в примерах 1 и 2 являются нерасширяющимися даже тогда, когда разность в солености увеличивают до 20000 млн.д.
ПРИМЕР 11
Активация полимерной частицы с помощью тепла
Этим примером иллюстрируют активацию полимерных микрочастиц по данному изобретению. В Таблице 4 представлена вязкость (сП) 0,5% водных дисперсий латексной частицы после того, как дисперсию подвергали созреванию при 140°F (77,8°С), 175°F (97,3°С) и 210°F (116,8°С) в синтетическом соляном растворе (4570 м.д. TDS), описанном в Таблице 6. Вязкость измеряют при 75°F с помощью LV вискозиметра Брукфилда при 60 об/мин (скорость сдвига 13.2 с-1).
Таблица 4
Дни созревания Вязкость (сантипуаз, сП)
  140°F (77,8°С) 175°F (97,3°С) 210°F (116,8°С)
  Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 4
0 3,3 3,1 3,3 3,3 3,1 3,3 3,3 3,1 3,3 2,3
2 -- -- -- -- -- -- 5 9 12 --
5 -- -- -- 4,1 6 12 5 13 36 --
10 3,5 4,2 5 4,2 8,9 21,4 7 33 64 2,3
15 -- -- -- -- -- -- 14 46 44 --
20 3,2 5,6 -- 4,8 20,4 41 27 49 -- 2,8
25 -- -- 6,5 -- -- 50 -- -- 50 --
30 3,6 5,4 -- 5,7 40,4 -- 36 55 -- 3,2
40 4,1 6,8 -- 7,2 37,8 -- -- 48 -- 3,1
45             57 -- -- --
                     
Эти данные показывают, что никакого набухания частицы в примере 1 не наблюдают после 30 дней созревания при 140°F (77,8°С) и 175°F (97,3°С). Частица активируется (начинает набухать), после того как ее нагревают более 10 дней при 210°F (116,8°С). В Примере 2 не наблюдают набухания частицы после 30 дней созревания при 140°F, а набухание начинается после выдерживания при 175°F не менее 10 дней или при 210°F не менее 2 дней. Активация частицы в примере 3 имеет место после 5 дней нагревания при 175°F или 2 дней при 210°F. Активацию частицы в примере 4 не наблюдают после нагревания при 210°F в течение 40 дней. Эти данные показывают, что только частицы, сшитые обратимым сшивающим агентом, способны увеличивать свой объем после запуска c использованием нагревания. Частицы, сшитые необратимым сшивающим агентом, (пример 4) не могут расширяться.
ПРИМЕР 12
Этот пример показывает, что полимерная частица может распространяться, имея конформацию, ограниченную внутренними обратимыми сшивками, и будет увеличиваться в размере, когда эти сшивки будут разрываться, с образованием частицы приемлемого размера для получения существенного эффекта.
Упаковка песка длиной 40 футов (12,192 м) и внутренним диаметром 0,25 дюймов (0,635 см) изготовлена с использованием обезжиренной и вычищенной трубы из нержавеющей стали 316 и состоит из восьми секций. Песок, используемый для заполнения труб, представляет собой фракцию технического песка (Cementitious reference material - А-песок), полученную от фирмы David Ball PLC Huntington Road, Bar Hill, Cambridge CB3 8HN, UK. Распределение частиц песка по размеру измеряют с помощью ситового анализа, и оно показано в Таблице 5, приведенной ниже. Перед использованием песок промывают в концентрированной соляной кислоте для удаления железа и других примесей, затем промывают до тех пор, пока промывные воды не будут иметь постоянный рН. Наконец, песок сушат на воздухе, в печи при температуре 140°F (60°С).
Таблица 5
Ситовый гранулометрический анализ для F-песка
Наименьший
размер во фракции
(микрон, μm)
Масса остатка
на сите (г)
%
остатка на сите
Суммарный %
остатка на сите
150 12,14 6,12 6,12
125 75,91 38,23 44,35
90 85,67 43,14 87,49
63 17,04 8,58 96,07
45 2,28 1,15 97,22
0 0,71 0,36 97,58
Каждая из секций длиной пять футов (1,524 м) присоединяется к следующей соединителем фирмы Swagelok™, заполненным песком. Через каждые две секции имеются Т-образные фитинги для того, чтобы было можно установить датчики давления. Каждая секция содержит круглое US сито (325 меш) (отверстие 45 µm) на кронштейне датчика, чтобы сохранить песок, набитый в трубы. На входе и выходе трубы снабжены переходными муфтами (от 3/8 дюйма к 1/4 дюйма или от 0,952 см к 0,635 см), содержащими сетки для удерживания песка.
Трубу полной длины осторожно скручивают в круг диаметром приблизительно 17 дюймов (43,18 см) и помещают в лабораторную печь фирмы Gallenkamp™ (Model “Plus II”). Флюиды из резервуаров из боросиликатного стекла объемом 34 жидких унции (1 л) закачивают на вход трубы с помощью поршневого насоса (Gilson 307). Датчики давления (Druck™ PDCR) прикрепляют к T-образным участкам трубы и соединяют через цифровые индикаторы давления (Druck™ DPI 260 series), процессор для измерений и набор эффективных приборов (RS 232 Bus to a Labview™), которые регистрируют данные эксперимента.
Обратный клапан давления от Teskom™ прикрепляют на выходе трубы и соединяют c коллектором фракций (от Pharmacia™ LKB-Frac-200).
Когда система полностью смонтирована, через упаковку песка в течение минимум 2 ч пропускают газообразную двуокись углерода под давлением на входе приблизительно 26 psi (26 фунт/кв.дюйм=1,8 кг/cм2), после чего в систему заливают синтетический водный буровой раствор для нагнетания, состав которого показан в таблице 6.
Таблица 6
Состав соляного раствора для испытаний
Ион Состав раствора для испытаний, мг/л
Na 1497,2
K 40
Mg 6,1
Ca 11,6
Cl 1350,9
SO4 46
HCO3 1645,9
TDS 4571
Скорость закачивания раствора, равную 1 мл/мин, поддерживают в течение 367 мин, затем уменьшают до 0,1 мл/мин в течение последующих 100 мин. Объем пор (ОП) упаковки песка равен 142,2 мл, его определяют исходя из массы и средней плотности зерен используемого песка, и суммарную проницаемость измеряют как 2,57 Darcys при 0,1 мл/мин. Проницаемости секций даны ниже:
От 0 до 20 футов (от 0 до 6,096 м) 2.46 D
От 20 до 30 футов (6,096 м до 9,144 м) 2.46 D
От 30 до 40 футов (от 9,144 м до 12,192 м) 2.95 D
1500 млн.д. активной дисперсии полимерных микрочастиц из примера 3 готовят в соляном растворе для испытаний, как описано выше. К 489,9 г соляного раствора при 145°F (63°C) прибавляют по разности 7,5 г этоксилированного сульфатного ПАВ, затем перемешивают в течение 30 с с помощью смесителя Turbine Ultra - Turrax, отрегулированного на низкую скорость. Скорость смесителя увеличивают до высокой и затем 2,56 г эмульсии полимера взвешивают по разности и вводят в воронку перемешиваемого раствора. Смесь перемешивают при высокой скорости в течение 10 с, затем скорость уменьшают до низкой в течение последующих 30 мин. Не делают попыток поддерживать температуру раствора на первоначальном уровне. Затем “раствор” диспергируют ультразвуком в течение 5 мин с помощью FS400 ультразвуковой бани (от Decon Ultrasonic Limited) и потом хранят в бутыли из боросиликатного стекла с завинчивающейся крышкой. Два приготовленных раствора используют в текущем тесте, их смешивают перед началом работы.
Перед нагнетанием раствора для удаления кислорода в раствор пропускают по меньшей мере в течение 30 мин смесь 99% азота и 1% двуокиси углерода (BOC, PLC, UK) через барботер со стеклоприпоем c медленной скоростью приблизительно 2 мл в мин. Газовую смесь используют для того, чтобы избежать изменений рН, связанных с удалением растворенной двуокиси углерода при барботировании чистого азота. Барботирование газовой смеси через раствор проводят в течение всего времени эксперимента, чтобы обеспечить отсутствие кислорода в растворе и избежать возможности разрушения полимера свободными радикалами.
Начиная с 0,288 дней истекшего времени полимерный раствор нагнетают в упаковку песка со скоростью 0,1 мл/мин в течение 1432 минут (1,0 объема пор ОП), потом скорость потока уменьшают до 0,01 мл/мин. Сбор фракций начинают по истечении 1,27 дней. Полимер нагнетают в течение последующих 263,5 ч со скоростью 0,01 мл/мин (что эквивалентно 1,1 объема пор песка) и перепады давлений поперек секций трубы регулируют по признакам изменения конформации полимерной частицы, по мере того как происходит гидролиз обратимых сшивок. “Popping open” (открытое щелканье) полимерных частиц наблюдают как резкое увеличение перепада давлений при пересечении последних 10 футов (3,048 м) трубы, начиная с истечения суммарно 7,15 дней (что эквивалентно 6,87 дням времени пребывания при 212°F (100°C), достигая максимума при RF около 300. Наиболее продолжительное время, в течение которого элемент полимера мог бы оставаться в упаковке до выхода, составляет 9,875 дней (время пребывания упаковка при 0,01 мл/мин).
По истечении 12,26 дней после того, как наблюдалось изменение конформации и прошло достаточно времени для того, чтобы определить тенденцию, скорость потока в упаковке увеличивают до 0,035 мл/мин в течение 47,3 часа (0,7 объема пор ОП) для определения влияния увеличенной скорости/перепада давления на препятствие, образующееся в конце трубы. Коэффициент сопротивления при 0,035 мл/мин составляет около одной трети от коэффициента сопротивления при 0,01 мл/мин, как показано в Таблице 7, представленной ниже. Подаваемый раствор опять заменяют на соляной раствор при 0,035 мл/мин, чтобы определить остаточный коэффициент сопротивления (RRF) полимера, и закачивают 1,77 ОП (251,4 мл) соляного раствора, что дает значение остаточного коэффициента сопротивления (RRF) 60-90. После этого скорость потока увеличивают до 0,01 мл/мин в течение последующих 64,8 ч (1,37 объема пор), когда наблюдаемый остаточный коэффициент сопротивления (RRF) cоставляет 75-100.

Таблица 7
Краткое изложение экспериментов с упаковкой песка (искусственным керном)
Истекшее время (дни) Поток Объемы пор, в которые закачивают 7,34/c Вязкость раствора на выходе (сП) Скорость течения (мл/мин) Коэффициент сопротивления /остаточный коэффициент сопротивления (RF/RRF)
          0-20
футов
20-30 футов 30-40
футов
1 Полимер 3,096   Различные Промывка соляным
раствором и первоначальная загрузка полимера
2 Полимер 3,454   0,01 6,1 4,4 3,1
3 Полимер 3,555   0,01 6,3 4,3 4,2
4 Полимер 3,6565 45,62 0,01 6,3 4,6 4,7
5 Полимер 3,7577 38,85 0,01 6,2 4,7 5,4
6 Полимер 3,8589 42,63 0,01 6,7 5,4 5,8
7 Полимер 3,9602 38,74 0,01 6,1 5,6 4,8
7,5 Полимер 4,0109 55,1 0,01 6,5 5,4 20,9
8 Полимер 4,0816 44,8 0,01 6,7 5,6 39,9
9 Полимер 4,1627 41,12 0,01 5,3 5,4 84,6
10 Полимер 4,2639 42,79 0,01 5,9 5,4 159,4
11 Полимер 4,3653 31,24 0,01 6,3 5,2 230,1
12 Полимер 4,4766 58,5 0,01 6,6 5,2 297,4
12,2 Полимер 4,4868   0,01 7,0 5,3 297,9
12,3 Полимер 4,509   0,035 2,8 2,7 104,4
12,4 Полимер 4,5435   0,035 2,1 2,7 102,8
12,6 Полимер 4,6145   0,035 2,6 2,4 91,5
12,8 Полимер 4,686   0,035 2,4 2,3 79,1
13 Полимер 4,756 74,51 0,035 2,6 2,2 69,4
13,2 Полимер 4,826   0,035 2,3 2,2 59,3
13,4 Полимер 4,8982   0,035 2,1 2,2 53,4
13,6 Полимер 4,97   0,035 2,6 2,1 49,8
13,5 Полимер 5,039   0,035 2,3 2,1 49,8
14 Полимер 5,1115 64,87 0,035 2,4 2,1 49,4
14,4 Соляной раствор 5,2526   0,035 2,2 2,0 49,0
15 Соляной раствор 5,465   0,035 2,2 2,1 51,3
16 Соляной раствор 5,8195   0,035 2,0 2,0 58,8
17 Соляной раствор 6,174 58,90 0,035 2,0 1,8 60,2
18 Соляной раствор 6,528 71,7 0,035 2,0 1,8 71,2
19 Соляной раствор 6,882 80,61 0,035 1,9 1,9 89,7
19,1 Соляной раствор 6,919   0,035 1,9 1,9 91,1
19,3 Соляной раствор 7,003   0,05 1,6 1,6 88,8
20 Соляной раствор 7,356 42,0 0,05 1,6 1,6 99,1
21 Соляной раствор 7,862 22,66 0,05 1,7 1,7 91,3
21,9 Соляной раствор 8,268   0,05 1,7 1,6 75,8
Эти данные показывают, что частицы способны двигаться через первые две секции упаковки песка без изменения RRF в них. Однако частицы в последней секции после значительного времени пребывания там расширяются и придают более высокое значение RRF. Более высокое значение RRF сохраняется и после замены нагнетаемого флюида: полимерную дисперсию заменяют соляным раствором.
Этот эксперимент отчетливо демонстрирует два важных (решающих, необходимых) аспекта данного изобретения, которыми являются
1. Полимерная микрочастица с конформацией, ограниченной встроенными обратимыми поперечными связями (сшивками), может распространяться через пористую среду.
2. Когда эти поперечные связи (сшивки) будут разрываться, микрочастица будет увеличиваться в размере с образованием частицы приемлемого размера для получения значительного эффекта даже в пористой среде с высокой проницаемостью.
ПРИМЕР 13
Влияние рН
Образцы латекса в примерах 13 и 14 готовят способом, описанным в примере 1, используя рецептуры, представленные в Таблице 8.
Таблица 8
  Пример 13 Пример 14
50% акриламид 164,9 164,9
58% натриевой соли AMPS 375,1 375,1
Деионизированная вода 43,90 37,40
Диакрилат ПЭГ-200 11,96 18,12
Молярное отношение Сшив.агент/мономер (млн.д.) 18740 28390
Нефтяной дистиллят 336 336
Олеат этокси-
Сорбитола
60 60
Сесквиолеат
Сорбитана
4 4
В Таблице 9 представлены профили расширения полимерных микрочастиц в примерах 13 и 14, выражаемые в изменении вязкости 0,5% дисперсии, созревающей в водной среде с различным рН. Состав соляных растворов показан в Таблице 10. Вязкость измеряют вискозиметром Брукфилда для низкой вязкости со шпинделем №1 при 60 об/мин и температуре 74°F (23,3°C).
Данные по вязкости показывают, что в нейтральной среде в интервале рН от 6,2 до 7,5 увеличение объема частиц происходит только в небольшой степени (что проявляется в небольшом увеличении вязкости). В аналогичных условиях в слабощелочной среде (рН 8,5-9,0) вязкость возрастает намного быстрее. Это показывает, что увеличение объема частицы может являться реакцией на увеличение рН среды (рН>8). Так как обратимые сшивающие агенты, используемые в этих частицах, являются по своей природе простыми диэфирами, эти частицы могут увеличиваться в объеме, реагируя таким образом на слабо кислые условия (рН<6).
Таблица 9
Изменение вязкости (сП) 0,5% дисперсии полимерных частиц после созревания
Часы
созревания
Пример 13 при 175°F
(79,4°C)
Пример 13 при 175°F (79,4°C) Пример 14 при 175°F (79,4°C) Пример 14 при 175°F (79,4°C) Пример 14
при 210°F (98,9°C)
Пример 14 при
210°F (98,9°C)
  рН 6,2-7,5 рН 8,5-9,0 рН 6,2-7,5 рН 8,5-9,0 рН 6,2-7,5 рН 8,5-9,0
0 3,1 3,1 3,1 3,3 3,2 3,3
24   8,8   5,9   8,5
48   13,9   6,9   12,1
120 6,6 19,3 6,1 12,0 5,0 36,5
240   24,0   21,4   64,1
360   37,9   51,3 7,2 43,8
480 7,5 33,5 5,4 41,0   32,7
600 7,2 34,8 5,7 49,8 8,3 49,8
Таблица 10
Состав соляного раствора для примера 13
Ион Соляной раствор 1
рН 6,2-7,5
мг/л
Соляной раствор 2
рН 8,5-9,0
мг/л
Na 1497,2 1497,2
K 40 40
Mg 6,1 6,1
Ca 11,6 11,6
Cl 2308,7 1350,9
SO4 46 46
HCO3 - 1645,9
TDS 3901 4571
ПРИМЕР 14
Влияние концентрации лабильного сшивающего агента на объем полимерной микрочастицы
Измеряют вязкость водных суспензий серий сшитых частиц, содержащих различное количество сшивающего агента, используя измерение вязкости как некое приближение в оценке объема частиц. Полимерные частицы получают по методике, описанной в примерах 1-8, в которой используют диакрилат полиэтиленгликоля-400 в качестве единственного сшивающего агента. Как показано в Таблице 11, сначала размер частиц увеличивается медленно, затем очень быстро, скачкообразно, по мере того как уменьшается концентрация лабильного сшивателя.
Таблица 11
Вязкость 1% дисперсии полимерных частиц в
соленой воде (с концентрацией соли 718 млн.д.)
Концентрация
сшивателя
(млн.д.)
28390 18170 9088 4544 2272
Вязкость (сП) 3,4 3,8 6,2 26 137

Claims (40)

1. Композиция, отличающаяся тем, что включает способные увеличиваться в объеме полимерные микрочастицы с высокой степенью сшивки, имеющие средний диаметр частиц до увеличения объема от около 0,05 до около 10 мкм и содержание сшивающего агента от 6000 до 200000 млн.д. лабильных и от 0 до 300 млн.д. нелабильных сшивающих агентов.
2. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что средний диаметр частиц до увеличения объема составляет от около 0,1 до около 3 мкм.
3. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что лабильный сшивающий агент выбирают из диакрилатов и полифункциональных виниловых производных многоатомного спирта.
4. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что полимерные микрочастицы выбирают из группы, состоящей из катионных, анионных, амфотерных, содержащих ионные пары или бетаин-содержащих полимерных микрочастиц.
5. Композиция по п.4, отличающаяся тем, что она находится в виде эмульсии или водной суспензии.
6. Композиция по п.5, отличающаяся тем, что сшитая полимерная микрочастица является анионной.
7. Композиция по п.6, отличающаяся тем, что анионная полимерная микрочастица включает от 95 до 10 мол.% неионных мономеров и от 5 до 90 мол.% анионных мономеров.
8. Композиция по п.7, отличающаяся тем, что неионным мономером является акриламид.
9. Композиция по п.8, отличающаяся тем, что анионным мономером является 2-акриламидометил-1-пропансульфоновая кислота.
10. Композиция по п.9, отличающаяся тем, что лабильным сшивающим агентом является полиэтиленгликольдиакрилат.
11. Композиция по п.10, отличающаяся тем, что нелабильным сшивающим агентом является метиленбисакриламид.
12. Способ получения способных увеличивать объем полимерных микрочастиц с высокой степенью сшивки, имеющих средний диаметр частицы до увеличения объема от около 0,05 до 10 мкм, предусматривающий полимеризацию одного или более аллилового, винилового или акрилового мономеров в условиях образования свободных радикалов в присутствии от 6000 до 200000 млн.д. лабильных сшивающих агентов и от 0 до 300 млн.д. нелабильных сшивающих агентов.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что средний диаметр полимерной микрочастицы до увеличения объема составляет от 0,1 до 3 мкм.
14. Способ по п.12, отличающийся тем, что мономеры являются акриловыми мономерами.
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что акриловые мономеры выбирают из группы, включающей неионные, катионные, анионные мономеры, бетаин и амфолитические ионные пары.
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что неионные мономеры выбирают из акрилоилморфолинакриламида, N-метилакриламида, N,N-диметилакриламида и метакриламида.
17. Способ по п.15, отличающийся тем, что катионные мономеры выбирают из хлорида метакриламидопропилтриметиламмония, хлорида акриламидопропилтриметиламмония четвертичной соли диметиламиноэтилакрилата метилхлорида, четвертичной соли диметиламиноэтилметакрилата и метилхлорида и диаллилам-монийхлорида.
18. Способ по п.15, отличающийся тем, что анионные мономеры выбирают из натриевой соли 2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновой кислоты, натриевой соли винилсульфоновой кислоты и натриевой соли стиролсульфоновой кислоты.
19. Способ по п.15, отличающийся тем, что мономеры, содержащие амфолитические ионные пары, выбирают из кислотно-основных солей основных азот-содержащих мономеров, выбранных из диметиламиноэтилакрилата, диметиламиноэтилметакрилата и 2-метакрилоилоксиэтилдиэтиламина и кислотных мономеров, выбранных из акриловой кислоты, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, 2-метакрилоилоксиэтансульфоновой кислоты, винилсульфоновой кислоты и стиролсульфоновой кислоты.
20. Способ по п.15, отличающийся тем, что бетаиновым мономером является N,N-диметил-N-метакрилоилоксиэтил-N-(3-сульфопропил)аммоний бетаин.
21. Способ по п.12, отличающийся тем, что лабильный сшивающий агент выбирают из диакрилатов и полифункциональных виниловых производных многоатомных спиртов.
22. Способ по п.21, отличающийся тем, что лабильным сшивающим агентом является полиэтиленгликольдиакрилат.
23. Способ по п.12, отличающийся тем, что нелабильный сшивающий агент выбирают из метиленбисакриламида, диаллиламина, триаллиламина, дивинилсульфона, диаллилового простого эфира диэтиленгликоля.
24. Способ по п.12, отличающийся тем, что сшитая, способная увеличиваться в объеме полимерная микрочастица является амфотерной микрочастицей, включающей один или более анионных мономеров и один или более катионных мономеров.
25. Способ по п.24, отличающийся тем, что в амфотерной полимерной микрочастице молярное отношение анионного мономера к катионному мономеру больше, чем 1:1.
26. Способ по п.25, отличающийся тем, что амфотерная полимерная микрочастица включает один или более неионных мономеров, один или более анионных мономеров, один или более катионных мономеров.
27. Способ по п.12, отличающийся тем, что сшитая, способная увеличиваться в объеме полимерная микрочастица является бетаин-содержащей полимерной микрочастицей.
28. Способ по п.12, отличающийся тем, что сшитая, способная увеличиваться в объеме полимерная микрочастица является полимерной микрочастицей, содержащей ионную пару.
29. Способ изменения водопроницаемости подземного пласта, предусматривающий нагнетание в подземный пласт композиции, включающей способные расширяться в объеме полимерные микрочастицы с высокой степенью сшивки, имеющие средний диаметр частиц до увеличения объема от 0,05 до 10 мкм и содержание сшивающего агента от 6000 до менее чем 9000 млн.д. лабильных сшивающих агентов и от 0 до 300 млн.д. нелабильных сшивающих агентов, и в которой диаметр микрочастицы меньше пор подземного пласта, а лабильные сшивающие агенты разрываются при температуре и рН в условиях пласта с образованием микрочастиц увеличенного объема.
30. Способ по п.29, отличающийся тем, что средний диаметр частицы до увеличения объема составляет от 0,1 до 3 мкм.
31. Способ по п.29, отличающийся тем, что лабильный сшивающий агент выбирают из диакрилатов и полифункциональных виниловых производных многоатомных спиртов.
32. Способ по п.29, отличающийся тем, что полимерную микрочастицу выбирают из группы, состоящей из катионнных, анионных, амфотерных, бетаин-содержащих полимерных микрочастиц и полимерных микрочастиц, содержащих ионные пары.
33. Способ по п.32, отличающийся тем, что композиция представляет собой эмульсию или водную суспензию.
34. Способ по п.33, отличающийся тем, что полимерная микрочастица является анионной и включает от 95 до 10 мол.% неионных мономеров и от 5 до 90 мол.% анионных мономеров, и неионный мономер выбирают из акриламида и 2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновой кислоты.
35. Способ по п.34, отличающийся тем, что лабильный сшивающий агент выбирают из полиэтиленгликольдиакрилата и метиленбисакриламида.
36. Способ по п.29, отличающийся тем, что композиция включает 100-10000 млн.д. микрочастиц в расчете на активные полимеры.
37. Способ по п.29, отличающийся тем, что композицию добавляют в нагнетаемую воду как часть вторичного или третичного процесса извлечения углеводородов из подземного пласта и воду добавляют в подземный пласт при температуре более низкой, чем температура подземного пласта.
38. Способ по п.29, отличающийся тем, что подземный пласт является углеводородным коллектором из песчаника или карбонатных пород.
39. Способ по п.37, отличающийся тем, что композицию используют в проекте третичного извлечения водой и двуокисью углерода и в процессе третичного извлечения нефти, одной из составных частей которых является нагнетание воды.
40. Способ по п.37, отличающийся тем, что нагнетаемую воду добавляют в продуктивную скважину.
RU2002133464/03A 2000-06-14 2001-05-23 Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта RU2256071C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/593,197 US6454003B1 (en) 2000-06-14 2000-06-14 Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US09/593,197 2000-06-14

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2002133464A RU2002133464A (ru) 2004-04-20
RU2256071C2 true RU2256071C2 (ru) 2005-07-10

Family

ID=24373780

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2002133464/03A RU2256071C2 (ru) 2000-06-14 2001-05-23 Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта

Country Status (14)

Country Link
US (4) US6454003B1 (ru)
EP (1) EP1290310B1 (ru)
CN (1) CN1434893A (ru)
AU (2) AU2001266600B2 (ru)
BR (1) BR0111613B1 (ru)
CA (1) CA2408312C (ru)
DK (1) DK1290310T3 (ru)
EC (1) ECSP024391A (ru)
MX (1) MXPA02011661A (ru)
NO (1) NO330481B1 (ru)
NZ (1) NZ522534A (ru)
OA (1) OA12332A (ru)
RU (1) RU2256071C2 (ru)
WO (1) WO2001096707A1 (ru)

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2478777C1 (ru) * 2009-03-19 2013-04-10 Родиа Операсьон Вязкоупругая композиция с улучшенной вязкостью
RU2500712C2 (ru) * 2008-04-21 2013-12-10 Налко Компани Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
RU2500711C2 (ru) * 2008-04-21 2013-12-10 Налко Компани Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
RU2501830C2 (ru) * 2008-04-21 2013-12-20 Налко Компани Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
RU2502775C2 (ru) * 2008-04-21 2013-12-27 Налко Компани Блоксополимеры для извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
RU2511444C2 (ru) * 2008-04-21 2014-04-10 Налко Компани Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов
RU2545193C2 (ru) * 2009-07-10 2015-03-27 Налко Компани Способ уменьшения вязкости углеводородных текучих сред
RU2550625C2 (ru) * 2011-01-19 2015-05-10 Родиа Операсьон Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
RU2743157C1 (ru) * 2020-03-23 2021-02-15 Павел Владимирович Химченко Способ повышения нефтеотдачи
RU2744410C1 (ru) * 2019-07-26 2021-03-09 С.П.С.М. Са Композиция для добычи нефти и газа
RU2776701C1 (ru) * 2020-12-23 2022-07-25 Спсм Са Новая композиция для добычи нефти и газа

Families Citing this family (192)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6454003B1 (en) * 2000-06-14 2002-09-24 Ondeo Nalco Energy Services, L.P. Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US6627719B2 (en) * 2001-01-31 2003-09-30 Ondeo Nalco Company Cationic latex terpolymers for sludge dewatering
DE10118020A1 (de) * 2001-04-10 2002-10-17 Stockhausen Chem Fab Gmbh Löschwasser-Additive
US6569983B1 (en) * 2001-12-20 2003-05-27 Ondeo Nalco Energy Services, L.P. Method and composition for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US6936574B2 (en) * 2002-08-30 2005-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Process for controlling gas migration during well cementing
US7741251B2 (en) * 2002-09-06 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
CA2508339C (en) * 2002-12-02 2006-10-24 Genesis International Oilfield Services Inc. Drilling fluid and methods of use thereof
FR2851251B1 (fr) * 2003-02-13 2005-04-08 Seppic Sa Nouveaux epaississants cationiques, procede pour leur preparation et composition en contenant
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
US8251141B2 (en) 2003-05-16 2012-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
US8181703B2 (en) 2003-05-16 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US8631869B2 (en) 2003-05-16 2014-01-21 Leopoldo Sierra Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments
US8278250B2 (en) 2003-05-16 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations
US8091638B2 (en) 2003-05-16 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US7036587B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials
US8541051B2 (en) 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US7829507B2 (en) 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
US7674753B2 (en) 2003-09-17 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations
US20050173116A1 (en) 2004-02-10 2005-08-11 Nguyen Philip D. Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back
US7211547B2 (en) 2004-03-03 2007-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications
US20050215439A1 (en) * 2004-03-29 2005-09-29 Blair Cecil C Clay stabilization in sub-surface formations
CN101103176A (zh) * 2004-04-13 2008-01-09 科里巴技术有限公司 用于改进采油的组合物和方法
US7299875B2 (en) 2004-06-08 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling particulate migration
FR2874617B1 (fr) 2004-08-25 2006-10-27 Inst Francais Du Petrole Methode de traitement de formations ou de cavites souterraines par des microgels
US7628909B2 (en) * 2004-09-27 2009-12-08 Coriba Technologies, L.L.C. Composition and process for the extraction of bitumen from oil sands
US7757768B2 (en) 2004-10-08 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations
US7131492B2 (en) * 2004-10-20 2006-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Divinyl sulfone crosslinking agents and methods of use in subterranean applications
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US7883740B2 (en) 2004-12-12 2011-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates
US20060169182A1 (en) 2005-01-28 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US8030249B2 (en) 2005-01-28 2011-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US20080009423A1 (en) 2005-01-31 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US8598092B2 (en) 2005-02-02 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
WO2006102762A1 (en) * 2005-04-01 2006-10-05 Mcmaster University Glucose responsive microgels
US7677315B2 (en) 2005-05-12 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7662753B2 (en) 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7318474B2 (en) 2005-07-11 2008-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back
US7870903B2 (en) * 2005-07-13 2011-01-18 Halliburton Energy Services Inc. Inverse emulsion polymers as lost circulation material
US7678201B2 (en) * 2005-07-22 2010-03-16 Coriba Technologies, L.L.C. Composition and process for the removal and recovery of hydrocarbons from substrates
US7713916B2 (en) 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US7819192B2 (en) * 2006-02-10 2010-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating agent emulsions and associated methods
US7926591B2 (en) 2006-02-10 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications
US8613320B2 (en) 2006-02-10 2013-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and applications of resins in treating subterranean formations
US7665517B2 (en) 2006-02-15 2010-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cleaning sand control screens and gravel packs
US20070204989A1 (en) * 2006-02-28 2007-09-06 Hongxin Tang Preformed particle gel for conformance control in an oil reservoir
NO324590B1 (no) * 2006-04-26 2007-11-26 Wellcem Innovation As Fremgangsmate og middel for reduksjon av vannproduksjon fra olje- og gassbronner samt fremgangsmate for fremstilling av slikt middel
US8329621B2 (en) 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
US9120964B2 (en) 2006-08-04 2015-09-01 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof
US8567504B2 (en) 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US9027647B2 (en) 2006-08-04 2015-05-12 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof
US9127194B2 (en) 2006-08-04 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof
US7635028B2 (en) 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
US8067342B2 (en) * 2006-09-18 2011-11-29 Schlumberger Technology Corporation Internal breakers for viscoelastic surfactant fluids
US8481462B2 (en) * 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 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
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7686080B2 (en) 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
EP2140103A4 (en) * 2007-03-23 2011-08-03 Univ Texas COMPOSITIONS AND METHODS FOR TREATING WELL BLOCKED WELL
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US9856415B1 (en) 2007-12-11 2018-01-02 Superior Silica Sands, LLC Hydraulic fracture composition and method
US10920494B2 (en) 2007-12-11 2021-02-16 Aquasmart Enterprises, Llc Hydraulic fracture composition and method
US20170137703A1 (en) 2007-12-11 2017-05-18 Superior Silica Sands, LLC Hydraulic fracture composition and method
US9057014B2 (en) 2007-12-11 2015-06-16 Aquasmart Enterprises, Llc Hydraulic fracture composition and method
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
GB2471642B (en) * 2008-04-20 2012-12-12 Nalco Co Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US7947630B2 (en) * 2008-04-21 2011-05-24 Nalco Company Compositions comprising at least two different polymeric microparticles and methods for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US7888296B2 (en) * 2008-04-21 2011-02-15 Nalco Company Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
US7897545B2 (en) * 2008-08-08 2011-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations
US20100063180A1 (en) * 2008-09-05 2010-03-11 Seungkoo Kang Fire protection and/or fire fighting additives, associated compositions, and associated methods
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield applications
EP2204431A1 (de) * 2008-12-18 2010-07-07 Basf Se Verfahren zur Blockierung unterirdischer Formationen
FR2940348B1 (fr) 2008-12-18 2011-01-21 Spcm Sa Amelioration de la recuperation assistee du petrole par polymere sans equipement ou produit complementaire.
WO2010090738A1 (en) * 2009-02-04 2010-08-12 Rhodia Operations Method for modifying the properties of an aqueous suspension
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
CA2753520C (en) 2009-03-12 2017-10-24 Conocophillips Company Crosslinked swellable polymer
AR076870A1 (es) * 2009-05-15 2011-07-13 Conocophillips Co Composiciones que comprenden particulas polimericas expandibles y metodo para aumentar la recuperacion de fluidos hidrocarbonados en una formacion subterranea
US20100300928A1 (en) * 2009-05-29 2010-12-02 Dow Global Technologies Inc. Aqueous compositions for enhanced hydrocarbon fluid recovery and methods of their use
CN102459364A (zh) * 2009-06-10 2012-05-16 科诺科菲利浦公司 具有阴离子部位的可溶胀聚合物
US8691736B2 (en) * 2009-06-15 2014-04-08 Conocophillips Company Swellable polymer with cationic sites
US8082992B2 (en) 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
CN102031097B (zh) * 2009-09-29 2014-08-06 中国石油集团西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院 一种增强油井水泥浆的方法
US9315715B2 (en) * 2009-10-20 2016-04-19 Nalco Company Method of reducing the viscosity of hydrocarbons
CA2786021A1 (en) * 2009-12-30 2011-07-07 Schlumberger Canada Limited Synthesis of degradable polymers downhole for oilfield applications
CN102134478A (zh) * 2010-01-25 2011-07-27 中国石油化工集团 一种石油钻井用可控膨胀堵漏剂及其生产工艺
US8406589B2 (en) 2010-01-26 2013-03-26 E I Du Pont De Nemours And Company Method of making a fiber optical cable assembly
CN102822446A (zh) 2010-02-12 2012-12-12 英国石油勘探运作有限公司 用于预测注入到含油储层的微生物的影响的方法和系统
CA2789831A1 (en) 2010-03-15 2011-09-22 S.P.C.M. Sa Enhanced oil recovery process using water soluble polymers having improved shear resistance
US8662171B2 (en) * 2010-03-25 2014-03-04 Montgomery Chemicals, Llc Method and composition for oil enhanced recovery
US8590621B2 (en) 2010-04-06 2013-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Low damage seawater based frac pack fluid
EP2397649A1 (en) 2010-06-10 2011-12-21 BP Exploration Operating Company Limited Method and system for determining relative mass fluxes
BR112012033080A2 (pt) 2010-06-24 2016-11-22 Chevron Usa Inc sistema e método para controle de comformidade em um reservatório
WO2012021213A1 (en) 2010-08-11 2012-02-16 Conocophillips Company-Ip Services Group Delayed gelling agents
WO2012054456A1 (en) * 2010-10-20 2012-04-26 Schlumberger Canada Limited Degradable latex and method
EA201300899A1 (ru) 2011-02-11 2014-02-28 Бп Корпорейшн Норт Эмерике Инк. Обработка продуктивного пласта
US8881823B2 (en) 2011-05-03 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods
US20120279707A1 (en) * 2011-05-05 2012-11-08 Halliburton Energy Services, Inc. Thermally-Activated, High-Temperature Cement Suspending Agent
US20130000900A1 (en) * 2011-07-01 2013-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Down-hole placement of water-swellable polymers
CN102392627B (zh) * 2011-11-16 2014-07-23 中国石油天然气股份有限公司 一种提高油田采收率的方法
CN102504795B (zh) * 2011-11-16 2013-12-04 中国石油天然气股份有限公司 调剖和深部液流转向双功能爆破型预交联凝胶颗粒
US9090812B2 (en) 2011-12-09 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Self-inhibited swell packer compound
FR2986005B1 (fr) 2012-01-25 2014-06-27 Rhodia Operations Agents de controle du filtrat sous forme solide
US9120965B2 (en) 2012-01-27 2015-09-01 Nalco Company Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
CN102587876B (zh) * 2012-02-24 2014-11-05 中国石油天然气股份有限公司 利用爆破型预胶联凝胶颗粒提高油田采收率方法
US9459184B2 (en) * 2012-03-08 2016-10-04 Dionex Corporation Sorption of water from a sample using a polymeric drying agent
GB201206415D0 (en) * 2012-04-12 2012-05-23 Fujifilm Mfg Europe Bv Curable compositions and membranes
EP2838970B1 (en) 2012-04-15 2016-12-28 Flotek Chemistry, LLC Surfactant formulations for foam flooding
US11407930B2 (en) 2012-05-08 2022-08-09 Flotek Chemistry, Llc Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US9200192B2 (en) 2012-05-08 2015-12-01 Cesi Chemical, Inc. Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
CA2892380A1 (en) 2012-11-26 2014-05-30 Conocophillips Company Crosslinking of swellable polymer with pei
CA3069079C (en) * 2013-01-18 2022-04-19 Conocophillips Company Nanogels for delayed gelation
EP2951268B1 (en) * 2013-01-31 2022-04-06 Ecolab USA Inc. Mobility control polymers for enhanced oil recovery
US20140262228A1 (en) * 2013-03-12 2014-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Mechanically Degradable Polymers For Wellbore Work Fluid Applications
US9644134B2 (en) 2013-03-13 2017-05-09 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for improving the sweep efficiency of gas injection
US9884988B2 (en) 2013-03-14 2018-02-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9868893B2 (en) 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10000693B2 (en) 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10941106B2 (en) 2013-03-14 2021-03-09 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US10717919B2 (en) 2013-03-14 2020-07-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10053619B2 (en) 2013-03-14 2018-08-21 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US11254856B2 (en) 2013-03-14 2022-02-22 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
WO2014159233A1 (en) 2013-03-14 2014-10-02 Ecolab Usa Inc. Methods for increasing retention and drainage in papermaking processes
US10421707B2 (en) 2013-03-14 2019-09-24 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US10287483B2 (en) 2013-03-14 2019-05-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9321955B2 (en) 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US9670399B2 (en) 2013-03-15 2017-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid
US9828844B2 (en) 2013-05-07 2017-11-28 BAKER HUGHTES, a GE company, LLC Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same
US9796914B2 (en) 2013-05-07 2017-10-24 Baker Hughes Incorporated Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same
US9809742B2 (en) 2013-05-07 2017-11-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Hydraulic fracturing composition, method for making and use of same
WO2014193494A1 (en) * 2013-05-28 2014-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. An amphoteric polymer suspending agent for use in calcium aluminate cement compositions
US9816022B2 (en) 2013-05-31 2017-11-14 Halliburton Energy Services, Inc. Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications
WO2015138018A1 (en) * 2014-03-11 2015-09-17 Halliburton Energy Services, Inc. Ampholyte polymers and methods of treating subterranean formations with the same
CN104213885A (zh) * 2013-06-05 2014-12-17 中国石油天然气股份有限公司 酸化调剖一体化方法
US9512349B2 (en) 2013-07-11 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Solid-supported crosslinker for treatment of a subterranean formation
GB201318681D0 (en) * 2013-10-22 2013-12-04 Bp Exploration Operating Compositions and methods for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean formation
US9315713B2 (en) 2013-11-21 2016-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Amphoteric polymer suspending agent for use in calcium aluminate cement compositions
CN103773342B (zh) * 2013-12-12 2017-02-22 中国石油化工股份有限公司 一种大孔道复合封堵体系及其制备方法
CN103626917B (zh) * 2013-12-16 2015-10-14 中国石油大学(华东) 一种稠油热采封堵汽窜用体膨颗粒的制备方法
US9890625B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material
US9890624B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material
CA2891278C (en) 2014-05-14 2018-11-06 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for use in oil and / or gas wells
CN105221125A (zh) * 2014-06-04 2016-01-06 天津立坤石油技术服务有限公司 一种电机上置式调酸一体化系统可移动缸体
CN105298436A (zh) * 2014-06-05 2016-02-03 天津立坤石油技术服务有限公司 一种改进型油田调酸一体化技术
US10294757B2 (en) 2014-07-28 2019-05-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells
US10442980B2 (en) 2014-07-29 2019-10-15 Ecolab Usa Inc. Polymer emulsions for use in crude oil recovery
CN104312566B (zh) * 2014-09-12 2018-01-12 大连东方创新科技有限公司 一种功能性聚合物表面活性剂强化甜菜碱复合驱体系及其应用
CN104312567A (zh) * 2014-09-12 2015-01-28 大连东方创新科技有限公司 一种适用于中低渗透油藏的无碱复合驱组合物及其应用
EP3221418A4 (en) 2014-11-19 2018-05-30 Conocophillips Company Delayed gelation of polymers
CN104531115B (zh) * 2014-12-30 2017-07-28 中国石油天然气股份有限公司 一种水平井控水用暂堵剂、制备方法及其应用
US10450500B2 (en) 2015-01-12 2019-10-22 Ecolab Usa Inc. Thermally stable polymers for enhanced oil recovery
WO2016140698A1 (en) * 2015-03-03 2016-09-09 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluids with crosslinked sulfonate-containing polymers dispersed in high density brines
CN107922821A (zh) 2015-08-07 2018-04-17 艺康美国股份有限公司 用于油包水胶乳的非离子转化剂和使用方法
EP3331961A4 (en) 2015-08-07 2019-03-20 Ecolab USA Inc. FUNCTIONAL PHOSPHORINVERTIERER FOR WATER IN OIL GRILLE AND METHOD FOR USE
WO2017027317A1 (en) 2015-08-07 2017-02-16 Ecolab Usa Inc. Carbonyl functional inversion agents for water-in-oil latices and methods of use
AR106771A1 (es) 2015-11-23 2018-02-14 Ecolab Usa Inc Sistema de gel débil para recuperación de petróleo mejorada química
CN105441041B (zh) * 2015-11-29 2018-05-25 辽宁石油化工大学 一种钻井液用阳离子型封堵剂及其制备方法
US10035946B2 (en) 2016-02-23 2018-07-31 Ecolab Usa Inc. Hydrazide crosslinked polymer emulsions for use in crude oil recovery
US11549048B2 (en) 2016-06-02 2023-01-10 The Curators Of The University Of Missouri Re-assembling polymer particle package for conformance control and fluid loss control
EP3464504B1 (en) 2016-06-02 2022-11-16 The Curators of the University of Missouri Re-assembling polymer particle package for conformance control and fluid loss control
US11268009B2 (en) 2016-06-02 2022-03-08 The Curators Of The University Of Missouri Fiber assisted re-crosslinkable polymer gel and preformed particle gels for fluid loss and conformance control
GB201612678D0 (en) * 2016-07-21 2016-09-07 Bp Exploration Operating Process
WO2018031655A1 (en) * 2016-08-09 2018-02-15 Board Of Regents, The University Of Texas System Stimuli-responsive polymer particles and methods of using thereof
WO2018114801A1 (en) 2016-12-19 2018-06-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Enhanced oil recovery
FR3061909B1 (fr) 2017-01-19 2019-05-24 S.P.C.M. Sa Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une composition aqueuse polymerique contenant des microgels
CN107066680A (zh) * 2017-02-04 2017-08-18 中国石油大学(北京) 一种微观窜流分析方法及装置
WO2018169654A1 (en) 2017-03-16 2018-09-20 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable packers and methods for activating swellable packers in a downhole environment
MX2019011647A (es) * 2017-03-28 2019-12-19 Cargill Inc Beta-glucanos refinados y métodos para elaborarlos.
US20200140743A1 (en) 2017-04-27 2020-05-07 Bp Exploration Operating Company Limited Microparticles and Method for Modifying the Permeability of a Reservoir Zone
GB201712475D0 (en) * 2017-08-03 2017-09-20 Bp Exploration Operating Process
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
WO2019108971A1 (en) 2017-12-01 2019-06-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
RU2681009C1 (ru) * 2018-04-24 2019-03-01 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Гидрогельмагниевый буровой раствор
CA3111214C (en) 2018-08-31 2023-08-22 The Curators Of The University Of Missouri Re-crosslinking particle gel for co2 conformance control and co2 leakage blocking
CN111119873B (zh) * 2018-10-31 2023-09-26 中国石油化工股份有限公司 缝洞型岩层高压模拟实验装置和方法
IT201900004191A1 (it) * 2019-03-22 2020-09-22 Eni Spa Metodo per inibire la permeazione di acqua in un pozzo di estrazione di un fluido idrocarburico da un giacimento sotterraneo.
US11104843B2 (en) 2019-10-10 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency
EA038656B1 (ru) * 2019-12-19 2021-09-29 Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины
CN113881000B (zh) * 2020-07-01 2024-06-28 中国石油化工股份有限公司 一种聚合物微球及其制备方法和应用
US11512243B2 (en) 2020-10-23 2022-11-29 Flotek Chemistry, Llc Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3302717A (en) * 1961-12-26 1967-02-07 Dow Chemical Co Selective plugging of subterranean formations to inhibit intrusion of water
US3252904A (en) * 1962-07-09 1966-05-24 Dow Chemical Co Acidizing and hydraulic fracturing of wells
US4059552A (en) * 1974-06-21 1977-11-22 The Dow Chemical Company Cross-linked water-swellable polymer particles
US4172066A (en) * 1974-06-21 1979-10-23 The Dow Chemical Company Cross-linked, water-swellable polymer microgels
US4417992A (en) * 1981-07-30 1983-11-29 Nalco Chemical Company Dust control
US4742086A (en) * 1985-11-02 1988-05-03 Lion Corporation Process for manufacturing porous polymer
GB8606805D0 (en) * 1986-03-19 1986-04-23 Allied Colloids Ltd Water-absorbing polymers
US4968435A (en) 1988-12-19 1990-11-06 American Cyanamid Company Cross-linked cationic polymeric microparticles
US4956400A (en) 1988-12-19 1990-09-11 American Cyanamid Company Microemulsified functionalized polymers
US5152903A (en) 1988-12-19 1992-10-06 American Cyanamid Company Cross-linked cationic polymeric microparticles
GB8909095D0 (en) * 1989-04-21 1989-06-07 Allied Colloids Ltd Thickened aqueous compositions
DE3940316A1 (de) * 1989-12-06 1991-06-13 Bollig & Kemper Waessrige dispersionen von vernetzten polymermikroteilchen
US5171808A (en) 1990-06-11 1992-12-15 American Cyanamid Company Cross-linked anionic and amphoteric polymeric microparticles
US5106929A (en) 1990-10-01 1992-04-21 Phillips Petroleum Company Superabsorbent crosslinked ampholytic ion pair copolymers
AU4276893A (en) * 1993-03-29 1994-10-24 Dow Chemical Company, The Absorbent polymer having reduced dusting tendencies
US5465792A (en) * 1994-07-20 1995-11-14 Bj Services Company Method of controlling production of excess water in oil and gas wells
JP3485654B2 (ja) * 1994-11-28 2004-01-13 三洋電機株式会社 表示装置の調整方法
GB9424402D0 (en) * 1994-12-02 1995-01-18 Allied Colloids Ltd Dowhole fluid control processes
US5849862A (en) * 1995-06-07 1998-12-15 Cytec Technology Corp. Processes of spray drying polymer-containing dispersions, water-in-oil emulsions and water-in-oil microemulsions
US6090875A (en) * 1996-02-16 2000-07-18 The Dow Chemical Company Dust control of absorbent polymers
US5728742A (en) * 1996-04-04 1998-03-17 The Dow Chemical Company Absorbent polymers having a reduced caking tendency
US5735349A (en) 1996-08-16 1998-04-07 Bj Services Company Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations
US6169058B1 (en) * 1997-06-05 2001-01-02 Bj Services Company Compositions and methods for hydraulic fracturing
US6835783B1 (en) * 1999-02-24 2004-12-28 Dow Global Technologies Inc. Manufacture of superabsorbents in high internal phase emulsions
GB9906149D0 (en) * 1999-03-18 1999-05-12 Ciba Spec Chem Water Treat Ltd Polymer composition
US6454003B1 (en) * 2000-06-14 2002-09-24 Ondeo Nalco Energy Services, L.P. Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
JP4574145B2 (ja) * 2002-09-13 2010-11-04 ローム・アンド・ハース・エレクトロニック・マテリアルズ,エル.エル.シー. エアギャップ形成
US7244775B2 (en) * 2002-09-30 2007-07-17 Rohm And Haas Company Damage resistant coatings, films and articles of manufacture containing crosslinked nanoparticles

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2500712C2 (ru) * 2008-04-21 2013-12-10 Налко Компани Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
RU2500711C2 (ru) * 2008-04-21 2013-12-10 Налко Компани Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
RU2501830C2 (ru) * 2008-04-21 2013-12-20 Налко Компани Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
RU2502775C2 (ru) * 2008-04-21 2013-12-27 Налко Компани Блоксополимеры для извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
RU2511444C2 (ru) * 2008-04-21 2014-04-10 Налко Компани Композиция и способ отвода закачиваемых флюидов для достижения улучшенной добычи углеводородных флюидов
RU2478777C1 (ru) * 2009-03-19 2013-04-10 Родиа Операсьон Вязкоупругая композиция с улучшенной вязкостью
RU2545193C2 (ru) * 2009-07-10 2015-03-27 Налко Компани Способ уменьшения вязкости углеводородных текучих сред
RU2550625C2 (ru) * 2011-01-19 2015-05-10 Родиа Операсьон Семейства ингибиторов солевых отложений, имеющих отличные профили поглощения, и их применение в нефтяном промысле
US9534166B2 (en) 2011-01-19 2017-01-03 Rhodia Operations Families of scale-inhibitors having different absorption profiles and their application in oilfield
RU2744410C1 (ru) * 2019-07-26 2021-03-09 С.П.С.М. Са Композиция для добычи нефти и газа
RU2743157C1 (ru) * 2020-03-23 2021-02-15 Павел Владимирович Химченко Способ повышения нефтеотдачи
RU2776701C1 (ru) * 2020-12-23 2022-07-25 Спсм Са Новая композиция для добычи нефти и газа

Also Published As

Publication number Publication date
WO2001096707A1 (en) 2001-12-20
NO20025581D0 (no) 2002-11-21
CA2408312A1 (en) 2001-12-20
NO330481B1 (no) 2011-04-26
US20030149212A1 (en) 2003-08-07
EP1290310A4 (en) 2005-06-15
OA12332A (en) 2006-05-15
US6729402B2 (en) 2004-05-04
US20030155122A1 (en) 2003-08-21
EP1290310B1 (en) 2007-03-21
BR0111613B1 (pt) 2012-12-11
CN1434893A (zh) 2003-08-06
NZ522534A (en) 2005-06-24
MXPA02011661A (es) 2004-05-17
NO20025581L (no) 2003-02-10
US20030116317A1 (en) 2003-06-26
AU2001266600B2 (en) 2006-10-05
US6454003B1 (en) 2002-09-24
WO2001096707A8 (en) 2002-04-04
CA2408312C (en) 2009-08-18
DK1290310T3 (da) 2007-07-02
EP1290310A1 (en) 2003-03-12
BR0111613A (pt) 2003-07-01
AU6660001A (en) 2001-12-24
US6984705B2 (en) 2006-01-10
US7300973B2 (en) 2007-11-27
ECSP024391A (es) 2003-05-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2256071C2 (ru) Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного пласта
US7947630B2 (en) Compositions comprising at least two different polymeric microparticles and methods for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
RU2500712C2 (ru) Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения
US7928042B2 (en) Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
EP2807228B1 (en) Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US9206346B2 (en) Compositions and methods for diverting injected fluids to achieve improved hydrocarbon fluid recovery
AU2001266600A1 (en) Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
AU2009239549B2 (en) Block copolymers for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US11149186B2 (en) Method for enhanced oil recovery by injecting an aqueous polymeric composition containing microgels

Legal Events

Date Code Title Description
PC4A Invention patent assignment

Effective date: 20090120

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20100504

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20120828

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20140909

PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20180525

PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180823

QC41 Official registration of the termination of the licence agreement or other agreements on the disposal of an exclusive right

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20140909

Effective date: 20180823

PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180914

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180917

Effective date: 20180917

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180921

Effective date: 20180921

QB4A Licence on use of patent

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180925

Effective date: 20180925

TK4A Correction to the publication in the bulletin (patent)

Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -QB4A- IN JOURNAL 26-2018

QB4A Licence on use of patent

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180927

Effective date: 20180927

QZ41 Official registration of changes to a registered agreement (patent)

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180925

Effective date: 20191210

QB4A Licence on use of patent

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191213

Effective date: 20191213

QZ41 Official registration of changes to a registered agreement (patent)

Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180927

Effective date: 20200212